复杂断块油藏特高含水期剩余油控制机制实验

吴义志

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

复杂断块油藏是胜利油田的主要油藏类型之一，可动用储量以及年产油量均占整个油田的三分之一。但该类油藏历经长期水驱开发，存在综合含水率高、剩余油动用难度大、稳产难等问题［1-5］。断块油藏具有断层发育、地层倾角大的特殊地质条件。由于受高含水期地质和开发因素的共同影响，剩余油分布关系复杂，进一步提高采收率的困难越来越大［6-10］。因此，亟需明确复杂断块油藏剩余油的控制机制，为下一步制定开发技术方案及调整对策提供依据。三维平板模型驱替实验可以克服传统小岩心驱油实验在宏观尺度上的局限性，考虑了构造特征、非均质性、井网形式等方面的影响，可用于研究平面、纵向驱替过程及剩余油规律。近年来，该方法在常规水驱、化学驱等不同油藏开发方式的室内研究中得到广泛应用［11-13］。

本文基于实验室尺度的三维胶结物理模型，根据断块油藏地质及开发特征，提取了影响断块油藏剩余油分布的地质、开发参数，设计对比实验进行分析。利用不同模型获得的生产动态数据以及不同构造部位动用程度，揭示断块油藏不同因素对剩余油分布的影响，针对下一步剩余油挖潜方向提出了合理化建议。

1 实验设计

胜利油田典型复杂断块油藏的基本地质特点是构造复杂、断层发育、地层倾角较大，且储层非均质性较强。实验设计中，首先基于地质特征，利用相似准则，设计对应的物理模型；其次根据复杂断块油藏开发特征，设计平板模型的注采参数。为明确复杂断块油藏剩余油控制机制，利用三维胶结物理模型，分别从断层遮挡、储层非均质性以及井网形式等多角度，研究剩余油的主控因素及控制机理［14-15］。

1.1 三维胶结物理模型

实验模型如图1所示。模型厚度4.5 cm，孔隙度25%，设计K1，K2，K3共3个渗透率区域。对于断层遮挡对剩余油的影响，模型考虑了断层（模型边界）夹角差异及油井与断层距离因素，采用均质五点井网模型进行分析，3个区域渗透率均为650×10-3μm2；设计K1，K2，K3 的渗透率分别为400×10-3，900×10-3，650×10-3μm2，研究储层非均质性对剩余油的影响；采用均质的模型，研究油藏开发中五点井网和七点井网对剩余油分布的影响，其中五点井网中的②，③，⑤，⑥井为生产井，①，④，⑦井为注水井，七点井网中的①—⑥井为生产井，⑦井为注水井。

图1 三维胶结物理模型

1.2 实验流程设计

实验准备过程：1）使用真空泵抽真空24 h，保证实验模型中只有油水两相，同时检验模型及管线的密封性。2）分别利用自吸水、泵注水的方式使模型压力上升到实验压力条件，最终注水640 mL，模型压力为0.3 MPa，此时认为模型孔隙体积为总注水量。3）泵注实验油驱替束缚水，该过程中必须保证油驱水的均衡程度，减少可动水饱和度。可充分利用模型中的7个注采点，采用多种注采方式最大程度减少模型中的可动水。驱替方式主要包括多注一采、邻井注采、对角注采等。此外，需重点处理边角难波及区域，可以通过交替耦合的方式进行油驱水操作，最大程度达到均匀饱和的目的。4）驱替完成后，不同模型的含油饱和度为70%。饱和完成后需要将模型倾斜10°，静置2～3 d，保证模型在驱替之前达到油水平衡的状态。

实验流程：考虑断块油藏地层倾角普遍较大的特点，在物理模型倾斜10°的条件下，对不同的模型按照设计的对比方案进行水驱油实验。驱替至模型含水饱和度达到98%，记录驱替过程中不同井点的压力以及注采量，分析不同构造部位动用程度及生产动态特征。实验流体性质及动态参数如表1所示。

表1 实验流体性质及动态参数

2 实验结果及分析

2.1 断层遮挡对剩余油分布的影响

2.1.1 断层遮挡对生产动态的影响

根据注采对应关系以及驱替条件，获得均质模型五点井网开发条件下的生产动态及压力分布特征 （见图2）。模型见水后含水率上升快，但随着注入量逐渐增加，含水率上升速度开始变慢，注入量达到1.62 PV时，含水率达到95%。采出程度在见水前上升较快，见水后采出程度随注水量的增加，递增速度变缓，含水率95%时，采出程度为63.7%。实验中，低部位的⑤，⑥井率先见水，且与顶部的②，③井见水时间差异较大，主要是由于注入水在重力作用下呈现出向下的趋势，并且不同构造部位见水后，井点含水率随注入量的变化情况也不一致。底部井点见水后，含水率迅速上升，而顶部井点含水率上升相对较缓。由此可知，这种不同构造部位见水时间和含水率变化的差异与断块油藏地质特征存在着密切关系。

利用井点压力数据，基于克里金插值获得模型在含水率95%时不同构造部位压力的分布（见图3）。由图3可知，注水后，腰部注水带为高压区，因地层倾角较大，在油水重力分异作用下，注入水以下行方向为主。低部位压力高于高部位压力，反映出低部位能量充足，而高部位能量变差。同时，受边角断层遮挡限制，注采受效方向单一，特别是高部位边角区，断层到井点间为连片低压难动用区。

图2 均质模型五点井网生产动态

图3 均质模型五点井网压力分布

2.1.2 断层遮挡对动用程度的影响

综合利用测压点原始状态压力、不同含水率条件下的测压点压力，插值得到不同含水率条件下的压降分布模型，可以反映出动用情况方面的差异（见图4）。由图4可知，在不同含水阶段，高部位由于受断层遮挡的影响，断层夹角及断边带距高部位油井间压力减小，不能建立有效驱动压差，动用程度较低，形成剩余油的富集区。断层夹角不同，压降分布即动用程度也存在一定的差异。断层遮挡对剩余油的影响效果明显，是断块油藏剩余油挖潜的重要部位，而腰部及低部位井网控制区整体压降较高，水驱动用程度好于高部位。

图4 均质模型五点井网压降分布

2.2 储层非均质性对剩余油分布的影响

与均质模型相比，非均质模型见水时间早，见水后含水率上升较快（见图5）。相同注入量条件下，均质模型含水率低于非均质模型。两者初期的采出程度大致相同。由于非均质模型的含水率上升快，驱替后期均质模型的采出程度较高，当注入量达到1.6 PV时，均质模型比非均质模型的采出程度高5百分点。

图5 均质模型与非均质模型生产动态对比

2.2.1 储层非均质性对生产动态的影响

与均质模型压力分布（见图3）不同，由于非均质模型（见图6）的中间部分渗透率高，流动阻力小，中间注水井压力偏低，而左侧渗透率最小，流动阻力大，压力较高。非均质性加剧了压力分布的不均衡程度。不同含水阶段，由于模型的非均质性导致底部的压力分布复杂，在高渗区域和低渗区域压力分布差别明显。

图6 非均质模型五点井网压力分布

2.2.2 储层非均质性对动用程度的影响

利用同样的方法评价非均质模型动用程度分布，明确储层非均质性对断块油藏动用程度的影响。图7为非均质模型五点井网开发条件下压降的分布情况。与均质模型五点井网压降分布 （见图4）对比可以看出，注采井间，也就是模型腰部，由于渗透率变化的影响，在同一构造部位压降差异较大，等压降线不对称，模型动用程度不均衡性增加。

图7 非均质模型五点井网压降分布

2.3 井网形式对剩余油分布的影响

2.3.1 井网形式对生产动态的影响

如图8所示，七点井网模型见水时间比五点井网早，见水后含水率上升较快。相同注入量条件下，由于五点井网的含水率上升慢，采出程度较高，当注入量达到1.6 PV时，五点井网比七点井网的采出程度高4百分点。模型中的七点井网仅存在一口注水井，注入水难以均衡地在模型中驱替，不同构造部位压力分布差异较大，造成注入水的突进现象（见图9）。同时，受腰部和底部的生产井影响，注入水难以波及到构造顶部，造成顶部剩余油富集，加剧了压力分布的不均衡程度。

图8 五点井网与七点井网生产动态对比

图9 均质模型七点井网压力分布

2.3.2 井网形式对动用程度的影响

相同的含水率阶段，在模型对应的位置上，五点井网中的等压降线更加平直，尤其是腰部位置，五点井网动用的均衡程度比七点井网高（见图4、图10）。尽管在五点井网的含水初期存在注水井之间剩余油富集，但随着注水量的增加，注入水逐渐波及到腰部，动用程度增加，总体开发效果较好。

图10 均质模型七点井网压降分布

2.4 剩余油挖潜方向

断层遮挡形成的剩余油可根据规模大小，采用新井、老井侧钻方式，贴近断层布井实现控制与动用；非均质形成的剩余油可以利用调堵的方式提高对低渗区域的有效动用；井网型剩余油可以利用井网转换及注采调控的方式，进一步提高非主流线、井间滞留区等弱驱部位的水驱波及，实现均衡水驱开发。

3 结论

1）断层遮挡主要控制高部位的剩余油，形成断块油藏特有的断层夹角及屋脊一线剩余油；储层非均质性主要影响不同构造部位的剩余油分布特征，低渗区域动用程度较低；井网型剩余油主要体现在井间剩余油以及对模型整体控制程度的差异方面，采用五点井网可以较好地实现储量的控制。

2）高部位屋脊一线可部署新井或老井侧钻，建立驱动压差，动用断层控制的剩余油；利用调堵的方式增加对低渗区域的动用程度；利用注采调控的方式提高井间弱驱部位剩余油的水驱波及。