濮城油田西区沙二上2+3特高含水油藏提高采收率配套技术研究

张艳萍

摘要：东濮老区中渗油藏地质储量2.74亿吨，占总储量的49.6%，采出程度仅29%，是油田可持续发展的重要阵地。以厚油层非均质的沙二上2+3油藏进入高含水后期开发，主力厚油层采出程度已达41%，综合含水达96%以上，开发难点突出，未形成有效开发对策。以西沙二上2+3油藏为实践区块，力求探索一套适应此类油藏改善开发效果、提升开发效益的对策，实现油田健康可持续发展的目标。

关键词：概况;剩余油分布;挖潜对策;现场应用

1、概况

沙二上2+3油藏储层层内非均质性较强，油层厚、最大厚度在20m以上，层内垂向具有韵律特征，层内渗透率平均级差大于20，变异系数在0.71-0.78，突进系数在3.2-4.9;并且层系内具有密度和频率都非常高的不均匀分布的低渗透性夹层，经过长期强注强采开发，进一步加剧了层内矛盾，单层突进严重，导致层内高渗透条带存在，在开发上出现了注入水沿着固定方向推进，注入水波及体积下降，水驱动用差异大，水驱效率低。

2、剩余油分布研究

2.1应用夹层识别结合数值模拟技术，描述高含水开发后期剩余油分布特征

夹层不仅影响流体的垂向渗流，而且也影响流体的水平渗流。由于夹层的存在，改变了整个渗流场的分布，使渗流（油水运动）发生变化。夹层的分布状况对油水运动产生很大的影响。分布稳定的夹层，可将油层上下分成两个独立的流动单元;如果夹层分布不稳定，则油层上下具有水动力联系，一般表现为注入水下窜。受夹层控制的厚油层顶部物性较差的部位剩余油富集。

2.1.1夹层对平面剩余油分布的影响

平面上夹层的发育与剩余油的富集区域大体一致，夹层的发育等级越高剩余油富集规模越大;因为夹层越厚，封堵作用越强，注水波及难度越大，因此水淹级别越轻，剩余油富集。

2.1.2夹层对纵向剩余油分布的影响

受韵律性及储层分布影响，夹层在纵向上发育的位置不同，剩余油的分布规律不同。

夹层发育在上部：上部夹层由于其封堵作用较强，在下部形成大量剩余油，对剩余油富集有利。

夹层发育在中部：中部夹层的封堵能力虽然不差，但由于夹层上下部注入水的冲刷作用而使油驱替的较为均匀，剩余油富集规模较小。

夹层发育在底部：底部夹层的封堵能力较差，注入水沿着底部突进后往往突破夹层流向上部，剩余油顶部有富集但规模小于顶部夹层控制的剩余油。

2.2高耗水层带识别发育及控油研究

2.2.1高耗水带影响因素分析

高渗条带是指储层中渗透率相对较高、流体优先渗流通过的部分。从成因上讲，高耗水带可以分为两种类型。一般来说，高渗条带的形成受两方面因素的影响，即地质静态因素和开发动态因素。

影响高渗条带形成的主要开发因素是注采强度。注采强度越大，作用在岩石颗粒上的压力梯度越大，砂粒越容易脱落，出砂量就越大，越容易形成优势渗流通道，压力下降也越快。实际地层如果长期处于高强度的注采速率作用下，很容易形成优势渗流通道。

2.2.2高耗水带识别及发育特征

濮城油田沙二上2+3油藏非均质性较强，注入水窜流严重。采用高渗条带存在性识别方法和参数计算方法对部分典型井组进行了识别，利用示踪剂测试结果与识别结果进行对照，分析井组高耗水带的存在。通过吸水剖面变化结合数值模拟刻画西沙二上2+3油藏的高渗条带变化规律，随着开发时间的推移，高渗条带发育增多，油水井低无效循环，开发效益低。

2.2.3高耗水带对剩余油分布影响分析

濮城油田沙二上2+3油藏经过强注强采，固定流线开发，形成高级优势渗流通道，油水井间形成高耗水区，无效循环开发，注水主流线侧翼剩余油富集;沙二上2+3大厚层发育，为砂泥岩互层，层内局部有较稳定的泥质夹层，由于注入水沿高渗带推进及剩余油重新分异作用，厚油层内仍有大量的剩余油分布。

沙二上2+3油藏储层具有严重的层内非均质性，决定了高含水期仍然存在大量的剩余油，利用相渗曲线及分流量曲线方程计算出沙二上2+3油藏平均水驱有效率56%，而在目前注采井网比较完善和合理的条件下，实际生产曲线回归出的水驱采收率只有32.3%，油藏最终的水驱波及系数只有57.7%，由于储层平面连通率高、钻遇新井（2000年以来累计有80口比较均匀的钻遇）水淹普遍很高，因此，油层层内动用非常不充分。

3、结合剩余油分布特点制定流场调控挖潜对策

根据剩余油模拟结果，西区沙二上2+3油藏剩余可动油储量320.16万吨，其中以夹层控制型（35%）及优势渗流通道控制型（45%）为主。针对一级隔夹层控制剩余油，以细分为主，水井分注，油井选择性补孔挖潜;针对二、三级不稳定隔夹层，实施抽稀井网，大泵提液挖潜，针对高渗条带侧翼剩余油，实施调剖调驱;通过井网调整调流场，避开主流线，转流线挖潜。

3.1 优化高耗水带流场调控技术，明确挖潜对策

3.1.1注水产液结构调整配套技术研究应用

针对目前井网上存在的主要矛盾：一是井网杂乱，固定流线导致高渗条带发育，开发效果差，二是井距近，高耗水带发育，油水井低效循环，为了解决目前井网杂乱，低效开发的矛盾，寻找相应开发对策，一是调整注采井网、转流线开发，二是抽稀注采井网、井别互换，实现液流转向，达到提高非主流线动用程度，有效抑制极端耗水带。

3.1.2通过调剖、调驱结合化学驱油技术，挖潜厚油层层内剩余油

通过经验中渗注水压力低于12-15MPa时，大孔道普遍发育，当油藏注水压力达到15MPa以上时，才能更好的实现乳液驱油。同时对于低渗油层，注水压力高于20MPa时，可直接实施微球聚合物注入，实现最优驱油率，我们利用调剖调驱结合微球聚合物驱，能提高驱油效果。

3.2“转”“控”“调”转流场模式，实现立体流场调整

在剩余油研究的基础上，按照整体考虑、协同驱油的方式，从“注采三类流线”对剩余油“围追堵截”，分析“水井间、油水井间、油井间”三类流线压力场、流线场、剩余油饱和度场分布，实施“转”“控”“调”三种转流场模式，调整压力场流线分布，達到引导潜力流线、促进储量动用、控制井间干扰、扩大水驱波动体积，进一步提高采收率的目的。

4、现场应用效果

在剩余油研究的基础上，实施套损井治理2井次，补孔3井次，大泵提液5口，实施油井转注转流线3口，高液量关停5口，间开3井次，调冲次5井次，抽走小井距注水井3井次，实施变强度注水5井次，周期注水2井次。

经过2019年治理，油藏开发效果变好，含水下降0.3个百分点，水驱控制程度增加3.2个百分点，水驱动用程度增加2.6个百分点。

5、结论与认识

1、特高含水油藏开发后期，剩余油分布零散，隔夹层遮挡的层内剩余油是下步挖潜的目标之一，明确隔夹层控制剩余油分布特征，找出高渗条带分布规律，避开主流线、转角度进行井网调整、抽稀;结合调驱、调剖封堵大孔道挖潜层间、层内剩余油。

2、在开发后期实施井网重组、优化，改变固有流线，通过构建新流线，转流线平衡地下流场，可有效驱替弱水淹层剩余油，控制油藏含水上升率。

3、坚持措施方案的优化，配套工艺技术实施，进行合适的产液注水结构调整，是挖潜高含水期剩余油的关键，也是提高采收率的方向之一。