非均质油藏开发影响因素与挖潜措施研究

耿鹏鹏+李国强+谢雪莹+刘伟+万洪波

摘要：非均质油藏指成藏过程中，充注石油的烃源有机相和成熟度的变异，油藏内部结构上隔层与断层等屏障的存在，储集层孔隙性与渗透性的差异，以及油藏形成后原油的次生变化等因素，无论在纵向上，还是在横向上，油藏空间均存在着原油成分的浓度梯度与原油物性密度梯度的不均一。油田进入开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是后期开发工作中的一项重要内容。本文重点从分析非均质油藏剩余油分布入手，分析影响开发的制约因素并提出挖潜措施，取得较好效果。

关键词：非均质；油藏；剩余油分布；制约因素；挖潜调整

由于含油层系多、储层非均质严重，油田已进入高含水开发后期，在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，提高采收率，是高含水油田的必经之路。目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不适应。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究 ， 针对开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理，注采井网适应性差等问题，提出相應调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求，进行充分技术论证和准备，积极做好注水井的层调及分注工作。

1影响开发的因素

注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。动态因素有采液强度、注水强度和井网等，主要表现为平面水驱控制程度较低；静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等，主要表现为层间层内水驱差异较大。（1）沉积环境的影响。由于各韵律层所处沉积环境不同，造成层间吸水差异较大。（2）层内非均质性的影响，层内非均质性导致注水井层内差异加大，造成水驱油效率低。（3）平面流线的影响。强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线，致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。（4）井网完善程度的影响。单元井况变差，停产停注井增多，造成注采井网完善程度降低，注采对应率降低，造成单元有效注采比低。综上所述，由于多种原因造成的平面及层间的矛盾，导致单元水驱效果变差，水驱控制储量降低，开发形势恶化。

2分类技术对策

（1）最小理论含油面积。最小含油面积模型：只要能注水开发，构造油藏开发效益就能显著提高。而注水开发的必要条件是砂体至少钻遇2口井，形成水驱控制。假设油藏的面积为长方形，则形成一注一采最小含油面积计算模型为：S=4x（3x+L）×10-6；形成注采井网模型为：S=（4x+L）×（3x+0.866L）×10-6；根据实际钻井成功经验，x最小为25注采井距为200米：形成“一注一采”的最小面积0.03km2；形成注采井网的最小面积：0.07 km2。（2）最小经济储量规模：

注水开发采收率20-50%，以20%计算，当钻井井深2000米时，形成一注一采时砂体储量为5.1万吨。形成一注两采（两注一采）时砂体储量为9.8万吨。

3调整挖潜措施

3.1深化精细油藏描述和剩余油分布规律研究，明确油田调整挖潜方向

运用精细油藏描述技术，已逐步形成了针对油田油藏特点的油藏精细描述及剩余油分布规律研究的关键技术、基本程序和研究侧重点。对油田的沉积特征进行了精细研究；对储层非均质特征进行了研究；运用数值模拟、油藏工程、动态监测技术，对剩余油分布特征进行了整体评价研究。开展剩余油分布定量研究，系统研究不同类型油藏调整挖潜技术重点研究开发后期渗流机理，井网控制理论，进一步研究油田剩余油分布模式，定量描述不同类型储层剩余油分布，寻找剩余油富集区，建立油藏动态模型。

3.2优化细分注水调整，促进注水量向动用较差部位转移

细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。一是多期河道迭加的厚砂体，由于上部受底部无效循环层干扰动用相对较差，利用沉积单元间较稳定界面的渗流遮挡作用，封堵无效循环部位，加强吸水差部位注水。二是由于低弯曲分流河道砂体底部与周围井连通较好，无效循环严重，而顶部连通较差，油层动用较差，利用较稳定侧积夹层进行层内细分，封堵底部无效循环部位，加强顶部注水。三是点坝砂体是由于侧向迁移加积形成，层内沉积夹层具有上部多底部少且倾斜分布的特点，顶部剩余油富集而底部无效循环严重。因此，在搞清不同点坝砂体内部沉积特征、夹层发育状况的基础上，分析剩余油油与无效循环部位，利用长胶筒封堵无效循环部位，提高油层动用程度。

3.3合理重组层段，减缓层间干扰

为减缓层间干扰，控制高含水层吸水量、提高低含水层吸水量，加大重组层段力度。首先，结合单砂体平面的注采关系，将需要控注（停注）的层组合为一个层段，通过平面调整进行重新配注，减少无效注水；其次，根据沉积类型相似、水淹特征相近、油层性质差异小的砂体沉积规律，尽量把“相同吸水能力”砂体组合在一个层段内，减少层间干扰。对平面分布范围大、剩余储量相对集中的富集区挖潜对策纵向细分乃至单层开发；平面通过直井加水平井的方式进行规则加密。对平面分布范围小、储量相对零散的富集区挖潜对策纵向上打破层系概念，在砂层组储层性质相似的基础上按储量进行重新组合，保证大于极限单控剩余储量；平面按砂体完善，通过补孔重分层提高注采对应率。

4效果评价

注采对应率大幅度提高，水驱控制储量显著增加，稳产基础得到加强；注水利用率提高，水驱开发效果变好、采收率明显提高；调整单元产量明显回升。（1）在目前剩余油分布“高度分散、局部集中”的形势下，深化油藏描述，准确量化剩余油分布，认清剩余油赋存模式是提高水驱采收率的核心。（2）提高采收率，油藏认识是基础，井网控制是关键，只有井网控制程度得到提高，制定出切实可行的治理措施，改善油藏开发效果。（3）结合多种提高采收率方法，对剩余油相对富集区和分散的剩余油采取不同的对策，是实现高效开发的关键。（4）不同沉积相带，放大生产压差，提高产液量效果不同。一般在河口坝放压提液效果较好，而在河道相放压提液效果较差。河道相多为上细下粗的正韵律，上部渗透率较下部低，注入水沿底部高渗透层段突进；重力作用又不断使水下沉，更加剧了高低渗透层段的差异，放大生产压差后，水线沿底部高渗透带推进更快，因而增油少，产水多，放压提液效果不佳。

参考文献：

[1]孙梦如，连经社主编.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社，2014endprint