非均质砂岩油藏剩余油分布及注采井网调整研究——以克拉玛依油田四1区克下组油藏为例

张旺青 （中石油新疆油田分公司采油一厂，新疆 克拉玛依834000）

殷红，唐彬 （中石油新疆油田分公司采油二厂，新疆 克拉玛依834000）

张景 （中石油新疆油田分公司采油一厂车排子采油作业区，新疆 克拉玛依834000）

1 油藏地质概况

克拉玛依油田四1区中三叠统克下组 （T2k1）为近东西向的南黑油山断裂、检40断裂与近南北向的检39断裂、克乌断裂夹持形成北西向南东倾的单斜，经历了三角洲平原～三角洲前缘的过渡相演化过程。其中以河道沉积微相为主要骨架砂体，总体表现为向湖盆强烈推进的辫状河三角洲沉积体系。沉积物源主要来自北部，发育河道、席状砂等微相。平面上油砂体自北向南、向东、向西逐渐变薄；纵向上各油砂体均有不同程度的发育，砂层厚度平均28．6m，油层厚度平均7．5m。储层岩性主要为砾岩、砂砾岩，岩石成分以石英为主，其次为变质岩和云母。沉积物颗粒为圆状和次圆状，粒径一般在0．4～4mm之间，分选性好，磨圆程度较高。胶结物主要以泥质为主，钙质次之，胶结类型以接触式为主。T2k1储层孔隙度为18．7%，渗透率为129．5mD，属于中孔中渗储层。油藏无边底水，属于岩性－构造油藏。

2 存在的问题

1）井点损失严重，无法正常生产 该区油藏1957年采用小井眼开发 （套管直径小于114．3mm），随着油藏开采时间的延长，油水井井况恶化严重，150口开发井中报废井144口，占总井数的96．0%，其中注水井全部报废，油藏已无法正常生产。

2）储层非均质性强，水驱控制程度低 该区油层在纵向上表现出薄而散的特点，在平面上表现出厚度及物性变化大的特点，储层非均质性强。加之井点缺失严重，造成一些层存在有注无采、有采无注的局面，水驱控制程度接近于0。

3）油层动用程度差异大，采出程度低 该区克下组油藏水驱动用程度差异大，动用程度最高达74．45%，最低的仅27．4%。油藏目前采出程度仅有15．74%，与同类条件油藏对比，剩余油潜力大。

3 剩余油分布规律研究

针对油田开发时间长，地下油水分布格局复杂，采用动态法［1］、油藏数值模拟法［2］分别从平面上、纵向上对剩余油分布进行了定量研究［3］。

3．1 平面上剩余油分布

动态法研究结果表明：单井剩余地质储量主要沿检40断裂区域、4150井～4148井～J39井区和4021井组区域分布。其中剩余地质储量大于6×104t的含油面积有2．9km2，占总含油面积的31．3%；剩余地质储量为4×104～6×104t的含油面积有2．86km2，占总含油面积的30．85% （表1）。

表1 四1区T2k1油藏动态法计算剩余油结果

数值模拟研究结果表明：整个T2k1油藏剩余油主要沿检40断裂附近区域及4022井～4019井～4021井呈带状分布，剩余地质储量丰度主要分布范围为30×104～150×104t／km2，剩余地质储量丰度大于60×104t／km2的含油面积为1．94km2，占总含油面积的20．93% （表2）。

3．2 纵向上剩余油分布

动态法研究结果表明：T2k1控制地质储量为569．4×104t，剩余控制地质储量为484．55×104t，剩余可采储量为83．9×104t。纵向上剩余油分布存在较大的差异，其中T2k1主力层、、表示克拉玛依组第6砂层组第3小层，下标表示砂层组，上标表示小层）剩余可采储量分别为25．6×104、9．2×104、13．8×104t，分别占总剩余可采储量的30．5%、11．0%、16．4%，其他各小层剩余可采储量分布范围为1．7×104～5．8×104t。

数值模拟研究结果表明：T2k1地质储量为539．83×104t，剩余地质储量为445．75×104t，剩余可采储量为83．09×104t。纵向上剩余油分布存在较大的差异，其中T2k1主力层、、剩余地质储量较大，分别为161．14×104、60．87×104、48．22×104t，分别占总剩余地质储量的36．15%、13．66%、10．82%，平均含油饱和度分别为52．0%、50．5%、49．5%，其他各小层剩余地质储量分布范围为8．18×104～26．33×104t。其中含油饱和度大于45%的地质储量分别为100．9×104、39．1×104、26．5×104t，各自占本小层地质储量的53．21%、53．02%、44．03% （表2）。

综合2种方法计算结果，四1区T2k1剩余地质储量为554．6×104t，剩余地质储量为470．0×104t，剩余可采储量为87．5×104t。

表2 四1区T2k1油藏模拟期末单层剩余油结果表

4 注采井网调整部署及实施效果

4．1 注采井网调整原则

针对该区T2k1油藏开发过程中存在的问题，结合剩余油分布规律研究结果，考虑全面重建注采井网，充分发挥调整井的生产能力，达到最大可能地挖潜动用，提高经济效益，确定调整原则如下［4］：①部署调整井网时，选择在剩余地质储量及剩余油丰度高处部署调整井网，其中断裂按封闭断裂考虑；②调整井网尽量按250m井距反七点法井网进行部署，边角部位对应油井不得低于4口，考虑边、低部位注水，高部位采油；③新部署生产井要具备一定的生产能力，原则上生产井钻遇目的层有效厚度不小于2m；④充分考虑原有注采井网，新调整井尽量布在原采油井中间，尽量避免新布油井在原油水井之间的注入水主流线上。

4．2 调整井网部署

根据上述调整原则，在该区共部署开发井158口，其中采油井112口，注水井46口，新建产能8．4×104t，水驱控制程度由0上升到86%，完善了注采井网，提高了水驱控制程度，使该区报废油藏重新恢复生产 （见图1）。

4．3 实施效果分析

1）T2k1新井投产超过方案设计产能，开发效果好。该区克下组油藏2011年共实施新井23口，其中采油井17口，注水井6口，截至2011年12月13日，初期平均单井日产液7．1t，日产油5．0t，2012年6月平均单井日产液7．3t，日产油4．4t，累计产油3686．8d，平均单井产油4．1t／d，超过设计产能1．6t／d，生产效果好。

2）初期生产效果好，但生产一段时间后无能量补充，产量递减快。投产井初期产量较高，可以自喷生产，平均单井产油量5．0t／d，生产效果好。但由于压力保持程度仅为63．6%，地层能量亏空严重，递减快；同时从现场取样情况来看，由于该区T2k1油藏停注较早，储层脱气严重，在后续二次开发过程中亟需注水补充地层能量。

3）压裂改造能明显改善开发效果。投产新井初期生产效果好，平均日产油5．0t，生产一段时间后均有不同程度的递减甚至不出 （一直递减到最后没有液量，也没有油量），经过压裂改造措施后，平均单井日产油量由压裂前的0．6t上升到7．1t，单井日产油量明显提高。

图1 四1区T2k1油藏注采井网调整部署图

5 结 论

1）采用动静结合的方法，研究剩余油结果为：平面上剩余油主要沿断裂分布，纵向上仍以主力油层为主。

2）油藏开发中后期，同步注水补充地层能量，同时与地层改造措施相结合，平均单井产油量超过设计产能1．6t／d，改善开发效果明显。

3）该区油藏因开发时间长，地下油水格局复杂，将定量研究剩余油的结果与实施效果对比分析，结果表明动态法研究结果更符合实际，能有效地指导油田注采井网调整，提高开发效果。

［1］黄炳光，刘蜀知 ．实用油藏工程与动态分析方法 ［M］．北京：石油工业出版社，1998．

［2］何鲁平，陈素珍，俞启泰 ．注水断块油田水平井开采剩余油数值模拟 ［J］．新疆石油地质，1996，16（1）：50～55．

［3］王勇，钟建华，鱼宏珍，等 ．文203断块沙三中剩余油分布研究 ［J］．特种油气藏，2007，14（4）：52～54．

［4］温静 ．“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策 ［J］．特种油气藏，2004，11（4）：50～53．