点坝砂体内部剩余油分布及挖潜方法研究

孟立新，秦永厚，陈淑琴，吕昕倩，娄小娟

(1.中油大港油田分公司，天津 300280;2.西南石油大学，四川 成都 610500)

引 言

中国东部油田由于受沉积环境的影响，油藏类型大部分为复杂断块油藏，物性差，非均质性强。以往针对复杂断块油藏开发后期剩余油分布规律开展了大量研究工作，但主要是集中在平面和层间，层内剩余油的研究一直是个难点，层内剩余油定量研究进展缓慢的主要原因是层内非均质性的认识深度和精度。自 Miall［1－2］于 1985 年提出储层构型的概念及研究方法以来，国内外很多学者相继对河流相沉积储层内部构型开展研究，取得了较好研究成果。尤其近几年在地下储层曲流河内部构型解剖及表征方面取得了长足进步［3－5］。本文以大港油田港东二区五断块明化镇油组曲流河沉积储层砂体内部构型刻画为对象，开展了油层层内剩余油分部规律和挖潜技术对策研究。

1 曲流河点坝

点坝砂体是构成曲流河单砂体的基本单元，是曲流河沉积储层中的主要储层，末期(废弃)河道为单砂体边界。曲流河点坝是河流侧向加积作用形成的，由一系列周期性的侧积体叠加组合而成，侧积体之间发育泥质斜交层面的夹层(侧积层)。点坝内部构型解剖是通过判断侧积层倾向、侧积层倾角和侧积体规模而建立起的侧积体空间分布模式［6］。现代沉积研究表明，侧积层总是向废弃河道方向倾斜;侧积层倾角判断是应用Leeder提出的关于河流满岸宽度与河流满岸深度及侧积泥岩倾角之间的经验公式［7］。港东二区五断块NmⅢ22点坝砂体平均河流满岸宽度为95 m，河流满岸深度为7.1 m，单一侧积体水平宽度为63 m左右，侧积层倾角平均为6.4°。

2 层内剩余油分布研究

港2－56－2井是港东二区五断块港2－57井区的1口密闭取心井。从电测曲线特征上看港2－56－2井的NmⅢ22具有典型的点坝特征，18.5 m厚砂体总体呈复杂正韵律特征［8］，从电测曲线和岩心观察仔细分辨内部共发育5个泥岩或细砂质混杂着泥质的侧积层，厚度为0.07～0.26 m(图1)。

在港2－56－2井NmⅢ22砂体的油层顶部钻取39块岩样进行剩余油饱和度测试，平均剩余油饱和度为37.2%。层内自下向上仍呈现水驱油效率变低、剩余油饱和度变高的趋势，油层上部剩余油富集。39块岩样中未水洗比例为20.5%，水洗比例为79.5%;未水洗层主要位于油层顶部及侧 积层上部。

图1 港2－56－2井NmⅢ22砂体层内水淹状况对比

3 层内剩余油分布油藏数值模拟

3.1 点坝砂体模型数值模拟研究

选取港2－57井区NmⅢ22的点坝开展油藏数值模拟研究。该砂体控制石油地质储量为15.32×104t，历史存在生产井7口，5口采油井，2口注水井，目前有3口油井正常生产，平均单井日产油为1.9 t/d，综合含水为97.7%，采出程度为35.2%。首先建立点坝内部构型三维地质模型，模型采用2.0 m×2.0 m×0.5 m的网格系统来模拟点坝构型的空间分布，开展超精细油藏数值模拟研究。模拟结果显示，在水驱油过程中由于受韵律层和侧积层的影响，点坝砂体内部最终波及体积系数为78%，即在常规井网和极限含水条件下曲流河点坝砂体内部仍有22%的地质储量未很好动用，主要位于点坝顶部和侧积层上部(图2、3)。

图2 点坝砂体中上部开发末期剩余油分布

图3 点坝砂体开发末期剩余油分布切片

3.2 简化点坝砂体概念模型数值模拟研究

以港东油田曲流河构型研究成果为基础构建点坝概念模型，模型基本参数如下:模型长600 m、宽500 m、高6 m，侧积体砂体的渗透率为1000×10－3μm2、孔隙度为 0.3，采用行列式注水开发，3口注水井、3口采油水，排距为510 m，井距为250 m。分别设计不同侧积层倾角、不同侧积层间距、不同侧积层遮挡幅度、不同侧积层渗透性、不同注水方向、不同注水速度共计6类15个机理模型。利用油藏数值模拟技术，针对15个机理模型分别进行模拟生产计算至综合含水达98%，得出每个模型的剩余油分布图，并对模型波及体系系数进行统计。由于受侧积层遮挡影响，点坝内部死油区的范围为13.2% ～35.05%，平均为24%。

4 层内砂体剩余油分布物理模拟

点坝物理模拟研究的目的是按照单砂体内部建筑结构理论，研制反映内部建筑结构特征的砂体物理模型，通过实验研究探讨内部建筑结构对储层渗流场、剩余油形成与分布的影响［9］。首先在点坝砂体内部构型识别、研究基础上，结合实验设备条件制作符合实验要求并反映点坝内部非均质的物理模型。在试验中应用的是填砂二维模型，模型内部的长宽为500 mm×500 mm，外壁厚45 mm，内部按要求放置非渗透侧积层，然后应用储层非均质模拟实验装置进行相应的注水驱替实验，研究注水方向、注水速度、侧积层间距、侧积层遮挡幅度3类11种模型，进行水驱油实验，通过布置饱和度探针测定模型内剩余油饱和度的分布状况，绘制驱替结束后含油饱和度图并进行数据统计和分析。分析可知，点坝砂体内部死油区范围为11.9% ～30.2%，平均为20.9%。

对密闭取心、数值模拟、物理模拟3种方法的研究成果进行汇总(表1)，可以看出，高含水开发后期点坝内部仍有20%～24%左右的地质储量未受到注水波及，主要位于点坝砂体顶部及侧积层上部。

表1 点坝砂体内部剩余油研究成果汇总

5 点坝砂体层内剩余油挖潜技术论证

挖潜技术对策主要包括部署新井(水平井或直井)、调堵(油水井对应调剖堵水或注水井调剖亦或采油井堵水)、周期注水(周期分别为4、6、12个月)3个方面。同理，挖潜技术对策论证包括3个方面:①首先对不同挖潜技术对策分别进行模拟计算，预测其增油量;②根据措施(或钻完井费用)、吨油成本、油价等一些经济参数计算出每项挖潜技术对策达到盈亏平衡时所需要的最小增油量;③根据预计增油量、油价、吨油成本和措施(或钻完井)费用等计算出每项技术对策的投入产出比。

以上述3项计算结果为依据，分析对比每项挖潜技术对策的优劣(表2)。从表2可以看出，3类9项挖潜技术对策的预计增油量均超过盈亏平衡分析所需的最小增油量，即在技术上和经济上均可行。从3类技术对策的增油量来看，以部署加密井的增油量最高，调剖堵水效果次之，周期注水增油量效果最低。但加入经济因素后，调剖堵水的投入产出比最高，周期注水次之，加密井投入产出比最低。综合分析增油量和投入产出比因素，高含水开发后期点坝砂体内部剩余油挖潜首推调剖堵水的技术对策，根据需要适当开展加密井网和周期注水的配套挖潜技术对策。受剩余油富集特点的影响，水平井挖潜效果好于直井，垂直侧积层的水平井要好于平行侧积层的水平井，注水井调剖必须结合采油井对应堵水才能获得较好的挖潜效果。分析3组的周期注水效果可以看出，注采周期增加后挖潜效果逐渐变好，说明高含水开发后期点坝层内剩余油挖潜不能一贯的强化注水，而应在基本保持地层能量的前提下，通过有效提高和降低地层压力，驱替出孔隙介质中受重力和非均质控制的剩余油。

表2 点坝砂体内部剩余油挖潜技术对策效果对比

6 应用效果

根据点坝砂体内部剩余油分布特点及挖潜技术对策研究成果指导油田生产。在港东一区开展“调剖、堵水”的一体化技术对策挖潜点坝内部剩余油，已实施点坝砂体挖潜26个，单井平均综合含水下降了6.4个百分点，累计增油1.59×104t。港东二区七断块通过部署3口水平井挖掘点坝顶部剩余油获得了非常好的效果(表3)，单井钻遇油层180～240 m，初期平均单井日产油量为39 t/d，含水率为28.6%。水平井挖潜点坝砂体内部剩余油油层钻遇率在80%以上，产能达到相同区域直井产量的2倍以上。

表3 港东二区七断块水平井挖潜剩余油成果

7 结论

(1)常规井网和极限含水条件下，由于侧积层遮挡，曲流河点坝砂体内部有20%左右的地质储量未很好动用，主要位于点坝顶部和侧积层上部。

(2)实际应用表明，点坝砂体内部剩余油分布特点及挖潜技术对策研究可有效提高点坝剩余油挖潜产量。首推技术对策为调剖堵水，注水井调剖时采油井必须对应实施堵水，同时根据需要适当开展加密井网和周期注水的配套挖潜技术对策。

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