特高含水油田剩余油分布与挖潜技术研究

汪耀宗，康 波，何 洁，左 毅，黄 英

（1.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009；2.中国石油吐哈油田分公司鄯善采油厂，新疆鄯善 838202）

KN 油田位于南图尔盖盆地阿希塞凸起的中部，是一个轴向为东南-南北的完整背斜构造，油藏主要在下白垩和中侏罗统陆源沉积层中发育[1，2]，属辫状河、曲流河和湖相三角洲沉积。油藏类型为边底水构造油藏，分4 套开发层系。储层以中-高孔、中-高渗为主，非均质性强，原油属轻质油。

油田1995 年4 月进行试采，同年9 月正式投入开发，1996 年11 月开始注水。油田初期采用边部注水的开发方式，后期随着开发的深入，经过局部井网加密、层系互调和注采井网调整后，增加了内部点状和面积注水井点，注采井网转为反九点法。经过一系列的开发调整，油田高产稳产持续了9 年，采油速度由1.03%提高到3.45%，综合含水上升到87.7%，取得了较好的开发效果。

在油田建产初期，含水上升速度较慢，进入快速建产期和稳产期后，随着注水量的增大，含水快速上升，受高含水影响，部分采油井转层或关井，注水井停注或改注别的层位导致注采井网不完善，油井以单向水驱为主，多向水驱仅占11.5%。在进入特高含水期后，受储层物性较好但非均质性强的影响，在储层内已形成优势水流通道，常规注水很难提高波及体积和面积，含水持续上升，导致开发效果变差，自然递减在25%以上，采油速度下降到0.5%。

KN 油田目前含水98.7%，已进入特高含水开发后期，油田开发面临水淹严重、开井率低、产量递减大、注水利用率低等一系列问题，且国内外对特高含水开发后期剩余油缺乏经济有效的挖潜手段，为进一步提高油田采收率和经济效益，为同类型油田提供剩余油挖潜经验，本次研究通过开展精细地质和剩余油分布规律研究，引入优势动用潜力丰度指明剩余油动用潜力，以此搞清地下流体分布状况，厘清水淹特征和规律，摸清剩余油分布特征，提出以周期注水为主，辅以调堵结合和常规增油措施挖掘剩余油的技术对策，指导同类型油田剩余油挖潜。

1 精细地质研究

1.1 精细小层对比

KN 油田主要发育中侏罗统J2kr、上侏罗统J3km 和J3ak 以及下白垩统K1nc1 地层，主要目的层发育在K1nc1 和J3km 的M-Ⅰ、M-Ⅱ、Ю-Ⅰ、Ю-Ⅱ、Ю-Ⅲ和Ю-Ⅳ等6 套砂层组中。利用完钻井测井资料对该区地层对比标志层和辅助标志层进行重新划分，充分考虑油砂层在不同沉积环境中的发育情况，岩性变化和沉积相带的相互关系，采用“旋回对比、分级控制”的原则[3]，使每个小层厚度相对均匀，每个小层有1～3 个砂层，尽量不破坏砂层的连续性。将原来的6 套砂层组细分为15 个小层（见表1）。

表1 KN 油田小层划分方案

1.2 沉积微相研究

1.2.1 KN 油田沉积微相划分 综合分析KN 油田的岩心、沉积序列、测井响应特征、区域沉积背景和KN油田沉积模式，结合前人的研究成果[4，5]，认为KN 油田下白垩统上段沉积以曲流河（河道、河堤岸和泛滥平原）为主，发育河床滞留、边滩、天然堤、决口扇、河漫滩、河漫湖泊等微相；下白垩统下段沉积以辫状河（河道、河漫）为主，发育河床滞留、心滩、河漫滩等微相；上侏罗统沉积以三角洲平原和三角洲前缘为主，发育水下分流河道、堤坝和决口扇等微相[6，7]。

2 精细剩余油研究

2.1 油藏数值模拟研究

油藏优势动用潜力评价方法通过利用含油饱和度、剩余油储量丰度、水油相对流度比、渗透率等进行综合决策，引入优势潜力丰度和优势动用潜力丰度两个指标，精细刻画特高含水期剩余油潜力分布，指明剩余油挖潜方向。

优势潜力丰度：原油的分流能力与含水饱和度的非线性关系可以在不同含油饱和度下的油水相对渗透率关系曲线中得到体现[8]。

为了同时反映剩余油储量丰度和可流动原油在不同含水饱和度下的分流能力，在剩余油储量丰度的基础上，引进优势潜力丰度系数，进而得出优势潜力丰度评价指标。

优势动用潜力丰度：优势动用潜力丰度可以充分反映储层物性的渗透率和水驱油波及体积的流度比。把剩余油饱和度、储量丰度、优势潜力丰度、渗透率、流度比等影响油藏可动潜力指标归一化到[0，1]区间。储层渗透率、油层有效厚度、剩余油饱和度、剩余油储量丰度指标越大，剩余油潜力越好，采用升半梯形分布。同时油水相对流度比越小，可动剩余油潜力越大，采用降半梯形分布。以此建立评价指标的无量纲参数矩阵，再把矩阵与各参数权重向量进行模糊变换，求出剩余油优势动用潜力指标，以此精细刻画区块剩余油潜力。

2.2 油藏工程法研究

油藏工程方法根据物质平衡原理，利用油藏动态监测资料，通过计算存水半径识别水淹范围，计算泄油半径识别采出情况，结合生产动态分析，研究水淹级别。

应用存水半径和泄油半径公式计算过程中，认为储层内能被水驱动的油逐步被活塞式驱动推入采油井后被采出，则采出的油量必须有等量的水存入，存水半径和泄油半径计算公式[9,10]分别为公式（1）和公式（2）：

式中：rw-存水半径，m；Wk-累计存水量，m3；ro-泄油半径，m；Boi-原油体积系数，无因次量；NP-累计产油，t；ρo-原油地面密度，g/cm3；Ewt-t 时水驱波及体积系数。

将上式计算的存水半径和泄油半径绘制在小层平面图上，再根据生产动态，结合储层发育状况、渗透率变化情况、沉积微相展布、微构造分布、井控程度和储层动用情况，分析地下流体运动情况。最后定量计算在不同水淹级别下和不同影响因素控制下的地质储量和潜力储量，从而为油田开发调整决策提供重要依据。

2.3 剩余油分布规律研究

根据上述剩余油研究方法，在国内外剩余油调研成果和俞启泰、韩大匡教授对剩余油的研究成果基础上[11-13]，结合油田实际情况，将KN 油田剩余油归纳为平面剩余油、层内剩余油和层间剩余油三种。

2.3.1 平面剩余油分布规律 根据数值模拟和油藏动态分析研究成果，绘制了油水分布图。在此基础上，分析和统计了剩余油分布情况和潜力大小。按地质和井网条件，将平面剩余油划分为四种类型：

（1）无井网控制型：包括只能靠天然能量开发从而聚集的剩余油。分布于透镜体砂体、只注不采或只采不注的窄条带状砂体。

（2）差油层型：主要分布于油层较薄且物性较差的区域。

（3）单向受效型：该类剩余油成因主要是由于砂体在其他方向尖灭或注水效果差，导致油井为单向水驱，从而有剩余油富集。

（4）滞留区型：由于相邻油水井之间部分区域注水无法波及，导致剩余油富集，或在断层附近和微构造高点附近无法采出从而导致有剩余油富集。

根据平面剩余油的成因可以看出，平面剩余油主要呈零星分布、高度分散，多为孤岛状活窄条带状。

2.3.2 层内剩余油分布规律 层内剩余油研究主要依靠水洗检查取心井、井网加密井以及数值模拟进行研究。KN 油田近年已无新井井位，根据2010-2013 年间的新钻井资料可以分析出不同韵律砂体的水淹情况有一定的差异，剩余油分布也不同[14，15]，层内剩余油与砂体纵向韵律关系密切。

（1）正韵律油层：受注入水沿底部推进快导致剩余油主要在顶部富集。

（2）反韵律油层：注入水受重力和毛细管力的影响，在沿顶部推进的同时，注入水逐渐往底部推进，反韵律油层水线推进在纵向上较为均匀，但在底部容易有剩余油富集。

（3）复合韵律油层：该类油层剩余油主要富集在渗透率较差或水驱效果差的薄油层以及部分均质油层的上部。

2.4 KN 油田剩余油分布规律

利用油藏工程法和油藏数值模拟法在KN 油田剩余油研究成果，根据归纳总结出的平面、层内剩余油分布规律，结合KN 油田实际情况，可以得出KN 油田目前剩余油分布规律：平面水淹严重，剩余油呈高度零星分散；正韵律储层顶部剩余油富集，反韵律储层底部剩余油富集，复合韵律储层剩余油主要在渗透率相对较低部位富集。

3 剩余油挖潜对策

根据KN 油田剩余油分布规律可以看出，油田自进入特高含水期后剩余油挖潜难度大，自2014 年后已无优质井位，依靠三次采油理论挖掘剩余油经济效益较差。为最大限度挖掘剩余油，控制油田产量递减，实现油田持续稳产，提高最终采收率，通过广泛调研国内外高含水、特高含水期剩余油挖掘技术对策，制定了适合于KN 油田的以周期注水为主，辅以注水井调剖-采油井堵水的调堵结合、优选成本较低的增油措施的剩余油挖潜技术对策，经过4 年的现场实施，油井利用率提高到85%以上，自然递减控制到15%以内，采收率提高8.5%，取得了显著效果。

3.1 周期注水挖掘剩余油

周期注水是利用注入水在不同渗透层中渗流速度不同，通过周期性的改变注水量大小，使储层内产生周期性的增压和降压过程，从而使不同渗透层间的流体产生相互流动[16]，从而更好的动用低渗透储层。

根据周期注水选井原则、确定注水周期原则[17]、注水量确定原则，结合KN 油田实际情况，共确定可实施周期注水8 个井区（M-Ⅰ+Ⅱ层4 个、Ю-Ⅲ层4 个），并优选M-Ⅰ+Ⅱ层第二井区、Ю-Ⅲ层第五井区进行先导试验，确定注水半周期为15 天，注水量为正常注水时的80%左右。自2014 年实施至今，两个井区累积增油8.5×104t，两个井区老井月自然递减较实施周期注水前分别下降1.2%和1.9%（见图1）。

图1 KN 油田周期注水效果

3.2 调堵结合挖掘剩余油

通过对注水井进行调剖，采油井进行堵水，可以有效调整高渗层和中低渗层流体运动方向，提高注入水在中低渗层的波及体积，达到改善注水开发效果的目的[18]，从而提高油田最终采收率。KN 油田自2014 年至今共实施注水井调剖79 井次，对应油井172 井次，其中堵水61 井次，累积增油3.7×104t，调剖堵水后油田剖面动用程度由68.9%增加到79.6%。

3.3 常规增油措施挖掘剩余油

根据剩余油在平面、层内分布规律，结合周期注水、调剖堵水、生产动态分析，在油田剩余油富集区优选补孔、转层、酸化等增油措施；根据研究成果重新分析关停井潜力，制定关停井恢复治理方案，多举措挖掘剩余油。2014 年至今共实施各类增油措施230 口，措施有效率88.3%，措施当年累积增油19.9×104t；关停井恢复生产69 井次，累积增油4.1×104t（见表2）。

表2 KN 油田2014-2018 年措施效果统计

4 结论

基于精细小层对比和沉积微相研究，结合油藏数值模拟和油藏工程方法，对KN 油田特高含水期剩余油分布规律进行了研究。根据研究成果提出的以周期注水为主，辅以调堵结合和常规增油措施挖掘剩余油的技术对策，经过现场实施，证明该技术对策能有效挖掘特高含水后期油田的剩余油，对国内外即将进入特高含水开发阶段的同类型油田挖掘剩余油具有指导意义。