SN142区块剩余油分析及下步对策研究

贾 琼，郭洪宇

SN142区块剩余油分析及下步对策研究

贾 琼，郭洪宇

（中国石化东北油气分公司， 吉林 长春 130062）

SN142区块位于秦家屯油田秦中背斜带，自2005年投入开发以来，历经了4次井网完善与注水调整，表现出高含水、低采油速度的主要矛盾，因此需要对剩余油分布进行量化分析。从油藏数值模拟研究剩余油入手，对平面完善注采、纵向改善水驱进行研究，制定出改善水驱、完善注采、提高注水强度等水井措施，以及油井改善水驱效果问题，实现增加水驱动用储量、提高采油速度的目的。

SN142区块；剩余油；油藏模拟；采油速度

秦家屯油田SN142区块构造位于松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷东北部的秦家屯构造，为轴向北东的断鼻构造；主要含油层系为泉头组一段及二段底部，储层平均孔隙度为21%，平均渗透率为46.5 md，为中孔、中低渗。该区块动用含油面积1.25 km2，动用储量160×104t，标定采收率17.29%[1]。

针对SN142区块剩余油分布情况，采用油藏模拟手段，将动态测试技术与流管法结合起来, 利用区域上多井测试资料与数值模拟技术相结合方法，确定油水井连通性及计算井点的剩余油饱和度，进而描述井间或油藏内的剩余油饱和度在平面上的分布情况，为高含水期油藏开发方案的进一步调整提供科学依据[2]。

1 油田概况

自2005年10月投入开发以来主要经历了四个开发阶段[3]：2005年6月-2006年10月自然能量开发，新井投产较多，整体产量以新井为主；2006年 11月-2008年4月含水快速上升，同时有新井投产，整体产量缓慢下降；2008年5月-2009年9月扩边-井网完善，投产了5口新井，同时补孔农Ⅴ2、农Ⅴ4、农Ⅵ1层，产量上升；2009年10月-2013年12月注采调整，经过补孔二类层、压裂引效、调剖、分注等措施后，产量基本稳定。

截止2014年12月累计产油11.71×104t，采出程度7.32%，目前共有33口，其中油井21口，开井18口，日产液149 t/d，日产油22.8 t/d，综合含水 83.81%，采油速度0.5%，水井12口，开井11口，日注水378 m3/d。

2 剩余油研究

针对本区块构造简单、层系较少的特点，选用“简捷油藏管理分析系统”（RMsimple），开展建模和数模工作。采用40 m×50 m的网格步长。具体流程包括：①网格化；②划分注采单元，形成动态栅状流动骨架；③根据吸水剖面、达西公式劈分注水量到各注采单元；④根据达西公式劈分注水量到流管；⑤根据注水量和井距的关系、流压静压与注水量的关系，推测单元水淹情况，修正波及范围，匹配累注-含水关系，再进入下一时间节点的计算。

2.1 历史拟合

本次模拟采用从整体到部分逐步细化的拟合方法，从区块储量、综合含水到单井产量、含水、逐步求精的拟合顺序。储量拟合度达93%，数模计算出的研究区块的日产液、日产油、含水等变化规律与实测资料吻合良好，拟合程度接近90%（图1）。

在对断块整体拟合的基础上，进一步进行单井拟合。拟合了全区22口油井的含水，在单井含水拟合中，主要调整局部区域的渗透率、传导率分布和分层生产指数等参数，拟合比较好的一类井见图2。

2.2 注水量分配因子研究

通过对SN142区块的历史拟合，可以获得区域上和局部上的注水井和采油井的注采关系，并对注水受效关系进行统计，量化注采井间的注入、采出量[2]。这些流体在三维空间的流动信息可以用井分配因子表现出来（图3）。

2.3 剩余油分布分析

通过油藏模拟，确定该区剩余油主要平面上受北东向断层及注采不完善控制，纵向上各层均有分布、主要富集于农Ⅴ3层，呈现“整体高度分散，局部相对集中”的状态[4,5]。

（1）农Ⅴ2层剩余油主要富集在靠近断层区以及井间滞留区（图4），且已累产有0.9×104t，剩余储量16×104t。

（2）农Ⅴ3层剩余油富集在断层区，目前已累产8.5×104t，但剩余储量仍达到52.9×104t，潜力最大。

（3）农Ⅴ4层剩余油富集在靠近断层区以及注采不完善井间滞留区，目前已累产0.5×104t，剩余储量9.1×104t。

（4）农Ⅵ1层剩余油主要富集在靠近断层区以及注采不完善井间滞留区，目前已累产1.7×104t，剩余储量22.6×104t。

将剩余油富集区的储量进行统计计算，农Ⅴ2层断层区1.67×104t，井间滞留区5.65×104t；农Ⅴ3层断层区1.67×104t，井间滞留区5.65×104t；农Ⅴ4层井间滞留区2.72×104t；农Ⅵ1层井间滞留区6.88×104t，断层控制区2.13×104t（表1）。

2.4 存在问题及认识

（1）平面上井网不完善，水驱效果较差

①有6口井在靠近断层方向无水井控制、10口井21个层只采不注。

②受注水见效的18口井内部差异大，在西部出现连喷带抽的现象，且地层压力已达8.29 MPa，在东北部严重供液不足，地层压力仅有4.6 MPa。

③有3口井不受控或见效不明显，影响 10.83 ×104t储量的动用。

（2）纵向上水驱动用程度低，优势水流通道影响剩余油的驱替

①目前仍有46.53×104t储量未水驱动用，其中农Ⅴ层25.81×104t，农Ⅵ层15.47×104t；分布于东北部靠近断层区、东南边部的分流间弯薄层砂物性较差以及西部套损区。

②层间形成优势水流通道，注水利用率低，农Ⅴ3层吸水强度745 m3/m大于全区的515 m3/m,且产液量占全区的55.1%。

（3）平面上主要富集于靠近北东断层条带区（31.73×104t）以及注采不完善的井间滞留区（24.43×104t），达到 56.17×104t；纵向上各层均有分布，主要富集于农Ⅴ3层（采出程度高达12.85%），但是潜力最大（达到52.95×104t）。

3 调整对策及效果分析

抓住主力层（农Ⅴ3）水淹严重的主要矛盾，立足水驱，治理井况恶化，集中精力对剩余油富集的北东向断层区以及井间滞留区开展挖潜工作，通过水井调剖改善水驱、转注与补孔完善注采、小型压裂提高注水强度；油井压裂引效改善水驱效果。

（1）油水井治理相结合

①水淹严重区调剖挖掘层内剩余油

对该区实施了三轮 12井次的调剖，调剖后注水压力注入压力8 MPa，最高上升至13.5 MPa ，压降曲线变缓，启动压力从5.838 MPa上升至9.0872 MPa，吸水层从单一吸水变为三层吸水，单井增油48 t。

②分注、投捞测调相结合挖掘层间剩余油

对该区实施分注4口井，分注率达36.4%，吸水层数百分数由2009年的62.5%增加到73.4%，增加10.9个百分点，吸水厚度百分数上升到74.5%，增加13.4个百分点。如QK142-1井加强农Ⅵ1层注水，QK142-27显著见效，液量从5.53 t/d上升到8.87 t/d，油量3.0 t/d上升到油量8.52 t/d，含水从45.8%下降到4%。

③长期注水不见效或见效缓慢的采用油井压裂引效挖掘井间剩余油

对东部5井次压裂引效，如QK142-13井压裂后日增液7.1 t/d，日增油2.57 t/d，动液面上升115 m。

（2）不完善地层压力低的井区，采用转注与补孔完善注采

针对断层遮挡的剩余油富集区级井间滞留区增加注水方向，转注2口井,增加水驱方向4个，如QK142-26井转注后QK142-5井农Ⅴ3层受效启动，日增液2.5 t/d，日增油1.6 t/d。

4 结 论

（1）调剖可有效封堵高渗带，提高储量动用程度，增油效果明显[6]。

（2）分注可在纵向上缓解层间矛盾，动用二类层。

（3）针对注水量大于一定程度的农Ⅴ2-Ⅵ1层，采取压裂引效的手段，增产效果明显。

（4）转注完善井网，增加受效方向，有效挖潜井间滞留区剩余油。

［1］王建波．秦家屯油田储量评价研究［D］. 长春：吉林大学，2007．

［2］陈路原．复杂断块油藏精细油藏描述与剩余油分布规律研究［D］.南充：西南石油学院，2001：98-99．

［3］李树军．秦家屯油田油藏地质与开发调整研究［D］. 长春：吉林大学, 2005．

［4］郑伯华．中原油田文15断块油藏描述和剩余油分布规律研［D］.南充：西南石油学院，2006：16-34．

［5］谌世航，孙英娜，毕军红．商斜546断块油藏数值模拟及剩余油分析［J］. 内蒙古石油化工, 2007（12）．

［6］郑天龙，刘畅，张丹丹，黎永强，文胜男. 秦家屯油田 SN142块综合治理研究［J］. 广东化工, 2012（13）．

Remaining Oil of Block SN142 and Research on the Next Measures

JIA Qiong，GUO Hong-yu
（Sinopec Northeast Oil & Gas Branch，Jilin Changchun 130062，China）

Block SN142 of Qinjiatun oilfield is located in Qinzhong anticline belt, and it has been through four times well pattern perfection and water injection adjustment since 2005. It is generally characterized by high water cut and low oil recovery rate. To solve the problem, it is necessary to carry out quantitative analysis of remaining oil distribution. In this paper, based on reservoir simulation of remaining oil, the injection-production relationship in plane and water drive effect in vertical were analyzed, and finally some measurements for water injection wells and oil production wells were put forward, such as improving water flooding effect, perfecting injection-production relationship, raising water injection intensity and so on. The measurements can effectively increase water-flooding producing reserves and improve oil recovery rate. And for oil wells, the improvement of water flooding effect is more vital.

Block SN142; Remaining oil; Reservoir simulation; Oil recovery rate

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-1117-03

2015-03-01

贾琼（1987-），女，吉林长春人，助理工程师， 2010年毕业于东北石油大学资源勘查工程专业，研究方向：从事石油开发技术工作。E-mail：jiaqiongbao@163.com。