低渗透油藏剩余油研究及加密调整效果评价

郑 奎，卜广平，刘吉斌，吴育鹏，何汶锶

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

胡尖山油田A21区块长2油藏属三角洲平原沉积，枝状分流河道发育，主要储集砂体为分流河道；构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上，主要表现为平缓的西倾单斜，在单斜背景上发育东西向低幅度排状鼻状隆起，对油气成藏有重要的控制作用，且各个小层构造在纵向上具有较好的继承性；储层表现为中孔、低渗特征，非均质性强，储层平均孔隙度16.7%，平均渗透率 3.92×10-3μm2。

1 存在的主要矛盾

（1）油藏处于中含水期，含水上升速度加快试验区通过含水与采出程度图关系表明，当采出程度大于9.0%，含水达到47%后，曲线斜率增大，油藏进入含水快速上升期；当采出程度大于11.4%，该区含水大幅上升，开发效果变差，加密调整前综合含水已达到60.0%。

（2）水驱储量动用程度较低，剩余油难动用，试验油层较厚，但打开程度相对较低，导致水驱储量动用程度低，全区水驱储量动用程度仅43.3%，与同类油藏对比，剩余油潜力大。

（3）边底水活跃，控水稳油难，油藏边底水发育，开发过程中因局部产液强度较大以及局部地层能量保持水平低，部分井因底水锥进及边水推进导致油井含水上升，后期控水稳油难度增大。

2 剩余油分布规律研究

2.1 油水界面及含油饱和度变化情况

试验区自2001年开始规模开发，开发时间较长，为了解该区剩余油及油水界面变化情况，2013年在该区更新套破井8口，通过套破井与更新井测井资料对比油水井界面及含油饱和度变化情况，来研究该区剩余油情况及潜力分析。

通过8口套破井测井资料（见表1），油藏开发初期平均油层厚度12.6 m，含油饱和度52.7%，油水界面-240 m；8口井经11.2年的开采，平均单井采出1.89万吨原油，目前含油饱和度为44.3%，含油饱和度下降8.4%，油水界面上升至-236.0 m，油水界面上升4.0 m。

H40-14井2002年投产，累计生产11.3年，累计产油2.46万吨，通过更新井与原井测井资料对比，该井油水界面明显抬升，上升了6.0 m（见图1），且油层段含油饱和度下降5.6%，下降明显。但剩余油饱和度较高，后期开发潜力仍较大。

通过资料对比发现，试验区油水界面明显上升，因油藏受构造影响，导致各单井上升速度不同，无统一的油水界面；根据剩余油饱和度统计发现，研究区含油饱和度明显下降，但大部分井剩余油饱和度较高，后期开发潜力大。

图1 H40-14井更新前后测井对比图

2.2 剩余油分布规律

2.2.1 储量计算 本次主要通过容积法计算试验区的地质储量。容积法计算储量：

式中：N 为地质储量，104t；A 为含油面积，km2；he为平均有效厚度，m；Φe为平均有效孔隙度，1；Soi为平均原始含油饱和度，1；ρ0为平均地面脱气原油密度，（t/m3）；Boi为平均地层原油体积系数，1。

本次计算中，A取值 9.1 km2；he取值 12.5 m；Φe取值 16.74%；Soi取值 52.0%；ρ0取值 0.852；Boi取值1.112。通过计算，试验区长2油藏地质储量为758.4万吨。

表1 胡尖山油田A21区长2油藏采油井更新前后参数对比表

2.2.2 剩余油分析 本次选用三维三相黑油模型进行数值模拟来研究剩余油分布。通过研究表明，主力层剩余油主要分布在中、西部构造较高部位，井间部位连片性富集，底水锥进不明显。

微构造高点控制了剩余油的分布，剩余油丰度高地区总是在鼻状隆起或微构造高点附近；其次分流河道侧翼微相带是剩余油丰度较高地区[3]；构造的高部位与河道中心相带相结合同时注采井网又控制不到的地区，水淹程度低，易形成剩余油富集；Ⅲ类、Ⅳ类流动单元分布的井组是剩余油饱和度相对富集的区域。

3 加密调整部署及实施效果

3.1 加密调整指导思想及原则

针对油藏开发过程中存在的问题，结合剩余油分布规律研究结果，通过加密，充分动用剩余油富集区，提高油田开发水平，最大可能地挖潜剩余油，从而提高油田最终采收率。

部署加密井网时，选择在剩余地质储量及剩余油丰度高处部署井网，研究区剩余油丰度高地区总是在鼻状隆起或微构造高点附近，与河道中心相带相结合同时注采井网又控制不到的地区，因此加密井尽量布在原采油井中间，尽量避免新布油井在原油水井之间的注入水主流线上。

3.2 井网优化及加密部署

加密区井网设计主要考虑以下几个方面：在剩余油富集区进行部署；单井可采储量及对周围已有油井的影响；形成完善的注采井网，注采对应，同时考虑后期井网调整。

图2 井网调整示意图

结合研究区开发动态，考虑井网系统调整的灵活性，多种经验公式计算表明，排状布井方式最好。在井网转换方式论证的基础上，结合该区剩余油分布特点，确定试验区的加密调整形式为油井间加密（见图2）。该井网主要考虑后期二次排状布井做准备，油井间加密后配合后期转注，形成排状注水井网。

3.3 实施效果分析

试验区于2013年8月开始实施调整，10月全部投产，平均单井油层厚度12.1 m，以中低含水为主，经过7个月的生产，加密区日产油水平上升了112 t，综合含水稳定，取得良好的效果。投产加密采油井19口，初期平均单井日产液8.65 m3，单井产能3.98 t，综合含水46.1%，单井产能高，开发效果好；通过加密区加强注水，加密井投产4个月后，目前平均单井日产液8.68 m3，单井产能4.34 t，综合含水40.7%。与投产初期相比，单井产能上升0.36 t，综合含水下降5.5%，加密井开发效果显著。

加密区纯老井产量稳中有升，从2013年6月的181 t上升至目前的211 t，平均单井日产液10.13 m3上升至目前的10.62 m3，单井日产油3.48 t上升至3.57 t，综合含水稳定在60.0%左右，开发效果良好。

3.3.1 采油速度变化 加密井以中低含水为主，降低了试验区综合含水，提高了单井产能。试验区日产油由调整前的181 t上升到293 t，平均单井产能提高0.30 t，综合含水由调整前的60.0%下降到56.0%，采油速度由0.87%上升至1.41%（见图3），提高了0.54%。

图3 加密区采油速度变化曲线

3.3.2 水驱指数分析 通过水驱指数与含水率曲线（见图4）表明：全区水驱指数控制在1.10以内，表明该区水驱油效率高，水驱效果良好，呈现乐观状态；通过加密调整后，综合含水率较加密前下降3.7%；水驱指数由加密前的1.05下降至目前的1.03，说明水驱效果变好。

3.3.3 采收率预测 利用童宪章导出的水驱曲线关系式：

根据含水与采出程度关系（见图5）表明：加密区加密前开发效果变差，含水上升速度快，通过加密调整，全区综合含水下降，开发效果变好，预计最终采收率提高2.5%。

图4 水驱指数与含水率曲线

图5 含水率与采出程度关系曲线

图6 加密区甲型水驱特征曲线

利用水驱特征曲线法进行预测。因试验区粘度为4.37 mPa·s，中粘（3～30 mPa·s）层状油田推荐使用甲型水驱特征曲线[4]。水驱特征曲线法（见图6），马克西莫夫-童宪章甲型曲线表达式为：

其累积油与含水率关系式：

加密前a1=0.960 9；b1=0.009 3；当fw=98%时：

Np=257.9×104t，采收率 ER=34.0%。

加密后a2=1.038 3；b1=0.008 5；当fw=98%时：

可采储量=277.7×104t，采收率ER=36.6%。

通过调整，预计试验区最终采收率提高2.6%，增加可采储量19.8×104t。

4 结论和认识

（1）试验区微构造高点控制了剩余油的分布，剩余油主要分布在构造较高部位。

（2）通过井网调整，试验区采油速度明显提高，油田开发形势变好。

（3）低渗透油藏储层非均质性较强，在注水开发中后期，通过加密调整，新增可采储量效果显著，是提高采收率的重要手段。

（4）试验区对老油田加密调整具有重要意义，通过加密井的部署与评价为今后的调整工作提供技术借鉴，下步建议在A21长2油藏南部进行合理加密调整，提高油田开发水平。

[1]邢立亭，徐征和，王青.矿产资源开发利用与规划[M］.北京:冶金工业出版社，2008.

[2]李允，尹定.油藏模拟[M］.东营：石油大学出版社，1998.

[3]李宇征，戴亚权，等.安塞油田长6油层注采调整技术[J］.海洋石油，2003，23（3）：52-62.

[4]高文君，徐君.常用水驱特征曲线理论研究[J］.石油学报，2007，28（3）：89-92.