基于剩余油分类评价的矢量调整对策研究

李 蕾，周继龙，王 芳，方 越，胡 荣

(1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司 勘探开发研究院，河南 南阳 473132；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南 南阳 473132)

中国东部老油田相继进入特高含水开发后期，受地质因素和开发因素的影响，剩余油的分布呈“整体高度分散、局部相对富集”状态[1-3]，动用难度日益增大。以双河南块的437块Ⅲ单元为例，自1977年开发以来，先后经历7次井网调整阶段，截止到2020年底，该区块综合含水97.24%，采出程度46.21%。目前油田开发中存在的主要问题为:①特高含水期油藏剩余油呈“普遍分布、局部富集”的分布特征，准确识别并刻画剩余油富集区难度大。②长期注水导致储层物性较好部位动用程度高，且这些区域形成水流优势通道，造成注水无效循环，利用率低。③因特高含水期关井、返层及套管技术故障等原因造成注采井网失调，目前井网对剩余储量控制程度下降。针对以上问题，需要厘清油藏不同部位的驱替状况，确定剩余油局部富集区，提出有针对性的开发调整对策，完善注采井网，改善开发效果。

关于剩余油的分布特征及其分类非常复杂，马艳等[4]从物性、井网的角度论述了剩余油的平面、层间、层内的分布特征；李本轲[5]以成藏机理为依托，总结出剩余油再富集区分布模式；张霞等[6]考虑了沉积微相、非均质性、断层及井网等多个因素对平面和纵向上剩余油分布特征的影响。但均未对剩余油进行量化分类，开发调整对策针对性不足。为此，该研究利用数值模拟方法建立了量化指标对剩余油进行分类评价，在此基础上针对不同类型的剩余油提出了不同的矢量注采调整对策，取得了较好的开发效果，可为其他类似油田的深度开发提供参考。

1 剩余油分布特征及分类评价

1.1 剩余油分布特征

注水开发后期油藏，剩余油由于构造、储层、油层等地质非均质性的影响，分布相对零散；另外，受井网、注采关系等动态调整的影响，剩余油会发生再次运移形成新的聚集区。因此需要深入研究剩余油的分布规律，为分类型评价剩余油、矢量化注采调整提供依据。常规油藏工程方法只能定性分析剩余油分布特征，但油藏数值模拟可以通过网格化油藏，实现剩余油分布的定量化描述[7-11]。

该研究在地质研究成果的基础上，应用Petrel建立该区三维地质模型，在孔隙度、渗透率、含油饱和度和净毛比模型基础上，对双河油田南块的原始地质储量进行了拟合计算。该层系原始地质储量229.2×104t，拟合储量为227.2×104t，拟合误差为-0.86%，说明所建立的地质模型与油藏情况基本符合，这表明Petrel建立的地质模型与油藏实际情况相符合，可以用于数值模拟进行历史拟合和剩余油分布特征预测。采用Eclipse软件进行油藏数值模拟研究，依据区块的实际情况，平面上网格步长设置为25 m×25 m，纵向上细分到单层，双河南块共划分为11个含油单层，单层之间为稳定的泥岩夹层，这样单层和泥岩夹层作为垂向模拟层，共计21层。在水驱历史拟合过程中，共拟合油水井62口，其中拟合程度较好的51口，拟合率达82%，满足了后续研究剩余油分布特征的需要。应用数值模拟对双河南块的437块Ⅲ单元剩余油分布特征进行研究，结果如下：

1)65.45%的剩余储量分布在含水大于95%的区域内。根据数模结果，含水大于95%的强水淹区剩余储量为63.06×104t，其在全部剩余储量中占比65.45%。含水小于90%的剩余储量为13.24×104t，占全部剩余储量的13.74%，主要分布在油砂体边角部位及上倾区。双河油田437块Ⅲ油组不同含水级别剩余储量分布如图1所示。

图1 双河油田437块Ⅲ油组不同含水级别剩余储量分布图

2)主力层主体部位剩余油饱和度低，但剩余油量丰度较高。根据数模计算结果分析，主力层主体部位动用程度较高，注采井网局部不完善形成的剩余油呈斑块状、条带状零散分布在中、强水淹区内，剩余油饱和度相对较低，但由于油层厚度大，剩余油量丰度相对较高。如437块Ⅲ11层H2301-J3118井区位于双河南块主力层的主体部位，储层物性较好，有效厚度较大，注入水易沿着该井区流动，造成该井区采出程度高，剩余油饱和度仅为38%～45%，但剩余油量丰度受有效厚度的影响高达(15～29)×104t/km2，如图2和图3所示。

图2 437块Ⅲ11层剩余油饱和度分布图

图3 437块Ⅲ11层剩余油储量丰度分布图

3)油砂体边角部位及非主力层剩余油富集，但剩余油储量丰度较低。由于边角部位位于砂体尖灭地带，储层物性较差，吸水和产液能力均较差，而且边角部位形态复杂，井网控制程度低，容易形成剩余油富集区；非主力层井网控制程度低，动用程度相应较低，使这些局部区域目前含油饱和度较高，但边角部位及非主力层砂体厚度较薄，剩余油储量丰度较低。如437块Ⅲ24层448×2-T3101井区位于低渗透部位、井网不完善区，该区域储层物性差、水驱控制程度低，剩余油相对富集，含油饱和度达40%～54%，但有效厚度小，剩余油储量丰度仅为(10～14)×104t/km2，如图4和图5所示。

图4 437块Ⅲ24层剩余油饱和度分布图

图5 437块Ⅲ24层剩余油储量丰度分布图

1.2 剩余油分类评价

前人研究认为剩余油的显著差异主要表现在分布区域上[12-13]，多为根据岩性、构造、井网对剩余油的分布规律进行的研究，而尚未对剩余油展开分类评价。对研究区各小层的数值模拟结果表明，Ⅲ1小层剩余油储量丰度为(5～86)×104t/km2，剩余油饱和度为28%～47%；Ⅲ2小层剩余油储量丰度为(1～60)×104t/km2，剩余油饱和度为31%～54%；Ⅲ3小层剩余油储量丰度为(1～51)×104t/km2，剩余油饱和度为34%～60%。研究区剩余油储量丰度平均值为15×104t/km2，剩余油饱和度平均值为38%，双河油田南块研究区剩余油饱和度和储量丰度统计见表1。结合动态分析可知，当剩余油的储量丰度以15×104t/km2为界，可以将主力层主体部位和非主力层及边角部位的剩余油区分开；以剩余油饱和度38%为界，可以将井网完善程度和动用程度不同的剩余油区分开，分异特征显著。因此，该研究提出了剩余油定量评价标准，界限值为剩余油储量丰度及剩余油饱和度的平均值，以双河南块为例分类标准见表2，分布情况如图6所示。

图6 437块Ⅲ13层不同潜力级别剩余油分布图

表1 双河油田南块研究区剩余油饱和度和储量丰度统计表

表2 双河油田南块研究区剩余油潜力分级标准

Ⅰ类剩余油的剩余地质储量丰度大于15×104t/km2，剩余油的饱和度大于38%，剩余储量16.46×104t，占总剩余储量的17.08%。主要分布在井网不完善、注采分流线处，该区由于水驱控制程度低，过水量小，驱替程度低，造成动用程度相对较低，且有较可观的剩余油储量，具备较大的调整潜力。

Ⅱ类剩余油的剩余地质储量丰度大于15×104t/km2，剩余油饱和度小于38%，剩余储量41.48×104t，占总剩余储量的43.05%。该区动用程度相对较高，含水相对较高，主要分布在井网较为完善的油砂体主体部位，由于剩余储量较大，仍具有后续开发潜力。

Ⅲ类剩余油的剩余地质储量丰度小于15×104t/km2，剩余油饱和度大于38%，剩余储量17.67×104t，占总剩余储量的18.34%。该区储层物性较差，井网不完善，动用程度低，水驱开发效果差，主要分布在油砂体边角部位，井网难以控制，由于剩余储量较低，开发调整难度较大。

Ⅳ类剩余油的剩余地质储量丰度小于15×104t/km2，剩余油饱和度小于38%，剩余储量20.74×104t，占总剩余储量的21.53%。该区动用程度较高，且剩余储量较低，缺乏调整挖潜的物质基础。

2 矢量注采调整对策研究

2.1 矢量注采调整对策界限

矢量注采调整是在多层开发、非均质性强、特高含水、高采出程度背景下，以经济有效提高储量动用率和采收率为目的，通过层系、井网、井距的优化设计和井别转换的应用，建立针对不同类型剩余油的注采井网，以达到均衡水驱，达到剩余油的动用程度的最大化[14-19]。为了进一步提高剩余油采出程度，根据双河南块的地质特征，建立无倾斜角的平面单层模型，模型网格81×81×1，平面网格步长7 m×7 m，结合区块储层特征及流体性质，Ⅰ类和Ⅱ类剩余油潜力区模型层厚为5 m、渗透率为700 mD，Ⅲ类剩余油潜力区层厚为2.5 m、渗透率为350 mD。模拟出剩余油潜力区在不同开发策略下的各项开发指标，优选适合不同类型剩余油潜力区的井网、井距和注采参数，以期得到更好的开发效果。

根据目前双河南块平均井距约200 m，分别设计3点法井网、4点法井网、5点法井网、反9点法井网、排状井网、排状交错井网，以10%的年采液速度、1.0的注采比进行生产，预测不同井网形式下的累计产油量。不同井网形式预测累产油情况如图7所示，从图中可以看出，在相同井距、采液速度、注采比条件下，5点法井网的累产油量是最高的。因此，井网形式优选5点法井网。

图7 不同井网形式预测累产油情况

以各潜力区模型为基础，采用5点法井网，以10%的年采液速度、1.0的地面注采比，预测不同井距模型的生产方案，比较其开发效果。不同井距条件下累产油曲线如图8所示，可以看出，累产油随井距的增大而降低，Ⅰ类、Ⅱ类剩余油潜力区井距小于300 m时，区块累产油量增幅减小，考虑目前井网井距，Ⅰ类、Ⅱ类剩余油潜力区优选300 m井距。同样，对于Ⅲ类剩余油潜力区采用150 m井距。

图8 不同井距条件下累产油曲线

以潜力区模型为基础，采用5点法井网，Ⅰ类和Ⅱ类剩余油采用300 m井距，而Ⅲ类剩余油采用150 m井距，设计年采液速度分别为4%，6%，8%，10%，12%，14%，16%，18%和20%共9套生产方案，预测其开发效果。不同年采液速度方案预测累产油量如图9所示。随着年采液速度的增大，模型累产油量增加；当年采液速度大于10%时，增幅较小。因此，年采液速度优选为10%。

图9 不同采液速度下累产油曲线

以潜力区模型为基础，采用5点法井网，Ⅰ类、Ⅱ类剩余油采用300 m井距，Ⅲ类剩余油采用150 m井距，年采液速度10%，设计注采比分别为0.80，0.90，0.95，1.00，1.05，1.10，1.15，1.20，1.30，1.40和1.50共11套生产方案，预测其开发效果。不同注采比方案的预测累产油量见图10。注采比1.0时，模型累产油量最高。因此，注采比优选为1.0。

图10 不同注采比条件下累产油曲线

2.2 矢量注采调整技术对策及效果

在矢量注采调整对策界限研究的基础上，根据不同区域的开发特征及存在问题，以剩余油分类为核心，按照“完善井网、协调注采”的思路，遵循“5点法井网、矢量化调整”的原则进行注采系统调整，达到提高采收率的目的。图11所示为井组调整前累采累注及注采主流线分布情况，图12所示为井组调整后井位部署情况。

图11 井组调整前累采累注及注采主流线分布示意图

图12 井组调整后井位部署示意图

Ⅰ类和Ⅱ类剩余油位于油砂体主体部位，存在着高含水、井网固定的问题，但具备井网调整转变地下液流方向的潜力，主要通过老井转注、井网调整、抽稀井网等方式来强化地下液流方向转变，从而动用井网不完善、注采分流线处剩余油，同时扩大注水波及体积。在剩余油分类评价的基础上，选取双河南块437块Ⅲ油组典型Ⅰ类和Ⅱ类剩余油潜力区进行试验，根据历史井网演变过程，梳理油水井产注信息，建立历史注采流线，将位于流线密集区、累计采出量较大的455井转注，与T3103,新J3100,K4014和4009井等老井建立5点法井网，平均注采井距由216 m增加到294 m，改变液流方向，扩大注水波及体积，再根据10%的年产液速度和1.0的注采比，给455井日配注110 m3，对含水上升快的新J3100，T3103井进行降液调整，日配产均为30 m3，对未动用的K4014和4009井采取补孔措施，日配产分别为30 m3和20 m3。油水井实施18井次，累计增油2 364.2 t。

Ⅲ类剩余油分布于油砂体边角部位，存在井网不完善、油井受效差、稳产难度大的问题，但具备调整注采结构改善开发效果的潜力，通过加密井网，建立注采对应关系，以此提高储量动用程度。3117井组是研究区典型Ⅲ类剩余油潜力区，为提高水驱控制程度，采取的是局部加密、动态调配的挖潜对策，利用老井4192井进行局部加密，建立以3117井为注水井，以4192井，K4017，J3116，4011井为采油井的典型“一注四采”5点法井网，平均注采井距158 m，同时在10%的年产液速度和1.0的注采比前提下，井组内部差异化配产配注，增加3117井日注水量至160 m3，J3116井日配产量为40 m3，控制注水主流线方向上的4011，K4017井的含水，降低液量至30 m3和60 m3，对未动用区域的4192井补孔后日配产30 m3，以实现均衡驱替。实施挖潜4口井，累计增油2 000 t。

Ⅳ类剩余油在高耗水区，存在注水低效无效循环的问题，主要采取的是封堵高耗水层的挖潜对策。具体到双河南块437块Ⅲ油组，根据油藏工程法识别的高耗水层带分布，选取J3114井组进行试验，原注采对应关系长期不变，易形成高耗水条带，J3114井累计注水量大，在Ⅲ12，Ⅲ13，Ⅲ22层吸水强度大，主要高耗水条带方向为资1，新资1，T3107，H2213，为了促进液流转向，动用井间Ⅳ类剩余油，建立了新注采对应，形成以J3114井为注水井，以2307，457，J3112，T3107井为采油井的井网形式；为了实现层内均衡动用，采取封堵J3114，T3107井高耗水层措施，在此基础上，对457，2307井进行补孔，提高注水利用率。实施4口井，累计产油3 240 t。

矢量调整优化方案现场实施以来，研究区开发形势明显好转，控制无效注水11.29×104m3，控制无效产液25.81×104m3。日产油上升明显，日产水趋于稳定，综合递减由11.32%下降到1.63%，采出程度由57.95%上升到58.75%，单元整体开发效果得到提高。

3 认识与结论

注水开发后期油藏，剩余油呈“高度分散、差异富集”分布特征，存在难以均衡驱替问题，该研究提出了剩余油量化分类方法，根据剩余油储量丰度和剩余油饱和度对剩余油进行分类评价，在此基础上，针对不同类型剩余油形成矢量注采调整技术对策，取得了良好的效果。

1)运用数值模拟技术，结合动态分析，研究了剩余油的分布特征，结果表明超过一半的剩余储量集中在含水大于95%的主体区，主要富集井间、分流线处，剩余油饱和度相对较低，剩余油储量丰度相对较高；在物性差、弱驱处也有部分剩余油富集，含油饱和度较高，剩余油储量丰度较低。

2)建立以剩余油储量丰度、剩余油饱和度为判别标准的剩余油量化分类方法，将剩余油分为4类：Ⅰ类剩余油具高丰度、高饱和度，剩余储量16.46×104t；Ⅱ类剩余油具高丰度、低饱和度，剩余储量为41.48×104t；Ⅲ类剩余油具低丰度、高饱和度，剩余储量17.67×104t；Ⅳ类剩余油具有低丰度、低饱和度，剩余储量20.74×104t。Ⅰ类、Ⅱ类剩余油剩余储量占比60.13%，具备调注采变流场的物质基础。

3)提出了基于剩余油分类的矢量调整对策，对Ⅰ类和Ⅱ类剩余油进行井网抽稀，Ⅲ类剩余油进行井网加密，Ⅳ类剩余油采取局部封堵，从而优化井网、转变流场、均衡驱替，以此改善开发效果，提高采收率。