下二门油田Eh2Ⅳ油组聚合物驱后剩余油分布特征

张振平



下二门油田Eh2Ⅳ油组聚合物驱后剩余油分布特征

张振平

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000）

针对下二门油田Eh2Ⅳ油组聚合物驱后油藏开发特征，在精细油藏数值模拟、历史拟合以及密闭取心研究基础上，分别对平面、纵向、层内剩余油饱和度、剩余油储量丰度进行定量表征。结果表明，平面剩余油储量近70%集中在含水大于90%的主体区；层间动用差异大时，剩余储量主要集中在Ⅳ油组的1，2，6主力小层；层内动用差异较大时，剩余油集中于河道正韵律及复合韵律的上部。

下二门油田；聚合物驱后；油藏数值模拟；剩余油分布

针对聚驱后进一步提高采收率的难题，石油科技工作者已经开展了相关的研究工作。目前，聚合物驱后提高采收率技术研究的基本思路，一是进一步扩大波及体积，二是提高驱油效率，或者是两者相结合[1-4]。河南油田针对聚驱后油藏也开展了室内研究及现场先导试验，其中聚驱后高浓度聚合物驱技术现场取得了较好的效果，下二门油田Eh2Ⅱ油组进行高浓度大段塞二次聚合物驱后进一步提高采收率11%以上。

1 研究区概况

下二门油田Eh2Ⅳ油组位于泌阳凹陷东部泌阳-栗园大断裂下降盘侧，构造为一个轴向近南北的不完整短轴背斜。油气聚集受构造、岩性、断层等因素控制，油藏类型为断层–岩性油藏。储层为近源三角洲沉积，微相类型以水下分流河道微相为主；岩性复杂，以含砾细砂岩为主，非均质较严重。油层埋深1 092 ~1 314 m，含油面积2.21 km2， 地质储量为416×104t，平均孔隙度为23.04%，平均渗透率为1 170×10-3μm2，油层温度58.1 ℃，地层条件下原油黏度24.8 mPa·s，原始地层压力11.3 MPa，饱和压力6.46 MPa。地层水为NaHCO3型，总矿化度为1 950 mg/lL。

下二门油田Eh2Ⅳ油组1978年9月投产，2000年7月实施注聚，2004年7月注聚结束，转入后续水驱开发，共注入0.51 PV聚合物。聚合物驱对应油井29口，见效油井20口，油井见效率68.9%，累计增油3.92×104t，提高采收率为2.01%，吨聚换油19.67 t。截至目前，Eh2Ⅳ油组总井数75口，其中采油井59口，平均单井日产油1.1 t，注水井22口，平均单井日注87.6m3，平均井距215 m，油水井数比2.7：1，采出程度46.11%，采油速度0.54%，采液速度15.37%，综合含水96.46%，累计注采比0.71。

2 剩余油研究方法

本次研究应用数值模拟、密闭取心进行地质综合研究，以单砂层为研究对象，对剩余油分布规律进行三维定量化描述。

2.1 油藏数值模拟

2.1.1 网格模型

本次数值模拟工作是在Petrel软件建立精细三维地质模型的基础上，利用Eclipse软件完成的。平面网格大小为25 m×25 m，平面网格数64 158个。纵向细分为22个含油流动单元、5个不含油流动单元及24个隔夹层，共51个模拟层，网格数为3 272 058个。

2.1.2 聚合物驱基本参数

聚合物驱动数值模拟研究除需要全部水驱数值模拟参数以外，还需要聚合物溶液黏–浓关系、聚合物溶液吸附性、聚合物溶液的岩石性质以及聚合物溶液含盐量等参数。

下二门油田Eh2IV油组注聚前期采用MO4000 聚合物，注入0.11 PV；后期更换为ZL–I型，注入0.4 PV，其黏浓关系（清水配制）见图1，聚合物溶液吸附类型为动态吸附，吸附滞留量见表1。

表1 聚合物动态吸附滞留量

2.1.3 历史拟合

拟合时采取定产液量的方法，给定产液量，拟合产油量和产水量，从而拟合含水率。通过反复修改水体大小和其他的一些参数，达到了比较理想的拟合效果[5-6]。统计表明，单井历史拟合较好井达81.4%，历史拟合精度达到了剩余油研究和生产预测的要求。

2.2 密闭取心研究

密闭取心是指在水基钻井液中取得不受钻井液污染的岩心，能真实再现地下储层含油、含水饱和度分布，研究油层的水洗特点和规律，更加直观地判断小层的水驱状况[7-8]。下T5–2410为在下二门油田部署的密闭取心井，取心进尺为88.94 m，收获心长为85.64 m，平均收获率96.29%，密闭率94.14%。

数模拟合与密闭取心井分析化验含油饱和度对比看出，数值模拟结果与密闭取心井解释剩余油含油饱和度相差不大，相对误差1.27%~4.75%，绝对误差为-2.05%~0.92%，吻合程度较好（表2）。

3 剩余油分布特征

3.1 平面剩余油分布特征

3.1.1 剩余储量主要集中在高水淹区域内，占总剩余储量的近70%

通过油藏数值模拟统计不同含水区剩余地质储量，结果表明，下二门Eh2Ⅳ油组各单层已大面积水淹，层系总剩余地质储量为210.6×104t，其中含水大于90%区域的剩余储量为143.6×104t，占全部剩余储量的68.2%；含水小于90%的区域剩余储量为66.9×104t，占全部剩余储量的31.8%。由于地质构造因素、储层非均质性、注采井网的完善程度等原因，平面上水淹并不均匀。

表2 取心解释与数值模拟含油饱和度结果对比

3.1.2 主体区剩余油饱和度低，但剩余储量丰度较高

根据油藏数值模拟对不同区域剩余油储量统计表明（表3），井网较完善的主体部位厚度大，井网注采对应好，由于非均质严重且长期依靠边水能量开采的区域，剩余油多呈斑块状、条带状分布，剩余油饱和度较低，平均为33.6%。但是，主体部位含油面积大、油层厚、叠合好，剩余储量依然较多，含油区主体部位平均叠合剩余储量丰度达65×104t/km2以上，剩余储量109.0×104t，占总剩余储量的51.7%，有利于二次聚合物驱井网调整部署。

3.1.3 断层区域剩余油饱和度高且剩余油储量丰度较高

下二门油田Eh2Ⅳ油组断层发育，断层破碎带注采井网不完善，动用程度差，剩余油饱和度高，平均为42.7%。由于断层区油层厚度大、叠合好，剩余储量依然较多。含油区主体部位平均叠合剩余储量丰度为72×104t/km2，剩余储量为72.53×104t，占总剩余储量的34.4%（表3）。

3.1.4 边水区域及上倾区域剩余油饱和度相对较高，剩余储量丰度低

上倾区域储层物性差，且注采井网不完善，剩余油饱和度较高，平均饱和度43.3%。但由于厚度较薄，剩余储量丰度较低，平均只有6.7×104t/km2。边水区域虽然受边水影响部分区域水淹严重，同时受内部注水井高强度注水影响，剩余油在边部区域重新富集，平均含油饱和度为38.8%。边部区域叠合较差，剩余油储量丰度较低，只有8.4×104t/km2（表3）。

3.2 纵向剩余油分布特征

3.2.1 层间动用差异大，剩余储量主要集中在Ⅳ1、2、6主力小层

各小层之间储层渗透率的差异及注采对应关系的差别，造成各层波及程度、动用程度不同，最终导致各层的采出程度、剩余油储量存在较大差别。根据油藏数值模拟的结果，对各分层储量及剩余储量进行统计分析，单元主力层采出程度高，但由于其原始储量绝对值较大，目前剩余油储量仍然较多。各流动单元的平均采出程度为43.9%。原始地质储量和剩余地质储量最大的单层为Ⅳ15层，采出程度最高为Ⅳ15流动单元，达到48.48%。各层采出程度主要受储层非均质性、井网、地质储量的影响。

3.2.2 大部分主力层含油饱和度较低，但层内差异较大，存在富含油井段

通过现场观察及室内测得饱和度进行校正显示，经过长期聚合物驱，Eh2Ⅳ油组主力小层动用较好，含油饱和度相对较低，一般在35%左右；Ⅳ15含油饱和度最高为43.9%。Eh2Ⅳ油组以河道正韵律及复合韵律为主，正韵律油层下部物性和粒度比上部高，纵向渗透率差异大，在水驱、聚驱开发过程中，注入水首先沿着底部高渗透段突进。由于重力分异的作用，这种突进进一步加剧，正韵律油层底部水淹严重，储层内部动用状况不均匀，剩余油集中于油层的上部。如Ⅳ61–2层上部为灰褐色油浸细砂岩，中下部为灰色油迹含砾细砂岩，上部1.85 m层段含油饱和度比下部高13.0%，驱油效率低19.0%（表4。

表4 T5-2410井Ⅳ61层剩余油饱和度分布

4 结论

（1）油藏数值模拟结果表明，下二门油田Eh2Ⅳ油组平面上剩余油储量主要集中在高水淹区域内，其储量占总剩余储量的近70%；主体区剩余油饱和度低，但剩余储量丰度较高；断层区域剩余油饱和度高，且剩余储量丰度较高；边水区域及上倾区剩余油饱和度相对较高，但剩余储量丰度低。

（2）下二门油田Eh2Ⅳ油组纵向上各流动单元的平均采出程度为43.9%，层间动用差异大，主力层采出程度高；但主力层剩余储量相对多，非主力油层采出程度相对较低。

（3）密闭取心井表明，下二门油田Eh2Ⅳ油组层内动用差异较大，受韵律、物性影响，存在富含油井段。Eh2Ⅳ油组以河道正韵律及复合韵律为主，剩余油集中于油层的上部。

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编辑：赵川喜

2017–12–13

张振平，工程师，1983年生，2010年毕业于长江大学矿产普查与勘探专业，现从事油田开发工作。

1673–8217（2018）04–0062–03

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