边底水稠油藏剩余油挖潜技术研究

王 健 （中石油辽河油田公司锦州采油厂，辽宁 盘锦121209）

锦州油田稠油油藏以层状边底水油藏为主。含油面积36.1km2，石油地质储量1.32×108t，油藏埋深660～1286m。构造复杂，为典型的复杂断块油藏；油层纵向上分布零散，有效厚度在9.1～35.0m，单层厚度一般在1.0～4.0m之间，纵向上含油井段长，净总厚度比低，以0.14～0.38之间为主；油层物性差异大，平面和纵向最大渗透率级差达10以上；原油物性差别也比较大，原油密度在0.945～1.032g／cm3，地层原油黏度在420～11233mPa·s，地层水为NaHCO3型。

1 边底水对吞吐阶段采收率的影响

根据数模、物模、经验公式计算和类比等方法计算，蒸汽吞吐开发方式采收率为30%～35%，吞吐较水驱或天然能量开发采收率有较大幅度的提高，通过近20年的蒸汽吞吐开发实践，取得了良好的效果，稠油区块采收率大幅度提高。如边底水油藏锦45块吞吐阶段采收率由17.3%上升到38.8%，但与纯油藏如欢17块兴隆台油层西部吞吐阶段采收率达48.5%相比采出程度相差10%。边底水对吞吐阶段采收率具有一定影响。

2 剩余油研究方法

1）油藏工程分析方法 边底水油藏油井水淹不仅跟避水油层的厚度有关，还跟油藏边水水体大小、能量以及储层的非均质有关［1］。

水侵量方程计算公式如下：

式中，We为总水侵量，m3；Vo为累产油量（地下体积），m3；Vw为累产地层水量，m3；Vi为累积存水量，m3；K为弹性阶段产率，m3／MPa；ΔP为总压降，MPa。

式 （1）计算中关键是求取K值，通过作亏空体积和ΔP的关系曲线，以最初直线作为弹性开采段，其斜率为弹性产率，可求得K值。以锦88块为例，通过作亏空体积和ΔP的关系曲线，以最初直线段作为弹性开采段，其斜率为弹性产率，求得K＝45.5×104m3／MPa。依据历年测压数据和生产数据，计算得出水侵量为97.42×104m3。依据锦88块年度水侵量变化趋势，2000年在边水能力逐渐减弱的情况下，在水淹区完善100m井网布井7口，取得较好效果，有效地实现了产能接替。

2）动态分析结合监测技术法 动态分析法是认识边底水油藏剩余油最常规的方法。从油藏基础地质研究入手，利用油井的各项测井资料、动态资料确定剩余油富集区。通过引进、消化、吸收动态监测技术，形成了一系列适合锦州油田层状边底水稠油油藏特点的“找水”技术。由于油井只有含水高达90%以上才采取挖潜措施，且绝大部分井为机采井，研究认为，环空产液剖面法只录取分层流量即可，即产液层就是出水层；硼中子寿命法也能较准确地判别水淹层。

3）油藏数值模拟法 这一方法对于边底水稠油油藏剩余油分布的研究主要有单井泄油面积法和加热半径法2种方法。主要用于2个方面：①利用动态拟合的方法确定实际油藏中的含油饱和度在平面上的分布，直接指导生产，这已在国内外油田开发中普遍使用；②进行不同地质条件、不同驱动方式油层内饱和度分布的机理研究。

3 边底水稠油油藏剩余油分布规律

（1）普通稠油蒸汽吞吐10个周期时，井间仍有一定剩余油；区块边部薄层、已开发区块井网不完善区域、油藏构造高部位靠近断层区域、边水油藏边部薄层及小于10m的边际油藏是剩余油富集。

（2）受沉积相影响，水下分流河道及河口坝等有利相带的剩余油仍较大，但水淹快，分流河及前缘薄层砂剩余油相对少，但含水相对低，水淹速度慢。

（3）纵向上储层物性较差的薄油层和射孔段下部的油层、早期避水层和早期上返的下部油层是剩余油富集区；水淹区域纵向上仍有未水淹或水淹程度较低的油层。

4 水淹区剩余油挖潜技术对策

1）水淹区实施加密、细分层系调整技术 区块水淹区综合调整的主要做法有以下3个方面：①直井井网加密及优选射孔技术提高吞吐阶段采收率，由118～141m井距井网加密到83～100m井距井网，提高平面上的储量动用程度；②根据部分断块含油井段长、油层厚度大、层间差异大、水淹严重的情况，在井网加密的基础上细分层系开发，提高纵向上的储量动用程度；③针对未水淹薄油层利用直井无法实现经济有效开发的问题，利用水平井技术实现开发。

2）实施大位移侧钻，挖潜井间剩余油 对于套管未损坏的高含水井采用大位移侧钻手段在水淹区挖潜井间剩余油。几年以来，共实施此类侧钻井36口，成功32口，平均单井电测解释稠油层34.6m／13层，低产油层10.1m／6层，水淹层25.3m／6层，水淹层占解释油层厚度的35.9%，已累增油6.64×104t，使井网对储量的控制程度恢复了30.1%。

3）封堵出水层位，提高纵向动用程度 利用监测资料有效地指导动态分析，对具有隔层条件的高含水井及时采取封堵出水层位措施，在水淹区挖潜取得显著成效。结合水淹规律研究成果，在重水淹区共测产液剖面28口，变密度4口，中子寿命测试12口，利用监测资料及开发动态研究，对135口井进行大修、堵水、分采和补堵措施，日增油714t，累增油13.8×104t，累降水25.5×104t。

4）合理抑制边底水内侵 油藏吞吐开发至中后期，由于边底水被大量采出，边底水能量和油层能量大幅度减弱，利用排水来控制水侵已失去效力，通过对水侵量及水侵速度的研究认为，当年度水侵量降为初期的0.4倍、边水推进速度0.5m／mon以下时是挖潜最好时机。这时对内部有隔层条件的油井采用机械堵水，对无隔层条件的油井实施化学堵水。针对互层状普通稠油一类油藏 （黏度小于1000mPa·s），对无隔层条件的油井采用稠化油、改性石蜡等化学选择性堵水技术，利用地层渗透率不均质性、堵剂水基性、高效洗油剂产生的选择性注入方法［2］，选择性封堵含水饱和度高的地层。

欢西油田实施了一系列剩余油挖潜技术，使得各稠油区块采收率不断提高，稠油区块采收率总体由29.01%提高到33.0%，增加可采储量526.68×104t。通过与总公司稠油油藏开发水平分级指标进行对比，欢西油田主力稠油区块油藏整体开发水平均达到Ⅰ类。

5 结 论

（1）边底水稠油藏蒸汽吞吐后期平面上剩余油主要分布在构造高部位、井网井间、断层边角地带，纵向上剩余油分布在薄油层和射孔段下部的油层、早期避水层，水淹区纵向上仍有未水淹或水淹程度较低的油层。

（2）水淹区实施加密、细分层系调整、大位移侧钻等挖潜技术，使老井吞吐采油效果得到明显改善，提高油藏开发效果。

［1］张文宾，林景晔 .对应分析油气水层识别方法及应用 ［J］.大庆石油地质与开发，2002（6）：8－9.

［2］赵福麟，王家印 .化学剂吞吐与油井堵水的结合技术 ［J］.石油大学学报 （自然科学版），2001，25（6）：61－64.