高含水期剩余油挖潜技术及分布研究

【摘要】油田在经过长时间的注水开采后，会进入高含水期。这一时期，油层内的油、水、气交错渗流，剩余油分布复杂，开发难度加大，同时还存在严重的无效循环注水。本文主要概述了高含水期剩余油的几种主要挖潜技术，同时分析研究了剩余油的分布特点以及影响因素。

【关键词】高含水期 挖潜技术 剩余油分布 开采

我国油田的主要特点为：大多数属于陆相沉积且储层间、储层内以及平面上的渗透率变化较大。正是基于这个特点，目前，国内90%以上的油田均采用注水开采的方式来完成。油田注水开采的主要特点是开采的早期和中期含水量上升较快，采出油程度较高。但当含水量达到80%左右的时候，采出量仅为油田储量的60%左右，由此可以看出，高含水期剩余油还有很大的开发空间，未来将不可避免的作为能源后续开发的重要战略之一。油田在经过长时间的注水开采后，逐渐进入高含水期，其剩余油的分布会趋于复杂化，给油田的挖潜带来越来越大的难度。因此，对于高含水期剩余油的挖潜技术以及分布研究，以此来了解剩余油的分布规律，并采用相应的挖潜技术，来降低油田剩余油的开采难度，提升油田的开发效率和潜力，对我国的石油开采行业有着重要的研究价值，是一个关系到国家未来科技发展、社会进步、经济腾飞的重要课题。

1 高含水期剩余油挖潜技术研究

对于剩余油的挖潜技术，基于对油田储层的深入化了解分析研究，通过油藏储层模型进行预测分析剩余油的分布特点，从而，以具体油藏的实际情况出发，针对不同类型的高含水期剩余油制定出不同的挖潜措施，最大限度的提高采油效率，降低成本，节能环保的挖掘出剩余油。鉴于目前剩余油挖潜技术，可以考虑把注水结构调整作为改进重点，充分完善剩余油富集区的注采井网，合理使用分注、挤堵调剖、分层增注和差层单注等方式来充分挖掘剩余油。

目前，国内较为主流的剩余油挖潜技术有：周期性注水技术、降压开采技术、改变液流方向技术、单井吞吐技术等。

（1）周期性注水技术。此种技术的工作机理是通过周期性的注水，使注入量和采出量发生变化，从而使储层产生不稳定的压力场，流体分布不断变化，最终促进毛管吸渗作用而提高采油率。

（2）降压开采技术。通过停止注水降压使其变为衰竭式开采，变水驱动为弹性驱动从而使原油从注水未涉及到的死油区流出。

（3）改变液流方向技术。改变液流方向技术是指通过改变注水在油层中形成的固定水流方向，从而把高含油饱和度区的原油驱出，最终达到增强水驱油效果的目的。目前，改变液流方向技术主要分为改变供油方向和改变水流方向两种。其一般采取的方法的为或是关闭部分注水井或是改注其他部分注水井或是将注水井、采井调换来改变液流方向，以此来增加水驱油的有效面积，从而有效的提高注水采收率。

（4）单井吞吐技术。单井吞吐是指注水井和采油井在同一口井中完成，其工作机理是通过利用亲水油层的吸水排油特点，把水注进去，把油替换出来。此过程共分三个阶段：注水阶段、油水交换阶段和采油阶段。其中注水阶段主要工作是将水强行注入各个孔道，以使其压缩排挤原油；油水交换阶段主要是通过地层中的压力重新平衡后，油水进行重新交换；采油阶段主要是通过卸掉地层压力，采出原油。

2 高含水期剩余油分布研究

2.1 高含水期剩余油分布特点

总体来看，高含水期剩余油的分布一般具有以下特点：平面分布角度来看，其分布特点主要为窄条的带状或是孤岛状；而从区域分布的角度来看，其主要分布在大断层的附近或是断层的边角区和岩性变化地带；而从纵向角度来看，其主要分布在物性相对较差的低渗透层中。通常情况下，高含水期剩余油主要分为两大类：

（1）片状剩余油。片状剩余油主要是针对微观模型中的驱油试验来讲的，指在注水时由于水未驱到而使剩余油滞留在模型的边角处，从而形成的剩余油。片状剩余油主要分为连片剩余油和簇状剩余油两种，其中簇状指被较大的孔道所围绕包围小喉道中的剩余油，其实质为水淹区内的小范围剩余油块，是注水在空隙内绕流形成的。

（2）分散型剩余油。分散型剩余油主要是指占用较少孔隙的剩余油，其主要分为柱状剩余油和孤岛状剩余油两类。其中，柱状剩余油主要存在于孔隙联通的那些细长的喉道处；而孤岛状剩余油是亲水孔隙结构中的一种，其形成机理是水驱油过程中，注水沿亲水岩壁表面的水膜流进，在油未完全驱走前，注水已流到喉道，致使油被卡断，从而使油以较大油滴的形式存在于较大的孔隙中即形成孤岛状剩余油。

2.2 高含水期剩余油分布影响因素

（1）地质环境因素。上述已提到，由于我国油田的主要以陆相沉积为主，因此影响剩余油分布的地质因素主要指的是沉积微相、油层的微型构造、储层的微观特征、油藏构造、宏观非均质性、流体性质等。其中，沉积微相和储层的非均质性是影响剩余油分布的主要因素。沉积微相主要决定的是储积沙体的内部构造和外部形态，其决定着储层平面和垂直两方面的非均质性，从而也就控制了油气水的运动方向，最后也就决定着剩余油的分布形态—相待分布；微构造油层和断层构造对剩余油的分布具有一定的控制作用，其主要原因是不同构造模型决定了不容的油井采油量以及剩余油的富集程度，通常情况下剩余油富集区主要集中在具有封闭性的断层、断面上具有鼻状突起区域和较高的区域；储层的微观特点是对剩余油分布影响的又一大因素。相对于储层的宏观特性，储层的微观特性影响因素主要体现在储层渗透性非均质程度的高低以及成岩作用上。需要指出的是，成岩作用主要是对原生孔隙的破坏改造以及次生孔隙的形成和改造。

（2）油田开发因素。通过不同的开发技术手段，会使油田储层、形态发生变化，从而影响剩余油的形成以及分布比例。通过研究验证，影响剩余油分布的主要开发因素有注水开采关系、注水间的距离、井网密度等。其中，注水开采体统主要影响注采井比例、注采井距离以及控制程度。另外，像生产压差、防砂设计注采井网设计、钻井设计等工程开发因素也同样影响剩余油的形成比例与分布特点。

参考文献

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[2] 王健伟. 高3-4-17CH侧钻水平井试验研究与实践[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012，（02）

[3] 朱传喜. 锦99块特高含水期油藏潜力及开发对策研究[J]. 油气藏评价与开发，2012，（04）

作者简介

付黎明（1986-），男，助理工程师，工学学士，于2008年毕业于长江大学勘查技术与工程专业，在青海油田采油三厂从事地质开发工作。