A 区块单砂体剩余油赋存特征及挖潜技术应用

沈焕文，曹 丽，王 健，岳文成，杨 敏，刘媛社

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

单砂体是油田开发单元的概念，单元内部呈连通、半连通及不连通的状态，单砂体内部，由于不同沉积环境水动力条件的复杂性，层内非均质性的存在，渗透性的差异，导致在单砂体内部水驱不均匀，尤其通过长期注水开发进入中高含水阶段后，单砂体及其内部非均质性是高含水阶段控制剩余油分布的关键因素之一。因此，以单砂体为基本研究单元，通过精细刻画主力储层沉积体内部“建筑结构”，摸清不同单砂体特征剩余油赋存特征，采取以单砂体剩余油模式为基础的井组注采层系优化、分层注水、调剖调驱、加密调整等地下储层优化重组技术，进一步提高单砂体的水驱控制程度[1-6]。

1 单砂体剩余油赋存特征研究

1.1 单砂体内部建筑结构特征

按照“先找标志层、再找沉积旋回”的原则，完成从系-统-组-段-砂组-小层-层组的划分，再按“测井曲线旋回识别+沉积界面控制+岩心露头校正”方法，通过建立解释模板识别单砂体纵向沉积界面，再利用井间相变及砂体宽厚比、水平井约束，完成了单砂体内部建筑结构刻画，以及单砂体在纵向和平面展布的精细刻画。

由于不同沉积环境水动力条件的复杂性和层内非均质性的存在及渗透性的差异，造成不同时期河道砂体间的接触结构和注采连通关系也多种多样，通过对单砂体内部建筑结构精细刻画，总结了5 种砂体叠置组合关系，砂体叠置类型不同，导致注采连通关系、驱替方式及开发动态响应特征不同（见表1），剩余油的赋存特征也不同。

表1 A 区块不同单砂体叠置样式驱替方式及剩余油分布特征表

1.2 单砂体划分前后水驱控制程度变化

A 区块未划分前一次井网水驱采出程度达到23.2%，综合含水69.2%，已进入中高含水开发阶段，水驱储量控制程度96.8%，水驱储量动用程度65.4%，通过单砂体划分后，单砂体小层细分为8 个小砂体，各单砂体水驱控制储量差异明显且控制程度下降，整体水驱储量控制程度由划分前的96.8%下降至划分后的84.0%，说明纵向上受储层非均质性影响，各单砂体的动用程度不均，还有大部分的剩余储量未被驱替。

1.3 单砂体剩余油赋存特征

储层内部剩余油具有“普遍分布、局部富集”的特点，受砂体叠置关系的不同，剩余油的赋存特征也不同。切叠式、叠加式类型油水井注采连通性较好，平面注水驱替相对均匀，各方向油井均衡见效，对应油井含水缓慢上升，横向上，顺河道主流向方向单砂体物性较好，水洗程度较高，河道侧缘物性差，注采连通性差，剩余油富集；纵向上，注采对应层段驱替效果较好，而在注采不对应或注采连通性较差以及隔夹层遮挡部位剩余油较富集。孤立式类型油水井注采连通性差或不连通，平面注水波及范围窄，油井长期不见效低产，平面上物性差、注采连通性差，剩余油富集，纵向上，主力层段大量富集剩余油未驱替。

2 单砂体剩余油挖潜技术应用

在精细刻画单砂体剩余油的基础上，通过完善平面、剖面单砂体注采对应关系、调剖调驱等挖潜技术，实现了开发指标硬下降和油藏持续硬稳产。

2.1 单砂体注采完善技术

通过单砂体刻画，A 区块水驱储量控制程度由划分前的96.8%下降至划分后的84.0%，排查有采无注单砂体96 个、有注无采单砂体101 个，结合吸水剖面特征，针对有采无注开展注水井补孔单砂体41 个层段，射开程度由45.2%上升到67.9%，水驱储量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驱储量动用程度由65.6%上升到69.1%，针对有注无采开展采油井补孔压裂单砂体56 个层段，单井日增油达到1.62 t。A 区块整体水驱储量控制程度由84.0%上升到93.3%，水驱储量动用程度由65.4%上升到68.7%，新增见效井162 口，年累计增油达到1.23×104t。

2.2 单砂体平面调整技术

通过单砂体划分前后对比，原井网对砂体的储量控制程度下降，部分油井未在水井控制的单砂体内，注水井与油井间连通性差或不连通，二者之间储量无法控制，造成单砂体剩余油大量富集。通过加密调整及井网转换提高水驱控制程度，近两年A 区块实施加密调整69 口，井距缩小由300 m 变为200 m，对河道砂体的控制程度平均提高了10.6%，增加可采储量358.8×104t，多向受效井比例增加19.1%。同时对河道侧缘低产井实施井网调整转注11 口，水驱储量控制程度进一步增加，受效井比例增加30.4%。

2.3 单砂体剖面调整技术

2.3.1 分层注水技术 在单砂体刻画的基础上结合井组注水井吸水剖面等动态监测资料，近三年实施精细层内分注98 口，分注率由32.7%上升到55.5%，53 口可对比井水驱动用程度由66.6%上升到70.6%，原强吸水层段吸水强度由7.88 m3/d·m 下降到4.51 m3/d·m，原弱吸水层段吸水强度由0.61 m3/d·m 上升到3.26 m3/d·m，说明低渗层段的储量开始动用。

2.3.2 堵水调剖技术 受储层非均质性影响，注水易沿着储层物性较好的局部单砂体单向突进，导致注水无效循环，注水效率降低，低渗层段剩余油驱替难度大，对此，采取堵水调剖措施，封堵高渗层段促使注水驱替低渗层段，近三年实施堵水调剖69 口，28 口可对比井水驱动用程度由63.6%上升到72.9%，减少注水无效循环水量39 872×104m3。

2.3.3 聚合物微球调驱技术 聚合物纳米微球在油层中具有封堵、变形、运移、再封堵的特性，具有深部调剖和驱油的双重作用。为进一步提升油层深部剩余油的驱替效果，开展微球驱169 个井组，见效比例达到85.7%，剖面吸水形态改善率达到74.2%，措施后含水上升率由注入前的9.3 下降到4.8，年递减原油0.89×104t，年降水1.23×104m3，预测提高采收率3.4%。

综上，针对A 区块进入中高含水开发阶段后平面、剖面水驱矛盾加剧，驱油效率下降，含水上升速度加快的问题，通过开展单砂体剩余油刻画及应用，实现了中高含水期持续稳产，区块整体水驱储量控制程度提高9.3%，水驱储量动用程度提高3.3%，自然递减由14.7%下降到12.2%，含水上升率由4.0 下降到1.4，阶段采收率提高3.5%，预测最终采收率由24.0%上升到35.0%。

3 结论及认识

（1）低渗透油藏由于沉积环境及非均质性影响，在单砂体内部水驱不均匀，中高含水阶段仍有大量剩余油富集于主力厚油层内，因此，精细单砂体内部“建筑结构”刻画是中高含水挖潜剩余油的主要方向。

（2）单砂体内部“建筑结构”刻画后水驱控制程度下降10%～20%，大量的剩余油未被驱替，切叠式、叠加式类型在河道侧缘物性差，注采连通性差部位剩余油富集；孤立式类型主力层段大量剩余油未驱替，这部分储量是剩余油挖潜的潜力。

（3）以完善单砂体注采对应，配套井网调整及分、堵、驱为一体的精准调控技术是增加可采储量的核心，是中高含水期实现稳水增油、提高采收率的必由之路。