黑山梁区块长6油藏剩余油评价及措施调整

高江江 杨晓东

摘要：黑山梁油区于1994年投入开发，2010年实施注水开发，油区开发面积18.50 km2，各类油井330口，主力开发层位为长6油层，为三角洲前缘亚相水下分流河道沉积，为典型的岩性油藏。目前开发存在最大问题是基础地质研究薄弱，油藏受带状砂体控制，加上储层物性条件、射孔状况、井网完善程度、连通状况等因素影响，各层各井采出程度不均，剩余油分布不均，水驱受效差异大，含水率上升加快，油田采收率低。因此本文综合油田地质、沉积成因、古构造、油气成藏规律及渗流特征研究的基础上，以油藏数值模拟方法为主，研究黑山梁油区长6油藏剩余油分布规律及影响因素，进一步研究提高剩余油储量动用和水驱效率的潜力，结合地质研究和油藏模拟结果，对油区调整挖潜起到了良好效果。

关键词：黑山梁油田;剩余油分布;三角洲前缘;水下分流河道

1 剩余油的研究方法

目前，剩余油分布的主要研究手段，归纳起来有油藏工程法、开发地质学、其他方法三大类型。归纳起来有：测井、岩心分析、试井、物质平衡法、水驱特征曲线法、精细地质研究、示踪剂技术、精细数值模拟、储层流动单元、系统分析方法、产出剖面资料分析、三维高分辨率地震技术、物理模拟及成像技术、技术经济方法、三极剖面法、随机网络模拟微观剩余油法、灰聚类法、组合方法等。上述方法各有特点，又有其局限性，如何结合具体油藏综合应用各种方法来确定剩余油的准确分布，是剩余油研究的核心与关键。

2 剩余油的分布类型

剩余油的形成宏观上受地质和开发两方面因素影响，储层的非均质性和油藏流体的基本特征以及开发中注采系统的完善程度、注采关系和井网部署、生产动态等都直接影响剩余油的分布特征。为了正确的预测剩余油的分布特征，本文将两者结合。

安塞油田黑山梁油区长6油藏为三角洲前缘水下分流河道砂体，由于水下分流河道的侧向迁移，储集层（砂体）交错叠置，油藏的分布也表现了交错叠置的特点，油藏受带状砂体控制，加上储层物性差，非均质性强，含油性变化大，剩余油的成因类型及其复杂，将研究所剩余地质成因分为以下几种类型。

（1）层间干扰型：存在于纵向上物性相对较差的油层中，在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也相对比较完善，但由于部分油层比其它同时射孔油层的物性差得多，因而不吸水、不出油，造成油层不动，形成剩余油。该类型是典型的层间非均质性所致;

（2）井网控制不住型：主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或是原井网未钻遇而新加密井钻遇的油层中的剩余油，其主要受油层宽度及几何形状与原井网井排距大小控制;

（3）成片分布差油层型：油层薄、物性差，虽然分布面积大，原井网注采较完善，但由于井网井距较大，动用差或不动用而形成成片分布的剩余油;

（4）好油层中平面上的差油层部分型：在好油层中由于平面上某一部分物性变差，以致使注入水难于注入，使局部驱油效率较差，水绕过而形成剩余油，这是平面非均质性所致;

（5）层内未水淹型：存在于厚油层中，由于渗透率向上变差，加之层内物性夹层存在，使油层底部严重水淹，而其顶部未水淹形成剩余油，只是典型的层内非均质所致;

（6）断层遮挡型：由于封闭性断层的遮挡作用，使断层面成为流体流动边界，而在断层侧造成有注采无采或有采无注或无注无采而形成剩余油;

（7）单向受效型：只有一个注水受效方向，而另一方向油层尖灭或油层变差，或者是钻通油层但未射孔，形成剩余油。

油田的开发模式，开发思路，开发环境，开发过程中出现的特殊情况都会对剩余油分布产生不同的影响，将研究剩余油类型受开发因素影响分为以下几种类型。

（1）二线受效型：新加密井钻在原采油井的二线位置，因原来油井截流而形成的剩余油;

（2）滞留区型：主要分布在相邻两三口油井或注水井之间形成水动力滞留区，在厚层或薄层中都占一定比例，但分布面积相对较小;

（3）注采不完善型：原井网虽然有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采或有采无注或无注无采而形成的剩余油;

（4）隔层损失型：原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层内分布的剩余油;

（5）停产型：开采中由于套管损坏等而停注、停采而新形成的动用不好部位的剩余油;

（6）分步开发型：分步开发，分批投产形成的剩余油。

3 微观残余油分布形式

微观分布的剩余油是指宏观上已被注水波及驱扫后的某一时间油层微观孔隙中的剩余油。储集层微观非均质性普遍存在于天然储集层中，同一储集层中不同孔喉半径的复杂孔喉网络系统及不同类型颗粒的表面孔壁和润湿性，使微观驱油机理及剩余油、残余油微观形成机理表现为多样化和复杂性，按形成原因将微观剩余油分为两种类型：

第一类是由于注入水的微观指进与绕流而形成的微观团块状剩余油，因为没有被注入水波及到，所以保持着原来的状态。

第二类是滞留于微观水淹区内的水驱残余油。这部分微观剩余油与微观团块状剩余油相比，在孔隙空间上更为分散，形状也更为复杂多样。细分为如下类型：

（1）单孔道截流型剩余油：它是指因不同半径孔喉中的渗流速度不同出现微观指进，使单孔道油被截流而形成。其成因类似于上述第一类，但其仅在单孔道內，没有形成微观上连续分布的剩余油孔喉群;

（2）油湿油层小孔道剩余油：因注入水压力小于油湿小孔道毛管压力，使水不能进入孔道驱替油所形成的剩余油;

（3）水湿油层大孔道中间滴状滞留油：因水湿油层注入水沿小孔道进入大孔道，而将大孔道中的油分分割包围，最后在大孔隙中间形成滴状滞留油;

（4）孔壁油膜型残余油：它是指在水驱孔道孔壁上残余的油膜，多形成于油湿大孔道孔壁上;

（5）角隅残余油：由于孔壁角隅表面吸附作用及注水剂角隅未波及使之在孔隙角隅形成残余油。

4 黑山梁剩余油调整措施

再正确认识黑山梁油区长6油藏剩余油分布规律及影响因素的基础上，进一步研究提高剩余油储量动用和水驱效率的潜力，结合地质研究和油藏模拟结果，对油区调整挖潜主要针对以下几种：

（1）对于因层间干扰而形成的剩余油，可以通过油井挤堵水淹层，水井分层注水或调剖来减少主力水淹层的低效注水，增加动用较差油层的注水量，达到提高水驱动用程度的目的。

（2）对于因注采关系不完善而形成的剩余油，根据具体形成原因而采取相应的治理措施，主要的治理手段是通过打新井提高井网控制程度，开发因井网控制不住而形成的剩余油;通过补孔、转注或转采等措施，增加注水或采油井点，完善注采关系来开采因注采不完善形成的剩余油;通过水井调剖、油井挤堵、补孔形成注采对应来开采因注采不对应形成的剩余油。

（3）对于因断层遮挡而形成的剩余油，应用侧钻、大修技术，增加采油井点开采这部分剩余油。

（4）对于非主流线上零散分布的剩余油，采用水动力学方法，改变液流方向放大生产压差方法进行挖掘。

（5）加强复杂构造研究，搞清连通关系，采用新钻调整井来完善注采关系。

依附于原井网，进行补孔，周期注水，转注，水井增注方式等六个方面进行调整。

油井保持当前生产方式，水井按配注量进行生产，其中油井294口，水井31口。此方案作为基础方案。根据剩余油研究结果，将未射孔，并且位于有利部位的好油层进行补孔，以增加出油厚度，更好的完善注采井网。对控油面积大、含水率高的油井实施转注，优化注采井网、提高原油采出程度。对于部分产液量低的油井，通过提高周围注水井的注水量，扩大注水波及范围，提高井网控制程度，有效挖潜油藏剩余油。其中油井287口，水井38口。对调整措施进行预测，可累计采油量为215.79×104t，采出程度为19.02%，比基础方案采出程度增加2.31%。

5 结论

（1）研究區长6要为三角洲前缘亚相沉积，三角洲水下分流河道发育，属于典型低孔低渗油层储层，含油砂体分布面积广，连片性好的特点;油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，油水分异不明显，无油水界面，油水分布主要受沉积相和成岩作用控制。

（2）黑山梁区块长6层剩余油主要以注采不完善形成的剩余油、井网控制不住形成的剩余油、砂岩边部区域剩余油、井间滞留区域剩余油和注水非受效区域剩余油五种形式存在。

（3）纵向上，模拟层C1～C3所对应地质层位长61-1、长61-2和长61-3的剩余油相对富集;平面上，模拟层C1～C3存在大量连片剩余油，而模拟层C4～C6剩余油主要呈条带状分布和点状零星分布。模拟层C1～C3层采出程度低，在1.9～4.63%之间;C5～C6层采出程度相差不大，分别为6.6%和7.66%;C4层采出程度最高，为8.66%。在主要开发调整C1～C3的同时也应兼顾挖潜其它层的剩余油。

（4）依附于原井网，进行补孔，周期注水，转注，水井增注方式等六个方式进行调整，预测其累计采油量为215.79×104t，采出程度为19.02%，比基础方案采出程度增加2.31%。

参考文献：

[1]武富礼.化子坪贺庄区长6石油探明储量研究.延长油田公司，2009

[2]曾正全.化子坪黑山梁地区长6油层注水开发地质方案.延长油田公司杏子钻采公司，2005

[3]曾正全.化子坪地区延长组长21-3、长61油藏地质特征及资源预测.延长油田公司杏子川钻采公司，2000