边底水块状油藏剩余油分布研究与应用

唐 韵

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

陈堡油田K2t13为苏北盆地典型的边底水块状油藏，进入高含水期后暴露出三点同类油藏的共性问题：1)受沉积、隔夹层、不整合面、开发方式等多因素影响，油水运动规律复杂，剩余油数模预测结果与实钻不符；2)地质认识不足以支撑现阶段的动态分析，注入示踪剂资料显示，相同层位基本等距的一线受效井见效时间差异大；3)常规劈产方法不适合水平井和常规井组合开发、边底水复合驱动的厚层块状油藏。要明确调整潜力，当务之急是立足新认识新方法评价剩余油。目前，剩余油主要通过油藏工程法和数值模拟法实现定性定量评价[1-5]，但受油藏特征和开发方式限制，常规的产量劈分方法和地质建模手段适用范围较小。因此，针对边水和次生底水复合驱动的块状油藏，建立一套适用性强的剩余油研究方法对制定针对性调整对策，提高井位准确率具有重要意义。

1 储层构型研究

系统描述岩心划分微相类型，对全区78口井开展了单井相解释，通过剖面相和平面相展布规律研究建立了全区沉积相模式。沉积微相类型由原先的2类细化为11类，见表1。新认识较好地支撑了动态分析：示踪剂解释结果[6]显示陈3-93井组同样生产K2t13-3的基本等距的一线受效井陈3-27和陈3-115井见效时间差异较大，原认识无法解释这一动态矛盾，从新认识的相图上可以看到见效快的陈3-115井与注水井陈3-93井处于同一水道，见效慢的陈3-27井位于间湾泥岩相带，见图1。

表1 陈堡油田K2t13沉积微相类型

图1 陈堡油田K2t13-3沉积微相

沉积微相研究可以反映砂体的宏观非均质性，但平面上看似连片的砂体其实是多种成因砂体的符合体，为满足现阶段剩余油研究的需要，须从识别单一微相砂体入手，逐步解剖符合砂体内部的构型特征。采用层次分析和要素分析法，从单井、剖面、平面到三维空间逐步解剖砂体内部的构型特征，最终形成K2t13构型建模。

控制构型单元的因素包括异成因(导致异旋回)和自成因(导致自旋回)两个方面。异旋回控制着地层内部的期次，而自旋回作用则控制着同一期次内部的构型单元的分布。由此，本次构型将复合叠置方式分同期与不同期展开研究，分析归纳出表2中的2大类4亚类13小类的构型单元叠置模式，合理解释了井间砂体对应但因叠置模式差异存在渗流屏障，从而注水不见效等动态矛盾。

表2 陈堡油田K2t13构型单元叠置模式

2 储量动用评价

2.1 储量动用评价方法

K2t13是边底水块状油藏，其水侵机理体现为Ⅰ、Ⅱ亚段受亚段间稳定发育的夹层影响，以边水侵入的驱替为主；Ⅲ亚段因边水沿剥蚀面侵入产生次生底水，为底水加边水的复合驱替。针对这类油藏，划分单井的驱动阶段是储量动用评价的前提：常规劈产方法在边水驱阶段适用，而底水驱阶段需结合夹层封挡性分析纵向动用状况。

本次研究采用水油比及水油比导数的曲线形态评价水侵模式的方法[7]，作为划分驱动阶段的依据。由底水锥进造成的油井出水，双对数坐标下，其水油比(WOR)随着开发时间延长逐渐增加，但增长幅度逐渐减小，后期曲线趋于定值；而水油比导数(WOR′)随着开发时间延长逐渐降低，即WOR′曲线的斜率基本上为负值，见图2。由边水(平面水驱)突进造成的油井见水，在双对数坐标下，其水油比(WOR)随着开发时间延长而逐渐增加，增长幅度基本保持不变；而水油比导数(WOR′)随着开发时间的延长也逐渐增加，即WOR′曲线的斜率基本上为正值，见图3。

图2 底水突进油井水油比及水油比导数双对数曲线

图3 边水推进油井水油比及水油比导数双对数曲线

在明确单井驱动阶段的基础上，水平井、Ⅲ亚段常规井的边水驱阶段以及Ⅰ、Ⅱ亚段的常规井依据BH值劈分产量；水平井、Ⅲ亚段常规井的底水驱阶段，综合产能、水侵规律、夹层封挡等确定纵向动用砂体，再依据KH值劈分产量。具体劈产流程见图4。图中K为油层有效渗透率，μm2；H为油层有效厚度，m；B为吸水强度，m3/(m·d)。

图4 陈堡油田K2t13产量劈分流程

实践证明，该方法在边底水复合驱动的中高渗厚层砂岩油藏适用性较好。以陈3平1井为例，该井位于8号砂体高部位，根据水油比导数曲线特征划分驱动阶段，由于砂体间无夹层遮挡，底水驱阶段实际动用8-11号砂体，结合静态资料将产量劈分至8-11号砂体。2014年11月在陈3平1井区实施了侧陈3-37A井，实钻显示10,11号砂体水淹，而10,11号砂体在该井区无井动用，新方法的劈分结果合理解释了这一动态矛盾。

2.2 储量动用评价结果

分析储量动用情况，纵向上Ⅲ亚段受边底水共同作用，采出程度最高；Ⅱ亚段井网较为完善，采出程度次之；Ⅰ亚段动用最差，采出程度仅20%，为标定采收率的一半。亚段内受储层正韵律特性影响，由上至下采出程度递增，11号砂体采出程度最高达65.5%，1号砂体采出程度最低仅13.7%。平面上Ⅱ、Ⅲ亚段累产与砂体有效厚度相关性较好，但构造腰部明显动用不足，Ⅰ亚段砂体发育比较稳定，平面上动用也相对均匀，但高部位相比其他两个亚段动用程度偏低。将采出程度、剩余可采储量与物性、吸水、压力系数联立，对储量动用影响因素进行分析，采出程度与吸水强度正相关，剩余可采储量与变异系数正相关，即井网完善程度和平面非均质性是储量动用的主要影响因素，统计剩余地质储量为276.8×104t。

3 注入水流向分析

结合生产情况、产吸剖面、层位对应情况分井组对注入水流向进行分类评价，强弱流线评价方法不再赘述，以陈3-93井组为例，说明历史流线的评价方法：陈3-93井Ⅱ、Ⅲ亚段合注，吸水资料显示主吸层由2012年时的Ⅱ亚段转变为2015年时的Ⅲ亚段产层，因此判断陈3-93井到Ⅱ亚段生产井陈3-26井为一个历史流线方向。

K2t13的水平井数占总井数的63%，不同时期投产、不同位置的水平井水淹模式也不同。线状水淹特点为无水采收率高，见水后含水率迅速上升，产油量递减严重；点状水淹特点为无水累产油较低，见水后含水上升慢，含水采油期较长。对全区12口水平井水淹状况进行评价。以Ⅰ亚段水平井为例，陈3平21井动态表现为点状水淹模式，结合注水流向图分析来水方向西弱东强；陈3平16井动态表现为线状水淹模式，分析来水方向判断水淹规律自西向东为中等水淹、强水淹和弱水淹，见图5。在此基础上结合产量劈分结果对水平段含水率进行分段赋值，绘出各亚段的含水等值线图，再结合流向图，可有效指导下步调整对策的制定。

图5 Ⅰ亚段注入水流向

4 数值模拟研究

在构型建模的基础上开展数值模拟研究，统计剩余地质储量为271.2×104t，与储量动用评价结果相对误差为2.0%。

根据各亚段各小层的剩余油分布状况，归纳统计出现阶段调整潜力区，并进一步分析剩余油主控因素，将剩余油分为三种类型：近井物性遮挡型，为水锥受夹层物性封挡而成；井间未完全驱替型，由构型单元间渗流屏障隔挡而成；油层内部顶部未控制型，为断层或亚段间隔层封挡而成，见图6。将剩余储量按三种类型划分，统计发现油层内部顶部未控制型剩余油共125.9×104t，占剩余油总量的46.4%，是下步调整的重点。

图6 陈堡油田K2t13剩余油类型

5 应用与效果

通过储量动用评价及注水流向分析，明确了纵向潜力砂体及平面弱驱位置，数模手段与评价结果相互验证的同时，进一步量化了剩余油分布，在此基础上开展的一系列油藏调整工作受效显著。

5.1 剩余油挖潜

研究成果指导实施的挖潜井均获高产，验证了前期研究的准确性。2017年初实施的侧陈3-117和侧陈3平1井，初期日产油均稳定在15 t，至2018年12月累计产油8 364 t；2018年底新部署的陈3-123井，在水淹程度最高的Ⅲ亚段钻遇油层2层20.9 m。

5.2 流场调整

注采联动改变固有流场，以K2t13-8的陈3平2井为例，通过弱流线注水井陈3-104井增注，强流线注水井陈3-93井控注，配合陈3平2井原层补孔引效，调整后日增油5 t，含水下降10%，有效提高了水平段周围的水驱动用程度。

2017至2018年实施流场调整后，液流方向改变率43.4%，措施累计增油8 778 t，年综合递减率由29.18%下降至12.12%，扼制了产量递减势头。

6 结论

(1)油水运动规律复杂是制约边底水块状油藏高含水期稳产的主要因素，开展储层构型研究和定性定量描述剩余油潜力是该类油藏改善开发效果的关键。

(2)对于边底水复合驱动的块状油藏，划分驱动阶段是储量动用评价的前提，运用水油比及水油比导数的曲线形态评价水侵模式的方法适用性较好。

(3)常规劈产方法对于水平井常规井组合开发、边底水复合驱动的块状油藏适用性较差。块状油藏产量劈分应考虑不同井型、驱动阶段、夹层分布情况来开展，陈堡油田K2t13实钻验证了新方法的准确性。

(4)根据陈堡油田K2t13剩余油主控因素，将剩余潜力分为近井物性遮挡型、井间未完全驱替型以及油层内部顶部未控制型，其中油层内部顶部未控制型占比46.4%。