复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

郑爱玲， 王新海， 刘德华

(1.湖北省油气钻采工程重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100；2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

◀油气开采▶

复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

郑爱玲1， 王新海2， 刘德华1

(1.湖北省油气钻采工程重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100；2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

复杂断块油藏进入高含水期，剩余油分布复杂，挖潜难度大，为提高水驱采收率，提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上，结合生产动态数据和测试资料，根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型，详细解剖不同类型油砂体的动用情况，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力，提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对跃进2号油田的剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高。研究表明，以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高复杂断块油藏高含水期的开发效果，为剩余油的挖潜提供了新的思路。

挖潜 断块油气藏 高含水期 油砂体 剩余油

复杂断块油藏具有断层多，构造复杂，断块含油面积小等特点；沉积类型复杂、砂体横向分布稳定性差；纵向油层埋深差异大，分布井段长；油水关系复杂，以多套油水系统为主；储层物性较差、非均质性严重。受地质、开发等多种因素的影响，复杂断块油藏进入高含水采油阶段时间较早。复杂断块油藏进入高含水开发阶段，地下剩余油分布十分零散和复杂，挖潜难度大[1]。目前，针对复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜技术进行了大量研究，但大部分都是针对油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜[2-5]，难以适应高度分散的剩余油挖潜的需要，且工作量大。笔者将研究单元细化到油砂体，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式，提出了不同类型油砂体的剩余油精细挖潜方法，提高了复杂断块油藏高含水期的开发效果，节约了开发成本。

1 剩余油精细挖潜技术

复杂断块油藏进入高含水期后，存在储量动用不均衡，层间矛盾和平面矛盾更加突出、措施效果差、剩余油分布更加零散等问题。对进入高含水期的复杂断块油藏，研究纵向和横向上的剩余油分布特点和规律，准确确定剩余油储量和相对富集部位，是油田进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及三次采油提高采收率的基础[6-10]。为准确确定剩余油分布，从油砂体出发，提出了不同类型油砂体的剩余油精细描述和精细挖潜方法。

1.1 油砂体分类

在精细地质研究的基础上，确定储层构造、沉积相、渗透率和油砂体分布。结合生产动态数据、射孔层段数据、测试资料和边水能量等，以油砂体为研究单元，根据油砂体的井网控制情况、注水特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、边水驱、注入水+边水驱、注入水单向驱、注入水多向驱和未动用等类型[11]。

1.2 剩余油分布模式及挖潜措施

根据沉积特征、物性特征、生产情况和测试资料，对不同类型油砂体水驱特征进行详细解剖，弄清不同类型油砂体在开发中存在的问题和剩余油分布模式，提出相应的挖潜措施。

1.2.1 弹性驱油砂体

弹性驱油砂体一般位于构造主体部位，砂体面积和地质储量相对较大，但没有形成有效的注采关系，采出程度较低，油层供液能力不足，开发效果较差。挖潜措施主要是依靠通过水井补孔或油井转注来完善注采井网；也可利用上返补孔，提高油砂体的井网控制程度。

1.2.2 边水驱油砂体

边水驱油砂体动用情况与边水活跃程度有关。边水活跃的油田，油井注采井段长，层间矛盾大，造成油井含水上升快，过早水淹，降低了油砂体的开发效果。因此，边水驱活跃的油砂体表现出含水率高、采出程度低的特点。挖潜措施主要是对剩余油储量大的油砂体采取措施，在没有井生产的构造高部位进行上返补孔，控制油井生产压差，防止边水过早推进。边水不活跃的油砂体水驱动力弱，可通过水井补孔或油井转注来提高水驱效果。

1.2.3 注入水+边水驱油砂体

注入水+边水驱油砂体开发潜力主要在注采井网不完善区域和层间非均质性形成的潜力区。这类油砂体的治理方向是在剩余油富集区域进行上返补孔，增加注水点，完善注采井网，优化注水层段，提高水驱控制程度，同时控制油井的生产压差，防止油井过早水淹。

1.2.4 注入水单向驱油砂体

注入水单向驱油砂体剩余油主要分布在井网不完善、注入水波及不到的区域，采取增加注水点、上返补孔等方法来提高单砂体的井网控制程度，调整砂体平面注采关系，扩大扫油面积；通过封堵油井高含水层，提高注水效果。

1.2.5 注入水多向驱油砂体

注入水多向驱油砂体由于平面非均质性较强，注入水易沿着一定的方向水窜，开发潜力区为注入水未波及到的区域。这类油砂体应以水井为中心，采取调剖或增加注水点、关停高含水井等措施来改变水驱方向，增大水驱波及效率，提高注水开发效果。

1.2.6 未动用油砂体

未动用油砂体主要分布在动用程度低的层系。由于砂体含油面积小、储量小、分布零散，纵向叠合差，未动用油砂体挖潜空间有限。应根据层系开发的实际情况，对高含水井封堵出水量大的层，补射未动用层；对含水较低的井，当产量递减后，再射开未动用层来弥补产量亏空。

1.3 潜力油砂体筛选

根据油砂体储量分级、油砂体含水率和采出程度确定潜力油砂体筛选标准，筛选出不同类型油砂体的潜力油砂体，将筛选出的潜力区归属到具体的层系和断块上进行剩余油挖潜。

2 实例应用及效果分析

跃进二号油田受阿拉尔、Ⅶ两条区域性大逆断层夹持影响，断层十分发育，在3.8 km2的构造面积内分布着34条断层，将构造切割成近30个断块，是一个天然能量分层系分小层不一、纵向上有多套油层混合的复杂断块油田。该油田1986年第一口探井获工业油流，1993年8月正式投入开发，到目前为止，经历了试采阶段、细分层系注水开发产能上升阶段和层系调整注采井网完善阶段。

目前该油田划分为9套开发层系，综合含水已达80%以上，而采出程度不到20%。存在的问题主要有：1)储层非均质性强，层间干扰严重，注入水单层突进严重；2)平面矛盾突出；3)注采井数比低，油井多向受效率低；4)构造复杂，断层多，断层两盘注采对应关系复杂使注采井网难以完善；5)低产低效井、套损井增多。

2.1 油砂体动用状况和潜力分析

按跃进二号油田油砂体储量大小进行分级统计，储量小于0.8×104t的油砂体2 112个，累计储量479.9×104t，占总储量的27.1%；储量(0.8～2.0)×104t的油砂体425个，累计储量543.4×104t，占总储量的30.6%；储量(2.0～4.0)×104t的油砂体180个，累计储量496.2×104t，占总储量的27.9%；储量大于4×104t的油砂体有44个，累计储量256.2×104t，占总储量的14.4%。从分级情况来看，储量(0.8～2.0)×104t的油砂体储量所占比例较大，目前采出程度较低，且部分油砂体尚未动用，因此把储量大于0.8×104t、采出程度小于50%、产出液含水小于80%的油砂体作为潜力油砂体。

2.1.1 弹性驱油砂体

跃进二号油田弹性驱油砂体156个，占总油砂体数的5.7%，累计储量81.44×104t，占总油砂体储量的4.6%，目前采出程度17.3%。其中储量大于0.8×104t的油砂体29个，占弹性驱油砂体总数的18.6%，累计储量42.83×104t，占弹性驱油砂体总储量的52.6%。弹性能量驱油砂体偏小，储量集中在少数大砂体上。弹性驱油砂体动用状况受井网密度和砂体大小共同控制，油砂体储量越大，油砂体上生产油井越多，井网密度越大，油砂体动用状况越好。

根据潜力油砂体筛选标准，弹性驱潜力油砂体24个，16个油砂体的采出程度小于10%，6个油砂体的采出程度10%～20%，2个油砂体采出程度大于20%，挖潜空间大。

2.1.2 边水驱油砂体

跃进二号油田边水驱油砂体587个，占总油砂体数的20.9%，累计储量448.46×104t，占总油砂体储量的25.3%，目前平均采出程度24.7%。其中储量大于0.8×104t的油砂体196个，占边水驱油砂体总数的33.3%，累计储量343.26×104t，占边水驱油砂体总储量的76.5%。由于含油面积小、储量小的边水驱油砂体的井网密度大，平均采收率较高。

根据潜力油砂体的筛选标准，边水驱潜力油砂体69个，44个油砂体的采出程度小于20%，挖潜空间大。

2.1.3 注入水+边水驱油砂体

跃进二号油田注入水+边水驱油砂体123个，占总油砂体数的4.5%，累计储量182.0×104t，占总油砂体储量的10.2%，目前平均采出程度29.7%。其中储量大于0.8×104t的油砂体64个，占注入水+边水驱油砂体总数的52.0%，累计储量158.0×104t，占注入水+边水驱油砂体总储量的86.8%。该类油砂体在构造边部发育，储量规模相对较大，动用状况较好，但动用情况受砂体大小和井网密度控制。

根据潜力油砂体的筛选标准，注入水+边水驱潜力油砂体25个，15个油砂体的采出程度小于20%，具有一定的挖潜空间。

2.1.4 注入水单向驱油砂体

跃进二号油田注入水单向驱油砂体472个，占总油砂体数的17.2%，累计储量523.8×104t，占总油砂体储量的29.7%，目前平均采出程度20.0%。其中储量大于0.8×104t的油砂体228个，占注入水单向驱油砂体总数的48.3%，累计储量447.1×104t，占注入水单向驱油砂体总储量的85.4%。注入水单向驱油砂体主要位于构造中部，油砂体地质储量大、分布稳定。油砂体动用情况受注采井网控制。

根据潜力油砂体的筛选标准，注入水单向驱潜力油砂体122个，85个油砂体的采出程度小于20%，挖潜空间大，是后期油田综合治理的重点对象。

2.1.5 注入水多向驱油砂体

跃进二号油田注入水多向驱油砂体140个，占总油砂体数的5.2%，累计储量262.5×104t，占总油砂体储量的14.7%，目前平均采出程度30.9%。其中储量大于0.8×104t的油砂体的79个，占注入水多向驱油砂体总数的56.4%，累计储量241.3×104t，占注入水多向驱油砂体总储量的91.9%。

根据潜力油砂体的筛选标准，注入水多向驱潜力油砂体42个，22个油砂体的采出程度小于20%，开发潜力主要集中在注入水没有波及到的构造相对高部位和断层-低渗透相带控制的潜力区，具有一定的挖潜空间，但动用难度大。

2.1.6 未动用油砂体

跃进二号油田未动用油砂体1 283个，占总油砂体数的46.5%，累计储量277.6×104t，占总油砂体储量的15.5%。其中储量大于0.8×104t的油砂体的53个，占未动用油砂体总数的4.1%，累计储量63.3×104t，占未动用油砂体总储量的22.8%。钻遇井数集中在2～8口，具有一定的挖潜空间。

2.1.7 潜力油砂体分布情况

根据上述分析，不同类型潜力油砂体开发潜力如下：弹性能量驱油砂体24个，累计地质储量36.1×104t，剩余地质储量33.0×104t，目前产出液平均含水率为26.7%；边水驱油砂体69个，累计储量119.9×104t，剩余储量97.41×104t，目前产出液平均含水率为51.3%；注入水驱+边水驱油砂体25个，累计储量58.9×104t，剩余储量47.2×104t，目前产出液平均含水率为49.2%；注入水单向驱油砂体122个，累计储量258.34×104t，剩余储量212.3×104t，目前产出液平均含水率为34.8%；注入水多向驱油砂体42个，累计储量121.6×104t，剩余储量96.6×104t，目前产出液平均含水率为43.4%；未动用油砂体53个，累计储量63.3×104t。

2.2 挖潜效果分析

由于该油田构造复杂，断块多，因此主要将主力开发层系的潜力油砂体进一步归属到断块上。

四下层系的3个断块和六层系的2个断块潜力油砂体储量占层系潜力油砂体储量的比例最大，分别达到90.0%和100%，四上层系的3个断块、五层系的2个断块和七层系的2个断块潜力油砂体储量比例都在70%以上(见表1)。

表1 层系潜力油砂体分布统计Table 1 Distribution histogram of potential oil sand body

根据不同类型油砂体的挖潜方法，主力层系的综合治理措施见表2。

表2 综合治理措施统计Table 2 Comprehensive adjustment measures

从主力开发层系四上、四下、五、六和七层系的潜力断块综合治理方案10 a的预测结果与基础方案的采出程度与含水率曲线(见图1)进行对比可看出,在相同采出程度下，综合治理方案的含水率低于基础方案。10 a预测期间的采出程度大大提高，预测含水率为98%时综合治理后的采收率为31.4%，较治理前预测的采收率(27.5%)提高了3.9百分点。跃进二号油田水驱控制程度和水驱动用程度从综合治理前的61%和45.42%，提高到综合治理后的79.5%和75.24%。

图1 综合治理前后开发指标对比曲线Fig.1 Comparison of development indexes before and after comprehensive adjustment

3 结 论

1) 对油砂体进行精细描述，可揭示不同类型油砂体开发中存在的问题，确定剩余油储量及分布位置，为复杂断块油藏高含水期进行剩余油挖潜提供依据。

2) 剩余油精细挖潜技术是基于剩余油定量描述进行的，但研究对象从常规的油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜细化到油砂体，更适应高含水期复杂断块油藏高度分散的剩余油挖潜的需要，且重点突出，剩余油描述准确。

3) 剩余油精细挖潜技术的精度受地质研究的精细程度以及生产动态数据和测试资料的准确性和全面性的影响。

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MethodtoTapRemainingOilinComplexFault-BlockReservoirsatHighWaterCutStage

ZhengAiling1，WangXinhai2，LiuDehua1

(1.KeyLaboratoryofDrillingandProductionEngineeringofHubeiProvince(YangtzeUniversity),Wuhan,Hubei，430100,China；2.CollegeofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum(Beijing)，Beijing，102249，China)

During high water cut stage,it is very difficult to develop the remaining oil in complex fault-block reservoirs due to its complicated distribution.In order to enhance recovery,this paper presents a method on tapping remaining oil by refining research unit into oil sand body.On the basis of fine geological research along with dynamic and test data,oil sand bodies are divided into elastic drive,injected water drive,injected water and edge water drive,edge water drive,and nonproducing types according to well pattern control conditions,features of water drive and edge water energy.Specific methods of tapping remaining oil for specific oil sand body types were advanced through dissection of producing status,remaining oil distribution pattern and potential of different oil sand bodies.The application in Yuejin II Oilfield shows that the method can effectively improve development of complex fault-block reservoirs in high water cut stage and provides new approach for tapping remaining oil.

tap prodution potential;fault block reservoir;high water cut stage;oil sand body;remaining oil

2012-08-14；改回日期2012-11-27。

郑爱玲(1979—)，女，湖北天门人，2002年毕业于江汉石油学院资源勘查工程专业，2005年获长江大学油气田开发专业硕士学位，讲师，现主要从事油气田开发方面的教学和科研工作。

联系方式：13872327089，zheng-al@126.com。

国家科技重大专项“高含水油田提高采收率新技术-剩余油分布综合预测与精细注采结构调整技术”(编号：2011ZX05010-002)部分研究内容。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.019

TE347

A

1001-0890(2013)02-0099-05