K44油藏剩余油分布特征及挖潜对策研究

2021-06-23李坪东

石油化工应用 2021年5期

赵辉，李坪东，杨帆，马骋

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710016；3.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000）

研究区属于两套层系局部叠合，两套井网独立开发油藏[1，2]。其中K4-1 层砂体走向呈北东～南西向，平均厚度18.7 m，孔隙度18.4%、渗透率19.3 mD，为岩性油藏；K4-2 层砂体走向呈北西～南东向，平均厚度7.7 m，孔隙度15.5%、渗透率9.6 mD，为构造-岩性油藏，底水较发育，以直接接触为主；K4-1 物性好于K4-2，油藏共探明含油面积1.91 km2，地质储量106.04×104t。

K44 油藏目前油井总井数43 口，开井38 口，井口日产液水平240 t，井口日产油水平71 t，综合含水70.4%，平均动液面1 692 m，单井日产油能力1.9 t；水井总井数16 口，开井15 口，日注水440 m3，平均单井日注水28 m3，月注采比1.64，累计注采比1.46，地质储量采油速度2.44%，地质储量采出程度22.98%，可采储量采油速度12.2%，可采储量采出程度114.9%。

研究区目前K4-1、K4-2 层水驱状况复杂，剩余油分布特征不清晰[3]。K4-1 层东部中含水高采出，西南部边缘高含水低采出，平面水驱状况复杂；K4-2 层西北部中含水高采出，东、中部高含水低采出，平面水驱状况复杂。导致下步挖潜对策缺少针对性。

本次研究先从剩余油分布特征入手，总结剩余油控制因素。再制定针对性的挖潜措施，并利用数值模拟技术，开展剩余油挖潜效果预测，为进一步提高研究区油藏储量的控制和动用程度、改善开发效果提供依据。

1 剩余油分布特征研究

通过研究区K4-1、K4-2 油层的剩余油饱和度分布图，可以看出，剩余油分布特征主要有如下几个特点[4]：

（1）物性较好部位剩余油富集：研究区为岩性油藏，受岩性及物性控制程度高，物性较好的区域剩余油饱和度较高。

（2）平面剩余油相对富集：随着注水开发，K4-1 层剩余油相对富集，在油水井间呈条带状分布，K4-2 层剩余油零星分布，富集于油水井间未波及区域。

（3）纵向各层剩余油差异大：纵向上K4-1 层剩余油相对富集，集中在K4-1 层上段；K4-2 层剩余油分布较为零散，局部剩余油富集。

2 剩余油受控因素分析

结合静态研究、动态分析成果，对剩余油受控因素进行剖析。

2.1 平面剩余油受控因素

（1）构造影响。油田经过较长时间的开发，特别是注水开发后，油层的原始油水界面将随着开发的进程发生改变。之前的圈闭内的油水界面将微构造分成了不同的微型圈闭，这时微构造的形态往往对剩余油的富集起主导作用。例如K41-28、K42-30 等井位于构造高部位，油层下部含水饱和度高，上部含水饱和度低，高部位注水后，水往下部突进，剩余油逐渐向上聚集，构造高部位含油富集。

（2）井网不完善。在研究中发现K4-1 局部存在井网不完善区域，如K41-30-K41-31 之间，油藏中部以反九点井网控制，但该部位1 口注水井只对应3 口油井，井网不完善，含油饱和度在45%以上，存在剩余油富集区。

2.2 剖面剩余油受控因素

（1）注采不对应。局部存在注采不对应情况，例如K42-32 注K4-122，K43-32 和K41-32 产K4-121，在该区域内K4-122有注无采，而K4-121有采无注，造成K4-121剩余油富集。

（2）井距过大。K205-16 和K205-17 井间井距超过300 m，周边无注水井，属于自然能量开采，剩余油呈厚油层状富集，含油饱和度50%作用，造成剩余油在两井之间富集。

（3）水驱不均。通过水驱前缘分析，K44 区水驱前缘形态主要分为两类，反韵律型和纺锤型，反韵律沉积，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由细变粗，水驱沿上段突进剩余油在下段富集，底部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。纺锤型水驱沿中部突进，砂体内部上下两段低渗透段，造成了剩余油在砂层顶底段都有富集。

3 剩余油挖潜对策及效果预测

从研究结果来看，K4-1 平面剖面剩余油都有富集，K4-2 以剖面剩余油富集。针对不同的控制因素，制定了相应的挖潜对策（见表1）。

表1 剩余油挖潜对策表

利用数值模拟技术，对部分方案进行了效果预测，为方案实施提供依据。

预测一：局部井网加密。根据平面剩余油分布图来看，K4-1 油藏中部含油饱和度相对较高（47.3%），剩余油呈条带状分布，设计部署加密井6 口，数模模拟预测，实施加密后，日产油比目前方案多15 t、含水率下降10%左右，至预测模型累产油将增加0.9×104t（见图1）。

图1 局部井网加密效果预测曲线

预测二：剖面治理。以K43-35 井为例：剖面治理后注水波及形态从尖峰状变为均匀形态，预测至末期井组累积增油0.41×104t（见图2）。

图2 剖面治理前后注水驱效果图（上：治理前、下：治理后）

预测三：补孔。为完善局部注采对应关系，实施油水井补孔措施6 口。通过数值模拟预测，补孔后至预测末期单井含水率较原方案下降1.5%～4.5%，累积增油0.35×104t。

预测四：开窗侧钻。在因套损导致的储量失控部位，部署开窗侧钻井，挖潜剩余油。通过数值模拟预测，开窗侧钻后，单井日产油3 t，含水率25%，累积产油达到0.8×104t。

数值模拟效果预测，为挖潜方案的实施提供了依据，截止目前已实施补孔5 口、剖面治理2 口、开窗侧钻1 口且取得一定的效果。

层内补孔：按照数值模拟预测效果指导层补孔5口。注入端实施水井层内补孔3 口，整体水驱动用程度由47.2%上升到52.3%；采出端：油井补孔暂堵压裂2 口，整体储量控制程度由87.4%上升到90.1%。累积增油358 t。

剖面治理：K4-1 层，K43-29 井组小层注采不对应，实施水井补孔措施，完善注采关系，吸水厚度由2.0 m上升到7.0 m，水驱动用程度由24.1%上升到47.7%，治理后井组累积增油271 t。K4-2 层K43-35 井吸水剖面呈尖峰状吸水，对该井实施补孔+堵水调剖后，剖面呈均匀吸水，水驱动用程度提高了55.7%，对应井组目前含水稳定。

开窗侧钻：结合剩余油刻画成果和数值模拟预测效果，在因套损导致K4-2 储量失控区域，优化部署开窗侧钻井1 口，投产后初期日产油2.6 t，产能恢复率92.9%，剩余油挖潜效果较好。