低渗透底水油藏剩余油分布规律及挖潜措施研究——以长庆油田Y19井区为例

李向平，段鹏辉，汪 澜，康 博，李转红

(1.中国石油长庆油田分公司 油气工艺研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018)

引 言

低渗透油藏对我国原油供给与安全保障具有重要作用[1-4]。低渗透油藏具有储层物性差、非均质性强和水驱效果差等特点，水驱不均匀影响了增产效果，如何增油控水是一个急需解决的问题[5]。

朱伟军[6]、申健[7]、马桂枝[8]等通过研究发现影响油藏剩余油富集的主要因素：注采井网完善度、沉积相、层间矛盾和井况。刘薇薇等[9]总结了5类剩余油聚集模式：油层顶部富集型、井间滞留型、断层根部型、井网未控制型和物性差型，但是没有对剩余油富集的原因做定量的评价。李金鼎[10]指出目前常用的关键技术有调层、压裂、侧钻等技术。刘畅等[11]明确了八面台油藏开发的难点主要是注采井网不完善、层间矛盾突出、注采政策不合理等问题，对此实施了完善注水+缝网压裂改善低效井等挖潜措施，措施后效果良好，但文中没有给出不同含水阶段要采取的最佳挖潜措施。肖芳[12]研究了某区块断块油藏的开发矛盾和剩余油分布规律，并提出了响应的挖潜对策，研究表明该油田的开发矛盾是井网完善程度差及层间矛盾突出，且注采主流线水淹严重，非主流线剩余油富集，该文认为可通过转注、大修等方式增加有效注水井点，通过灵活注采和调剖等方式增加注水井层。

长庆油田Y19井区将进入高含水阶段，如何增油控水是该油区当前面临的一个重大难题。为此，本文建立了实际区块的数值模拟模型，通过Fetkovich公式和数值水体表征了底水；进而研究了当前开发阶段的剩余油分布规律， 总结了不同类型的剩余油富集模式；最后基于剩余油富集的主控因素评价了不同挖潜措施增产潜力，为该油田增油提效提供重要理论支撑。

1 区块基本情况

延9层系为长庆油田Y19井区的主要含油层系，该层系平均渗透率67.7×10-3μm2，平均孔隙度17.2%。室内实验表明延9油层亲水，无水期驱油效率44.1%，油水两相渗流时间短，见水很快水淹。原油密度0.823 g/cm3，地层原油黏度5.32 mPa·s，气油比13.3 m3/t，体积系数1.049，饱和压力1.03 MPa，平均压力7.685 MPa，油层温度45.0 ℃。延9油藏西部发育一定的底水，油藏驱动类型主要为弹性弱水压驱动。

2 区块油藏数值模拟模型建立

为了研究低渗透油田在开发现阶段剩余油分布规律及其挖潜措施增产潜力，本文选取了长庆油田Y19区块作为研究目标区块。本节首先基于实际区块的地质模型建立研究目标区块的数值模拟模型，然后对该模型进行历史拟合及验证。

2.1 地质模型中各属性模型的建立

基于63口井的测井数据，利用数据分析结果，采用序贯高斯模拟方法建立Y19区块的渗透率、孔隙度、净毛比模型和含水饱和度模型，如图1所示。

图1 地质模型中各个属性模型

2.2 数值模拟模型的建立

采用CMG油藏数值模拟软件建立实际区块数值模拟模型， 以研究不同含水阶段研究目标区块剩余油分布特征及挖潜措施改造效果。本文研究目标区块油饱压力均较低，地层能量低，且原油黏度较高，水驱难度较大，模型相渗曲线如图2所示。模型中通过数值水体和解析水体结合的方式模拟底水，数值水体即认为该网格含水饱和度为0.99，而解析水体通过Fetkovich拟稳态公式来表征[13]。

图2 油水和气液相对渗透率曲线

2.3 模型验证及历史拟合

对建立的数值模拟模型进行历史拟合，历史拟合效果评价指标主要有区块产液速度、区块含水率、单井产油速度和单井含水率。模型历史拟合效果如图3和图4所示，证明本文模型可真实地反映Y19井区的历史生产动态。

图3 全区历史拟合效果

图4 典型井历史拟合效果

3 剩余油分布规律

从现阶段剩余油分布叠合图(图5)可以看出，剩余油多分布在井组内相邻采油井间，说明储层的强非均质性导致注入水波及效果较差。J18-17井和J17-17井之间储层非均质性较强，水驱不均匀；J18-9A井井组西北部缺少一口井，属于井网不完善导致的剩余油富集；J21-10井与J20-11井射开层位不同，导致注采不平衡；J17-9、J19-8、J20-9井底水锥进过快，属于底水锥进导致剩余油富集。

图5 Y19区块开发现阶段剩余油分布叠合图

结合Y19区块纵向剩余油分布图(图6)发现，油藏顶部和中部剩余油饱和度较高，说明是由于底水锥进所致。基于对剩余油分布规律的研究，总结出4种剩余油富集模式，分别是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进，通过统计分析发现，Y19特低渗油藏剩余油富集的原因主要是底水锥进和储层非均质性，分别占38%和33%。

图6 Y19区块纵向剩余油分布

4 挖潜措施增产潜力研究

通过生产历史数据发现，J17-9井由于底水锥进过快，在生产初期含水率即上升至70%以上，属于典型的暴性水淹井，剩余油富集的原因是底水锥进。而J19-19井含水率上升正常，属于“S”型，剩余油富集的原因主要是储层非均质性强。所以，本文以J17-9井和J18-17井为典型井来研究其挖潜措施增产潜力。

封堵率为封堵后渗透率的降低值与封堵前渗透率的比值[14]。本文堵底水措施模型中的封堵率为94%，模型考虑了地层对聚合物的吸附作用和剪切作用[15]。结果表明，相比于未采用措施，堵底水在生产后期可增产原油1.65倍，聚合物微球调驱在生产后期可增产原油1.47倍，聚合物微球调驱并堵底水可增产原油近2.03倍，堵底水可使生产井短时间内含水率降低，见效快，但在生产井聚合物微球调驱后生产后期含水率更低，可见聚合物微球调驱在开发后期调剖效果更加显著。综合见水和产油两方面，聚合物微球调驱并堵底水效果最好，如图7和图8所示。

图7 J17-9井不同挖潜措施的累计产量对比

图8 J17-9井不同挖潜措施的含水率对比

图9为J17-9井不同挖潜措施的纵向剩余油分布图，图中气泡图代表该井油(红色)、气(绿色)和水(蓝色)的产出量或注入量。通过对比发现，未采取措施时J17-9井所在储层顶部和中部仍存在不少剩余油；当进行聚合物微球调驱时，生产井产水明显降低，储层顶部剩余油动用明显，这是由于聚合物的吸附作用导致高渗通道渗透率降低，从而使水驱得更加均匀；堵底水后生产井产水显著降低，储层中部剩余油动用显著，堵底水后底水无法直接进入生产井井筒，底水的锥进反而使得储层中部的剩余油得以动用；当进行聚合物微球调驱并堵底水时，生产井产油最大化，储层顶部和中部剩余油均得以动用。

图9 J17-9井不同挖潜措施的纵向剩余油分布

为了研究J18-17井不同挖潜措施的增产潜力，本文对比小规模压裂、转向压裂和侧钻的增产潜力。通过局部网格对数加密法模拟小规模压裂过程中的人工裂缝，而传统局部网格加密法(包括局部网格对数加密法)受制网格方向，不能精准刻画转向压裂后的人工裂缝。因此，本文采用离散裂缝网络来模拟转向压裂后形成的人工裂缝，该方法的优点是裂缝方向不受网格方向限制，裂缝可为任意方向，模型中的转向裂缝如图10所示。离散裂缝网络离散为若干的裂缝离散单元(DFU)，离散单元是任意形状的四边形。裂缝离散单元(DFU)进一步分散为裂缝离散段(DFS)，用来计算离散裂缝网格的饱和度和压力值。流体在基质和裂缝中的流动均满足达西定律，流体在基质、裂缝流动的计算及离散裂缝所在层位的井指数IW计算如下[15]。

图10 转向裂缝示意

流体在基质流动的计算式为：

-∇·[(Km/μ)·∇pm]=qm+(qmf/Vm)δmf。

(1)

式中：Km为基质渗透率张量，10-3μm2；μ为流体黏度，mPa·s；pm为基质的压力，MPa；qm为基岩的源汇项；qmf为基岩与裂缝之间的窜流量；Vm为基岩单元的体积，m3；δmf当基岩网格有裂缝嵌入时其值取1，否则为0。

流体在裂缝流动的计算式为：

(kf/μ)(∂2pf/∂ξ2)=qf+(qmf+qffδff)/Vf。

(2)

式中：kf为裂缝渗透率，10-3μm2；pf为裂缝的压力，MPa；ξ为沿裂缝方向的局部坐标系；qf为裂缝的源汇项；qff为相交裂缝单元之间的窜流量；Vf为裂缝单元的体积，m3。

离散裂缝所在层位的井指数

IW=2πfkhwfrac/[ln(re/rwa)+S]，

(3)

其中re=gfac·[bvol/(h·π·wfrac)]1/2。

(4)

式中：f为井指数修正因子；k为储层渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；wfrac为井分数；S为表皮因子；re为油藏有效半径，m；rwa为井筒有效半径，m；gfac为几何因子；bvol为射孔网格内的DFN的网格体积，m3。

不同挖潜措施的增产效果如图11所示。模拟结果表明，在含水率高时进行小规模压裂和转向压裂，增产效果差；而在含水率高的情况下进行侧钻，增产效果好，其原因是越早进行侧钻措施，使得水线推进快，导致生产井见水。对比不同挖潜措施的增产潜力，结果表明：在低含水阶段(含水率小于30%)的条件下，应采取的措施是小规模压裂，需适当改造非均质性较强的储层以动用渗透率较低储层中的原油；在中高含水阶段(含水率介于30%和50%之间)的条件下， 应采取的措施是转向压裂，需避免水线过快推进导致生产井过早见水；在高含水阶段(含水率大于70%)的条件下，应采取的措施是侧钻，此时注采井之间剩余油较少，应动用注采井侧向剩余油。图12为在含水率为70%条件下J18-17井在不同措施下的剩余油对比，由图可知小规模压裂后剩余油并无显著变化，而转向压裂和侧钻可以有效地动用注采井间侧向剩余油，其中侧钻在此含水条件下动用侧向剩余油的效果最为显著。

图11 J18-17井不同挖潜措施的累积产量

图12 J18-17井不同挖潜措施的剩余油分布

在中高含水阶段可以明显地动用注采井侧向的剩余油，对此本文进一步研究了不同裂缝转向角度对转向压裂增产潜力的影响。通过对裂缝转向角度的优化研究，确定最佳转向角度范围为45°～90°，如图13所示，此时累产油量高，而当转向角度变小时，转向的裂缝会与水线沟通，反而导致压裂效果变差。

图13 J18-17井不同裂缝转向角度下的增产潜力

5 结 论

(1)建立了长庆油田实际地质模型的低渗透油藏数值模拟模型，模型中的底水通过Fetkovich解析公式和数值水体表征，可真实反映该井区注采井的历史动态。

(2)总结出了4种剩余油富集模式，分别是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进，其中底水锥进和储层非均质性是主控因素，分别占38%和33%。

(3)对于由底水锥进导致剩余油富集的井，采取聚合物微球调驱复合堵底水的措施增产效果最好，其增产效果是未采取措施产量的2.03倍。聚合物微球调驱后生产井产水明显降低，储层顶部剩余油动用明显；堵底水后生产井产水显著降低，储层中部剩余油动用显著；当进行聚合物微球调驱并堵底水时，生产井产油最大化，储层顶部和中部剩余油均得以动用。

(4)对于由储层非均质性导致剩余油富集的井，针对转向压裂裂缝无法精细刻画的问题，通过离散裂缝网络真实模拟了转向裂缝，结果表明在低含水阶段，应进行小规模压裂；在中高含水阶段，应进行转向压裂；在高含水阶段，应采取的措施是侧钻。

(5)通过对裂缝转向角度的优化研究，确定了最佳转向角度范围为45°～90°。