中高含水弧状油藏流场改变的水驱技术研究

王全贵

（中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司试采一厂，江苏江都 225265）

1 存在的主要问题

江苏复杂断块油藏开发中后期主要存在以下问题：（1）复杂断块油藏平面井网完善难度大、纵向上逐层上返，高含水期水驱不充分，采收率低于中石化同类油藏平均水平；（2）剩余油挖潜物质基础好，但剩余油高度分散，井网加密和层系细分调整等目前主要提高采收率技术逐渐不能满足开发需要；（3）“以网驱油”是实现高度分散剩余油挖潜的经济有效方法，但三角形非常规井网水驱控制程度定量评价、剩余油分布模式以及流场转换方式等油藏工程问题无现成经验借鉴[1-3]。

2 研究思路及依托情况

利用油藏精细描述建立的地质模型，应用数模开展了典型油藏真11E2s14+5的剩余油分布规律研究。根据剩余油分布潜力及流场分布特征，按照“扶弱控强、弱点强面”的流场调整思路，结合流场变换的主要技术，形成了变流场开发调整方案。

3 弧状油藏真11E2s14+5

3.1 油藏开发概况

真11 块E2s14+5层系叠合含油面积0.65 km2，地质储量为123.9×104t。储层为中高渗储层，平均孔隙度为24.2 %；原油性质较好，地面原油密度在0.833 7 g/cm3～0.885 6 g/cm3，地面原油黏度在4.7 mPa·s～18.2 mPa·s。

真11 块E2s14+5层系于1975 年6 月投入开发，其开发历程经历了试采、注采完善稳产、产量递减和治理挖潜四个阶段。截止2014 年底，投入注水开发储量114.4×104t，共有油水井12 口，其中采油井8 口，开井8口，日产液94.8 t，日产油水平12.1 t，综合含水87.1 %，采油速度0.36 %，累产油47.436 6×104t，阶段采出程度38.29 %；注水井4 口，开井3 口，日注水平59.3 m3，累注水183.6×104m3，月注采比0.92，累注采比0.84。

3.1.1 剩余油分布规律 应用建立地质模型，在储量拟合和生产动态历史拟合的基础上，得到了各含油砂体的剩余油饱和度分布图，根据剩余油分布图，总结了平面和纵向上剩余油分布规律。

3.1.1.1 平面单砂体剩余油分布特征

E2s14-2砂体：天然能量较充足，受边水和注入水推进影响，整体水淹较严重。从剩余油饱和度值看，平面水淹受构造、物性、注采井网影响较大，未水淹和弱水淹面积很小，主要位于断层边部和微构造高点处。

E2s14-6砂体：天然能量充足，主要依靠天然能量开发。从剩余油饱和度值看，未水淹和弱水淹面积很小，主要位于断层边部和微构造高点处；中水淹层主要位于S61、Z77、Z78 井区附近。

E2s14-9砂体：砂体厚度较大，本次根据内部夹层分布，将模拟层细分为2 层。从剩余油饱和度看，上部储层物性较差，受储层物性影响，水淹程度相对弱，平均含油饱和度较高。未水淹和弱水淹主要位于断层边部和Z11-6、CZ78、Z113 井区；中水淹层主要位于北部、南部物性相对较差区。下部未水淹和弱水淹主要位于断层边部和南边部物性较差区域；中水淹层主要位于Z38、Z26-1 井区。

表1 真11E2s14+5 层系各砂体储量动用状况

E2s15-3砂体：含油面积小，从剩余油饱和度值看，受边水和注入水推进影响，未水淹和弱水淹主要位于断层边部和Z131 井物性较差及岩性变化区域；中水淹层主要位于Z121-1、Z121-2 井区。

E2s15-4砂体：平面水淹规律与E2s15-3砂体类似。

3.1.2 纵向水淹与剩余油分布特征 各砂体采出程度模拟结果（见表1），由于储层物性的差异性，各小层储量动用状况不一。E2s14-2砂体储层物性较好，采出程度较高，采出程度达到43.59 %；其次为E2s14-6砂体，采出程度43.10%；再其次为E2s14-9砂体，采出程度39.04 %；E2s15-3砂体和E2s15-4砂体动用状况中等，采出程度分别为38.74 %和26.48 %。从剩余可动油潜力及规模看，纵向上主要集中于E2s15-3、E2s15-4和E2s14-9砂体，其他砂体剩余可动油潜力相对较小。

3.2 流场变换对策

根据剩余油分布规律，剩余油相对较集中的区域水淹程度较轻、流场强度较弱；剩余油分布相对较差的区域主要集中在油藏构造低部位及注采井主流线附近。结合平面上与纵向上流场及剩余油分布状况，确定了以流场变换为主的调整思路及具体方案。

调整思路：以完善注采井网、增加油井水驱方向为主，将能量相对较差、剩余油相对集中的E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂体重组为一套注采井网，兼顾其他局部相对富集砂体的挖潜。通过增加水驱方向及挖潜措施相结合，平面和纵向上的流场调整来改善开发效果。

具体对策：E2s14-9、E2s15-3、E2s15-4砂体配套完善井网，增加油井水驱方向。转注内部高含水井真11-11，大修恢复低部位真121-1 井注水，补开低部位真141 井注水，形成内部及边部相结合注水。注水井真137 井附近E2s14-2、E2s14-5砂体由于平面物性影响水淹程度较弱、剩余油相对富集，转采；真11-8 井补层电性较高，局部储量未动用合采E2s14-1砂体；真139 井大段合采，目前处于高含水低产，根据剩余油分布，E2s14-9、E2s15-3砂体动用程度差，可卡堵水挖掘断层附近剩余油。真11-8 东北局部不完善，可利用侧真186 井侧钻，根据钻遇情况，先采后注。流场变换具体工作量（见表2）。

表2 真11E2s14+5 层系开发调整挖潜工作量统计表

达到提高水驱波及系数和驱油效率，实现改善油藏水驱和提高采收率的双重目的。

4 应用效果评价

根据中高含水油藏流场变换技术对策研究，结合剩余油分布特点，在真武、沙埝油田中高含水油藏重点采取了改变初始井网和改变油水井工作制度为主的流场调整应用。通过单一和组合应用流场调整技术，实现了流场强弱的转换，有效挖掘了油藏剩余油潜力，取得了良好效果。

真11E2s14+5实施层系井网重组及弱势流场剩余油挖潜，开发效果大幅改善。重点开展了真11-11 转注、真141 补层注水，真139 井卡堵水层系归位；下层系潜力较小的注水井真137 井转采E2s14-2、E2s14-5电测水层，验证剩余油认识；真11-8 挖潜E2s14-1局部未动用剩余油和实施侧真186 井的侧钻。

通过井网重组及剩余油挖潜，真11E2s14+5开发效果明显改善。单井措施挖潜见到了明显效果，单元日产油由2014 年底的11.9 t 上升到2017 年7 月的36.1 t，综合含水由87.4 %下降至82.2 %。根据水驱特征曲线、童氏图版测算，预计调整后采收率可达52.6 %，比标定的48 %提高4.6 %。