特低渗小断块油藏流场调整实践与认识 ——以东北分公司油田为例

甘文军

（中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062）

东北油气分公司已投入开发的油田生产单元多具有储层渗透率低、储量丰度低、断块面积小、砂体厚度薄等低品位油藏的特征，在低油价的环境背景下严重制约了油田的开发效益。为了提高储量动用率，降低开发成本，针对平面、层间、层内三大矛盾形成的不同剩余油分布特征和模式，以实现均衡驱替、有效驱替为目的，制定了不同的流场调整对策，进行了流场立体调整，实现了特低渗小断块低品位油藏的效益开发。

1 剩余油分布特征及主控因素研究

通过对东北油气分公司投入开发的油田生产单元油藏剩余油动态分布研究，结合构造、储层、注 采流线、井网及压力特征的分析，揭示了剩余油形成的主控因素及分布模式。

1.1 平面剩余油分布及主控因素

平面上剩余油分布主要受井网控制程度、砂体平面展布及连通性、储层平面非均质性[1-3]、断层封闭性和井投产时间造成的地层压力分布等因素控制。

根据各因素对剩余油控制程度的不同，可以划分为五种剩余油分布模式：①断层遮挡或岩性尖灭带附近[4]水驱滞留形成的剩余油富集区；②油井排之间注入水很难波及驱替到形成的剩余油富集区[5]；③平面上注采不完善形成的剩余油富集区（有采无注区及有注无采区）[6]；④次流线方向上的剩余油富集区；主流线方向（高渗方向）油层吸水多、水推进快、水洗程度高，导致“舌进”[7]，而次流线方向（中低渗方向）油层吸水少、水推进慢、水洗程度低，剩余油富集[8]；⑤裂缝发育带水窜造成的裂缝不发育区内的剩余油富集区[9]。

1.2 层间剩余油分布及主控因素

层间非均质性及注采差异会导致“单层突进”[10]。在多层合采的情况下，层数越多、层间差异越大、单井产液量越高，层间干扰越严重。如SN106 区块主力层储层物性好（小Ⅰ11-3砂体平均孔隙度20.8%，平均渗透率304.5×10-3μm2），水驱启动压力低，易水驱，流场优势明显，采出程度高，剩余油饱和度较低；非主力层储层物性差（农Ⅺ5-9 小层平均孔隙度17.0%，平均渗透率11.4×10-3μm2；小Ⅰ33-5砂体平均孔隙度16.0%，平均渗透率22.3×10-3μm2），水驱启动压力高，水驱弱，储层弱驱富集，采出程度较低，剩余油饱和度高（图1）。

图1 SN106 区块各小层技术可采储量采出程度

1.3 层内剩余油分布及主控因素

油层厚度对注入水波及程度有较大的影响。薄油层垂向韵律差异不明显，剖面整体水洗厚度占比高，油层采收率较高。厚油层由于渗透的韵律性及非均质性较强造成层内剩余油分段富集。注入水沿高渗带（优势通道）突进，其余部分成为剩余油富集区；注入水一般沿正韵律层的下部及反韵律层的上部锥进，造成正韵律层的顶部和反韵律层的底部剩余油富集。整体上厚油层比薄油层原油动用率低，水驱采收率不高。

2 流场调整对策

油田整体已进入高含水阶段，针对非均质性严重、开采不均衡等差异性特征，在剩余油“差异性富集”分布特征研究和流场调整机理逐步明晰的基础上，通过技术优化，开展“流场调控、协同驱油”的转流线调整，从而提高剩余油挖潜的准确性和针对性，改善油藏开发效益。针对不同剩余油分布模式，通过调流场、转流线试验，总结出四种流场调整对策，逐步完善了低成本水驱开发技术决策。

2.1 水井分注调流场

针对层间注采差异及储层非均质性造成的层间剩余油“差异富集”，通过分层注水转流线实现均衡有效驱替，实现剩余油挖潜。针对研究区储层特征及井斜大的特点，探索完善了水井分注工艺技术，目前形成了多级偏心投捞分注及机械卡封油套分注两种分注工艺及定点调压流量测试技术。

七棵树油田主力含油层系为沙河子组2，3 号小层，原始开发方案设计采用一套层系进行开发。开发过程中，存在单层突进的现象（3 号小层吸水状况好、产液高、含水高）。试验井SW8-5-1 井实施分注后，对应油井层间矛盾得到改善，产液剖面逐渐均衡，日增油2.2 t。

2.2 边外注水调流场

针对平面上在断层附近或岩性尖灭带附近、油井间和注采不完善区域所富集的剩余油，实施“转”，采用边外注水等方式实现改变流线、转流线[11]，提高采收率。

边外注水增产的机理是通过变腰部注水为边外注水，使注入水优先在水体中扩散，实现均阻同进；变控制注水为强化注水，大幅提注，增大驱替压力梯度，实现升压扩容。边内注水容易产生平面舌进现象，注水波及体积较小；边外注水实现均阻同进，增大驱替压力梯度，同时参与渗流孔隙体积增加，更多小孔隙原油被驱出，驱油效率得到提高。对边外注水关键影响因素及适应性研究发现：断块封闭条件好或侧面有岩性边界、油水黏度比小于50、水体倍数小于100 的油藏适合边外注水。另外，地层倾角、条带宽度、油层厚度为相互关联的影响因素。即相同含油条带宽度油藏，地层倾角越大，油层越薄，底水带越窄，含油高度越大，边外注水效果越好，反之，边外注水效果越差。

秦家屯油田SN106 区块整体为断背斜构造，东西两侧由两条边界断层夹持，南北开启，中心区位于背斜高部位，适合采用边外注水调节流场。通过在构造低部位大井距、大排量注水形成人工强边水，提高驱动压力、改变流场，使分散剩余油二次富集达到提高采收率的目的。试验井QJ1 井见到效果后日产液由关井前16.5 t 上升至19.0 t，日产油由2.8 t上升至9.0 t，含水率由83.0%下降至52.9%（图2），边外注水增产效果显著。

2.3 注采调整调流场

针对与条带状高渗带或裂缝水窜因素有关形成的邻近低渗带剩余油滞留区，利用注采调整调流场、转流线，提高采收率。

一是优化油井生产参数转流线。通过高产液井关停或限液、低产液井提液等改变油井工作制度引流线，提高驱替效率，实现低成本转流线。例如DB33井区CO2试验区通过气窜井间歇生产，改变地下CO2运移方向，提高油井见效率。试验期间关停主流线气窜井DB33-4-4 井，非主流线油井DB33-5-4井日产油量从1.7 t 上升至3.6 t。

图2 试验井QJ1 井调流场前后生产曲线对比

二是协调注采转流线。针对平面长期较为稳定的注水方式，油水井形成固定流线，水驱效果较差的井组，立足现井网，通过优化注采，改变液流方向，实现低成本转流线。七棵树油田关停期间开展注采调整转流线试验，针对油藏中部受物性、裂缝等影响，形成固定流线，主流线方向油井SW10P3井停产，分流线方向油井SW10-11 井在对应水井SW10-2 井提高注水量的同时，提液拉流线，日产液量增加7.0 t，日产油量增加5.0 t。

三是周期注水转流线。针对层间剩余油“差异富集”的井组，利用脉冲注水控含水、扩波及等实现低成本转流线。由于低渗透裂缝油藏岩石基质毛细管压力大，渗吸作用强，通过脉冲注水能够改善波及，提高驱油效率，且渗透率差别越大效果越好[12]。对于非均质层状砂岩，注入水首先流过阻力较小的高渗透层，经过长时间的冲刷作用，高渗透层的渗透率进一步提高，形成窜流通道；而在低渗透层，注入水的渗流阻力较大，造成水推进缓慢，大部分原油未被波及。脉冲注水通过周期性的改变注水量，在地层中造成不稳定的压力状态，地层中压力不断升高或降低，从而产生附加压差；在压力上升过程中，注入水从高渗透层进入低渗透层，在压力下降阶段，油从低渗透层被驱出来，完成驱油过程。脉冲注水过程中，地层间含油饱和度及渗透性差异越大，产生的附加压差越大，在一个注水周期内由高渗透层段渗透到低渗透层段的水量和由低渗透层段渗透到高渗透层段的油量也越多，即脉冲注水改善水驱效果越明显[13-15]。腰英台油田DB34 井区含水高、层间非均质性强，实施周期注水后，日增油3.5 t。

2.4 水井调驱调流场

针对油层渗透韵律性及非均质程度高造成的剩余油层内分段富集的单井，实施“调”。在注水开发进程中，层内非均质性严重的油层，高渗透层段都产生了“大孔道”，导致其他相对低渗透部分弱水洗[16-17]。剖面上吸水差异大，水驱动用程度差，后期开发应注意及时调整吸水剖面[18-19]，加大层内剩余油挖潜，实现纵向转流线。针对小层内纵向砂体间吸水差异大，可以通过悬浮分散体系+弱凝胶堵调体系，以及注入工艺中段塞、堵剂用量及压力控制等的优化方案改变水井纵向吸水状况，使得剩余油富集的弱驱井段对应吸水量增加，从而提高采收率。彰武油田ZW2-2-1 井调驱后压降曲线变缓，优势通道得到一定程度地封堵，注入示踪剂后34 d才于油井中发现，时间远远大于正常未调剖井7～10 d 的周期，并且3 口井日增油量2.0 t，表明调驱具有一定的效果。

3 结论

（1）东北油气分公司投入开发的特低渗小断块低品位油藏具有平面、层间、层内三种剩余油富集特征及七种剩余油富集模式。

（2）水井分注、边外注水、注采调整、水井调驱等流场调整对策可针对不同剩余油富集模式实现流场的立体调整，提高采收率和开发效益。