镇北油田镇277井区水驱特征及剩余油研究

吴泽民，刘一仓，王联国，侯长冰，康永梅

（1.西北大学石油与天然气工程学院，陕西西安 710075；2.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，陕西西安 710018）

在油田开发过程中，部分区块因油管腐蚀导致采油井无法正常生产，随着腐蚀段的加剧无有效的隔采坐封位置，导致采油井附近剩余油富集[1，2]，在开展油藏水驱规律研究的基础上，精细刻画剩余油展布，部署更新、侧钻井，实现储量逐步动用。本文从储层微观特征，油水井开发规律入手，应用微观驱替实验、示踪剂、水驱前缘等动态监测资料成果，结合油水井生产资料，运用容积法，对镇北油田镇277区延10油藏水驱规律及剩余油分布特征进行研究，为部署更新、侧钻井提供依据，提高区块采收率。

1 区域地质背景

镇北油田镇277井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部（见图1），研究区由于三叠纪末的印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受强烈风化及河流侵蚀等地质作用，形成沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观，从而继承性地沉积和发育延10油藏，受构造控制，2009年开始建产，以260 m×260 m正方形反九点井网注水开发，主要开发延102层，平均砂层厚度6.4 m，平均渗透率为5.5 mD，平均孔隙度为13.6%，属于中孔特低渗储集层。

2 套损现状

镇277区受采出水高矿化度影响，腐蚀严重。目前全区开井365口，套损油井113口，占采油井总井数30.9%，从工程测井显示套损井74口，整体呈现出多处穿孔特征。

通过对74口工测资料对比分析，发现随生产时间增加，井筒腐蚀加剧，穿孔段数逐年增加，隔采恢复率逐年降低，其中套损后生产5年以上井，平均隔采4.0次，产能恢复率仅11.2%，穿孔段数16处以上的10口井，产能恢复率仅12.2%。研究区套损井平均隔采周期4.1年，平均单井隔采2.3次，产能恢复率仅23.7%，套损井单井采出程度仅11.6%，平均采油半径76 m，导致注采井网失衡，井间剩余油富集，区域储量失控110×104t（见图2～图5，表1）。

3 储层微观剩余油分布特征

3.1 微观渗流特征

砂岩微观水驱油模型是利用微观砂岩薄片模型进行水驱油实验，模拟矿场注水开发过程。该实验岩样可反映研究区储集层物性、含油性和岩石学特征，包括矿物成分和填隙物组成及储集层微观孔隙结构和渗流特征，此过程是模拟注水开发过程，对样品进行水驱油，至残余油饱和度，观察岩样驱替过程中油水两相渗流特征及其相互影响，分析实验现象并为矿场注水开发提供指导[3，4]。

图1 研究区位置图

图2 镇277区历年套损井柱状图

图3 镇277区分套损年限治理效果图

图4 镇268-2井穿孔段（1 748.8 m～1 760.4 m）

表1 套损井储量采出程度及采油半径统计表

通过实验观察孔隙网络中油驱水渗流特征有三种：指状驱替型、网状驱替型和均匀驱替型。指状驱替型是油驱水开始后，油进入模型十分不均匀，主要沿几条阻力较小的路径前进较快，形成突进渗流通道，呈指状。均匀驱替型是指在油驱水过程中，往往并排形成多条渗流通道，且近平行向前推进，均匀进入模型中。网状油驱水过程是油的前缘成网状突进，突破后在后缘形成网状油驱水通道，随着驱替的进行，网格逐渐变小、变密。

通过11个真实砂岩模型实验结果来看，区域均匀驱替最高，其次为网状驱替，指状驱替最低。这与本区延10储层孔喉分选中等的特征相一致（见表2，图6）。

3.2 储层残余油形态

镇277区弱亲水、中低黏度、弱非均质性，通过分析储层电镜扫描，研究区延10段储层微观残余油类型以油膜状、串珠状为主。其中储层非均质性强剩余油较富集，局部因有效压力系统不完善造成剩余油富集（见图 7）。

4 水驱规律

4.1 见水类型及特征

目前镇277区含水≥60%井151口，占总井数的44.2%；见水类型。其中套破102口、见注入水26口、见地层水23口。见水特征以孔隙型见水为主，见水方向吸水能力与渗透率呈正相关，结合微观水驱特征[5-8]，应用示踪剂、水驱前缘等测试结果，确定区块无明显优势通道，整体水驱均匀，局部沿河道主向存在优势方向（见图 8～图 11）。

表2 镇277区油水驱替类型与最终含油饱和度关系

图6 镇北油田镇277区延10段储层渗流特征

图7 镇北油田镇277区延102段储层残余油

4.2 水驱半径

（1）水驱半径测算（见表3）。镇277区属于均质-弱非均质储层，微观上水驱呈网状分布，宏观结合动态监测资料，平面上水驱无优势见水方向，分析该区为平面上水驱均匀，根据水驱理论公式，计算水驱半径，结合见水情况、注水优势方向对系数k取值，依据公式理论测算水驱半径90 m～150 m。

公式：k-注水优势方向系数；V-累计注水量；r-水驱波及半径；h-有效厚度；φ-体积系数。

（2）长8叠合井验证分析。该区2017-2018年完钻34口长8叠合井，其中镇277-5井组应用水驱估算法，镇322-54井距离该井110 m，应用水驱半径测算120 m，分析注水已波及，结合电测曲线镇322-54井延10层存在明显爬坡形态。镇321-54井距离该井233 m，应用水驱半径测算108 m，分析注水未波及，结合电测曲线镇321-54井延10层无明显变化，通过对34口长8钻穿井延10层与老井的电测曲线和电性参数对比，进一步验证容积法测算水驱半径符合镇277区水驱现状，延10层平均水驱半径≤130 m（见图12～图14，表4）。

5 剩余油分布

图8 镇277区见水方向示意图

图9 镇277区延10油藏渗透率分布图

图10 镇277区含水分级饼状图

图11 镇275-5水驱前缘示意图

表3 镇101-297等井组水驱半径计算表

在精细油藏描述的基础上，运用容积法测算注水水驱半径，采油井的采油半径，精细刻画剩余油分布。平面上水驱未波及的角井区域剩余油较富集，综合分析镇277区套损井采出程度较低11.6%，剩余油相对富集，有较好的实施潜力。当年完钻更新井22口，完试21口，投产21口，平均投产初期单井日产油2.0 t，含水44.3%，目前单井日产油1.0 t，含水47.6%，整体实施效果好。

图12 镇277-5井延10测井解释图

图13 镇322-54井延10测井解释图

表4 镇277区长8产建井延102物性对比表

图14 镇321-54井延10测井解释图

6 结论

（1）镇277区套损井平均单井采出程度仅11.6%，采油半径76 m，导致注采井网失衡，井间剩余油富集，区域储量失控。

（2）通过建立微观砂岩水驱模型，微观驱替方式以均匀驱替为主，其次为网状驱替，指状驱替最低，与本区延10储层孔喉分选中等的特征相一致。

（3）应用示踪剂、水驱前缘等测试结果，确定区块无明显优势通道，整体水驱均匀，局部沿河道主向存在优势方向，平均水驱半径≤130 m。

（4）通过刻画剩余油分布状况，显示水驱未波及的角井区域剩余油较富集，综合分析镇277区套损井采出程度较低15%，剩余油相对富集，有较好的实施潜力。