复杂油藏高含水期流动单元研究及剩余油预测

李松泽，胡望水

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室 长江大学，湖北 武汉 430100)



复杂油藏高含水期流动单元研究及剩余油预测

李松泽，胡望水

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室 长江大学，湖北 武汉 430100)

为了更准确预测复杂油藏特高含水期剩余油分布规律，以扶余油田X25-20区块为例，分析FZI法的不足，优选主控渗流参数协同约束，运用灰色理论划分方法，将流动单元划分成4类。结合生产数据，分析认为I类流动单元采出程度高，但原始含油基数大，仍是下一步开发的重点；Ⅱ、Ⅲ类流动单元分布范围大，含油饱和度降幅低，局部富集，是剩余油主要挖潜区；而IV类流动单元储存和流动特性差，不具备深度开发潜质。因此，开发中应注意封、采结合，合理开发优势流动单元，重点完善中间类型流动单元注采结构，同时兼顾劣势流动单元开发。

复杂油气藏；高含水期；流动单元；剩余油；扶余油田；X25-20区块

引 言

流动单元是20世纪80年代中期提出的一项新的储层表征技术[1-2]，C.L.Hearn将其定义为影响流体流动的岩性和岩石物理性质在内部相似的、垂向上和横向上连续的储集带。基于流动单元的储层研究，可精确表征储层非均质性，有助于正确掌握地下油气水运移规律，准确预测剩余油富集区及确定剩余油分布规律[3-5]。

1 区域地质特征

X25-20区块位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘，是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜。该区块主要开发层系为泉头组四段的扶余油层，油藏埋深浅，储层多而薄，平均孔隙度为23%，平均渗透率为156×10-3μm2，渗透率极差为909.1～10 251.1，物性差异大，储层非均质性强。经过几十年注水开发，综合含水高达95.1%，已进入特高含水后期开采阶段，采出程度为31.46%。由于对储层复杂性认识有限，导致油藏在开发过程中层间动用不均衡、注采井网不完善、产能自然递减快，开发形势严峻。

2 流动单元划分及参数优选

根据本区取心井J21资料，统计绘制FZI分类图版。分析表明本区流动单元可划分成4类，即I类(优势)、Ⅱ类(较好)、Ⅲ类(一般)和Ⅳ类(劣势)流动单元。将这4类流动单元的储层质量指标与标准化孔隙度进行验证判别，发现各类流动单元之间差异模糊，界线不分明(图1)。由于流动单元是具有相同渗流特征的储集体，为了提高流动单元判别的准确性，考虑优选油田动态开发中最能反应储层渗流特征的主控渗流参数与FZI聚类分析，利用灰色理论划分方法进行流动单元识别[6-7]。通过对比一系列地质参数，选取了与吸水强度相关性最高的5个参数，即孔隙度、渗透率、地层系数、泥质含量、流动带指数作为流动单元判别时的主控渗流参数。应用聚类分析法将流动单元分为4类，各主控参数与有效孔隙度交会表明(图2)，各类流动单元之间界限清晰，差异明显，识别效果好，因此采用该方法进行流动单元划分合理可行。

图1 储层质量指标与标准孔隙度交会图

图2 X25-20区块取心井流动单元划分结果验证

3 流动单元特征

由流动单元分类标准分析(表1)可知，Ⅰ类流动单元以高孔、高渗为主，该类储层的开发效果最好，见效快且采出程度高，具有极佳的储集能力和渗流能力，但在注水开发中后期容易出现水窜现象，影响附近储层的开采。Ⅱ类流动单元在研究区较为常见，具有较强的渗流能力，在注水开发过程中，油水流动能力较好。Ⅲ类流动单元最为常见，以中孔、低渗为主，该类储层具有一定的储集能力和渗流能力，开发效果一般。Ⅳ类流动单元以中低孔、特低渗为主要特征，储集能力和渗流能力均较差，油水在其中缓慢运动，注水开发效果差，见效慢。

表1 扶余油田X25-20区块流动单元分类标准

4 剩余油分布规律

4.1 流动单元与剩余油分布的关系

将流动单元研究成果应用于剩余油预测，可为改善油田开发效果，提高油气采收率提供可靠的地质依据[8-10]。通过统计可知，IV类流动单元剩余油分布含量基本小于30%，Ⅲ类流动单元剩余油含量小于50%，其中小于30%所占比例较大，Ⅱ类流动单元剩余油含量小于60%，其中30%～60%所占比例较大，Ⅰ类流动单元剩余油含量大于40%。总体可看出，流动单元类型越好，剩余油饱和度越高。

4.2 不同开发阶段剩余油变化规律

通过井史分析，将开发过程分为1995至2012年和2012年至今2个开发阶段。由主力层位单层单砂体流动单元平面展布与2个阶段剩余油的平面展布(图3)分析可知，从开发初始至今，由于储层物性好，Ⅰ类流动单元原油易于采出，其剩余油的减少程度要远高于Ⅱ、Ⅲ类流动单元。部分Ⅲ类流动单元受水驱影响，剩余油被驱替到渗流屏障附近，流体运移减缓或停滞而使剩余油聚集，剩余油饱和度及分布范围在局部都有所增加。Ⅳ类流动单元由于孔渗及连通性较差，剩余油含量在这2个阶段都较低。因此，Ⅱ、Ⅲ类流动单元是现阶段剩余油的主要富集区。

图3 单层单砂体剩余油饱和度平面展布

4.3 流动单元类型与动态数据的匹配

通过对剩余油饱和度—含水率交会分析可知(图4)，随着油田注水开发强化不断深入，Ⅰ类流动单元剩余油饱和度在1995年主要分布在30%～73%，2012年主要分布在25%～62%，说明Ⅰ类流动单元剩余油饱和度有所降低，但相对其他流动单元依然较高；含水率在1995年度主要分布在10%～78%，2012年主要分布在12%～97%，含水率上升幅度较大。Ⅱ、Ⅲ类流动单元剩余油饱和度在从1995年的25%～65%降至2012年的10%～62%，含水率从10%～75%增至20%～85%。Ⅲ类流动单元剩余油饱和度在1995年主要分布为18%～53%，截至2012年以后降低4%～10%，含水率在1995年为20%～75%，至2012年降低了10%左右；这2类流动单元中剩余油饱和度与含水率的变化幅度均较小，反应油层动用程度都较低，储层仍有大量剩余油存留，是下一步挖潜的主体目标。Ⅳ类流动单元由于储层物性较差，非均质性较强，剩余油饱和度低，含水率高，不能作为下一步开发的重点。

5 剩余油挖潜方案及实施效果

研究表明，本区储层在平面和垂向上的渗流特征的差异性及非均质性较强，剩余油富集类型多。针对目前渗流屏障特征及不同流动单元的动用程度，提出如下开发调整挖潜建议。

(1) 优势流动单元封、采结合，合理开发。Ⅰ、Ⅱ类流动单元储层物性好，层内原油采出量高，虽然含油饱和度下降快，但原始含油饱和度基数大，仍是下一步剩余油挖潜的主攻方向之一。而由于层内渗流性好，含水率也高达95%以上，又因长期遭受注入水冲洗，层内流体运移速度快，易形成水窜，影响周边储层的开发。针对该类储层，应采取封、采相结合，在流动单元局部剩余油富集区调整注采结构，形成有效开发井组，同时减少层内无效注水，合理开发优势流动单元。

(2) 重点完善中间类型流动单元注采结构，兼顾劣势流动单元开发。Ⅱ、Ⅲ类流动单元是剩余油主要富集区域，在研究区内分布范围较大，剩余油饱和度相对较高，是主要挖潜区。应进一步完善注采井网，确保井网覆盖有利挖潜区，无采出井点的剩余油富集区可选择油井补孔、老井换底、侧钻等措施；有采出井点的剩余油富集区可选择油井压裂，或对注水井进行方案调整，合理增加剩余油富集层位的注水量。对于层内的剩余油富集段及大厚度层位，可考虑水平井方式开采。

图4 扶余油层剩余油饱和度—含水率交会分析

(3) 油藏内劣势流动单元渗流能力差，剩余油量低，产液量低，如单独开发成本高、收益小，为提高收益率，不应单独开发，建议在开发有利流动单元时调整配置，兼顾开发。

调整油井36口，调整注水井126口，与方案调整前相比，区块日产油量平均增加83 t/d，自然递减率由25.79%下降到18.66%，综合递减率由19.51%下降到6.30%。吸水厚度比例由47.0%提高到57.2%，水驱控制储量和水驱动用储量增加，水驱控制程度增加7.2个百分点，水驱动用程度增加6.4个百分点，采收率由25.4%提高到28.9%，可采储量增加72.4×104t。

6 结 论

(1) 在针对非均质性严重的复杂性油气藏进行研究时，结合生产资料，优选主控渗流参数，应用灰色理论划分方法能更加精确地划分、界定各类流动单元。

(2) 各类流动单元严格控制着剩余油的分布，同时随着注水开发的进行，不同类型的流动单元内有效储层的产能会有规律的变化。

(3) 针对不同类型流动单元内剩余油的分布特征，调整开发策略，能有效提高油气采收率，对开发其他非均质性严重的复杂油藏具有一定指导意义。

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编辑 刘 巍

20141026；改回日期：20150206

国家自然基金“松辽盆地南部页岩油差异富集主控因素及机理”(41340030)

李松泽(1983-)，男，2006年毕业于长江大学地质学专业，现为该校矿产普查与勘探专业在读博士研究生，主要从事开发地质方向的研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.031

TE33

A

1006-6535(2015)03-0121-04