夏盐11井区剩余油分布特征与挖潜对策研究

2022-10-05段波龙李垚银孙志雄常志勇党思思马艳清

特种油气藏 2022年4期

段波龙，李垚银，孙志雄，常志勇，党思思，马艳清

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

0 引言

中国西部大部分油田储层非均质性严重，注水开发采收率低，剩余油普遍呈现“整体分散、局部富集”的格局[1-2]。新疆油田夏盐11井区油层埋藏深且变化较大，由于油水同层、储层非均质性强以及油砂体构造变化快导致夏盐11井区具有油水分布复杂、物性分布差异大等特点，是典型的低渗强非均质性油气藏。夏盐11井区投入开发后，油藏地层能量分布不均，部分油井水窜严重、含水快速上升，出现产液下降快、能量不足的现象，表明研究区砂体既有成片连续性分布、也有分布零散，剩余油受砂体平面非均质性、物性差异影响严重。杜殿发等[3]对砂体叠置关系和剩余油分布开展了研究，但并没有深入细致分析不同砂体类型和剩余油分布的内在关系。因此，通过数值模拟、油藏工程方法以及动态监测等明确油藏水驱特征，准确刻画不同类型剩余油分布规律[4-6]。在此基础上，评价不同类型剩余油分布的影响因素并进行剩余油分布特征及控油模式研究，制订剩余油挖潜对策，落实油藏开发调整的潜力区，最终提出夏盐11井区不同类型砂体剩余油合理挖潜对策。

1 区块概况

夏盐11井区位于准噶尔盆地陆梁油田西南约32 km处，为一受断裂遮挡的岩性构造油藏。该油藏储层为中孔、低渗储集层，平均埋深为2 390 m，目的层J1s21以砂泥岩互层为主，整体发育稳定，连续性较好，地层压力约为22 MPa，孔隙度为15%，平均渗透率为16.85 mD，平均油层厚度为15.62 m，具有连片分布的特征。主力油层单层大部分区域变异系数大于0.7，突进系数大于3，非均质性严重。夏盐11井区共有52口采油井，开井32口，日产油为386.5 t/d，综合含水率为53.8%，采油速度为1.9%，水驱控制程度达到90%以上；有18口注水井，开井15口，日注水量为1 216.8 m3/d，月注采比为1.27。累计采油量为90.99×104t，采出程度为13.7%，累计注水量为153.4×104t，累计注采比为0.98。夏盐11井区基础井网为280 m不规则反七点井网，后期油井转注开发变为不规则井网(图1)。夏盐11井区从2013年全面投入开发，至今经历了产能建设、高产稳产、产量递减3个开发阶段，目前处于产量递减阶段。由于夏盐11井区储层非均质性极强，剩余油分布描述难度较大。

图1 夏盐11井区J1s21油层顶面构造图

2 剩余油分布特征及影响因素

利用油藏工程方法、数值模拟方法、动态监测方法对油藏平剖面剩余油进行研究。

2.1 平面剩余油分布

夏盐11井区J1s21油藏注采井网较完善，水驱控制和动用程度较高，总体开发效果较好，目前主力区块采收率平均为25.9%，开发效果综合评价为Ⅰ类。但是，油藏总体已处于产量递减阶段，各井之间存在较大差异。受层内非均质性以及隔夹层影响，夏盐11井区目前总体上以中、高含水井为主，高含水井目前平均含水率为82.6%～86.6%，日产油较低，平均为1.1～1.8 t/d；低含水高产井的日产油平均为11.8 t/d；低—中含水中产井日产油平均为6.1 t/d。

利用油藏工程方法，并与地质特征相结合进行分析，认为剩余油分布主要特征为：①河道砂体厚度大，储层物性好，沿主河道方向形成注采优势通道，油井见效较明显，水淹程度重，水驱方向性较强，剩余油容易在井间富集；②构造高部位剩余油富集，低部位分布高含水和低含水井，注入水波及方向与构造关系不大，剩余油类型以注采不完善、断层控制为主。例如Y1172井生产层以中砂岩为主，相邻注水井Y127、Y1165井注水层同样以中砂为主，断层控制不明显，水淹程度高；Y1172井储层厚度较小，而邻注水井方向储层厚度大，因此Y1172井的初期产量高，见效明显，但含水急速上升，井间滞留剩余油富集程度高。

根据夏盐11井区地质特征、储层及流体性质，在保证模型精度的前提下，利用ECLIPSE软件进行数值模拟。设定网格步长为50 m，总网格数为124×198×34共计413 168。数值模拟方法是表征储层结构和储层参数的重要手段，能够在可视化的三维数据体中准确刻画剩余油分布状况。夏盐11井区的水驱特征表现为注水井注入能力较好，平面上注入水主要顺河道方向推进，波及方向与构造高程关系不大。平面上剩余油分布分为3类(图2)。

图2 夏盐11井区数值模拟剩余油饱和度分布

Ⅰ类：砂体分布边界处，无井网控制类型。该区域剩余油饱和度高，平均超过45%，油层厚度不小于4.5 m，该区域目前仅有5口井射开投产。平面上剩余油分布连续性较好，油井周围含油饱和度无明显变化。

Ⅱ类：油井间注水波及程度相对较差区域，剩余油饱和度较高，平均为20%～45%，油层厚度为3.0～4.5 m，物性较差，非均质性较强。该区域储层物性差、隔夹层封堵等，造成产能较低。该区域目前仅有21口生产井射开投产，19口注水井注水，平面上剩余油呈片状分布，剩余油连片性富集区主要集中在井区北部、西南部；中、东部、南部剩余油饱和度相对较低。

Ⅲ类：水淹程度较高区域，剩余油饱和度较低，平均小于20%，注采井间油层厚度不超过2 m，剩余油储量相对较低。储层动用情况差，平面上该小层整体含油连片性较差，饱和度相对较低，剩余油呈零散分布状态。

2.2 纵向剩余油分布

夏盐11井区油藏纵向上主要受砂体岩性、连通状况及层内非均质性影响，以底部水淹为主。数值模拟结果表明纵向上夏盐11井区单井受层内非均质性及隔夹层影响，局部厚油层顶部水淹程度低而形成剩余油富集。因此，该区域单井纵向剩余油主要以厚层顶部滞留型为主，同样属于井间注水波及较差的滞留型剩余油类型。

动态监测是剩余油分布规律研究最直接和有效的方法，夏盐11井区断块水驱控制程度、动用程度高，有利于开展动态监测调驱药剂的注入。油井Y1175井位于夏盐11井区断块，油层厚度为9.0 m，目前日产液为15.1 t/d，含水率为5.1%，在其油层底部形成了层内指进，对应注水井Y1174井吸水剖面显示底部吸水(表1、2)。油水井间底部油层形成了较好的注采关系，剩余油富集程度较低，顶部油层注采响应弱，剩余油富集，为油藏工程方法和数值模拟方法描述剩余油分布规律进行了补充。

表1 Y1175井产液剖面测试成果

表2 Y1174井吸水剖面测试成果

综上所述，通过油藏工程、数值模拟方法及动态监测相结合分析夏盐11井区平面及纵向上主力断块剩余油分布规律，认为该井区剩余油类型分为注采井网不完善控制型剩余油(Ⅰ类)、井间滞留型剩余油(Ⅱ类)及水淹程度较高型剩余油(Ⅲ类)。

3 剩余油分布影响因素

3.1 沉积微相

在油田开发过程中，不同沉积环境的砂体储层具有不同的性质，流体也具有不同的动力学规律和开发特征[7]。因此，在三维空间重构砂体沉积环境是正确认识砂体特征和剩余油分布的基础。砂体的沉积条件是影响剩余油表面分布的主要因素，控制着砂体的内部结构特征[8-9]。由于河流的频繁摆动与运移使得砂体不断叠加与侵蚀，剩余油主要集中分布在河道被叠切破坏的地带，河道边缘形成的席状砂、不同河道之间由薄砂岩层形成的河道间以及小的透镜状砂体等。前人研究表明[10-12]，剩余油富集在正韵律油层的中上部及反韵律油层的中下部。夏盐11井区主要发育三角洲前缘亚相，可细分为水下分流河道、河口坝和滩坝砂3种沉积微相。分流河道是研究区强水动力沉积带，沉积物以细砂岩和粉砂岩为主，具有许多正韵律层特征。顶部有1层平行的薄层砂岩及层状粉末砂岩，厚度大多超过5 m。多级河道形成厚度大于15 m的砂岩层，在电测曲线上自然伽马呈现出较明显的箱形—钟形特征。河口坝沉积速率最高，是研究区最发育的沉积微相类型之一。滩坝砂体是在波浪作用下经过长时间的搬运和冲刷形成的沉积体，分布范围有限。单井需要根据沉积旋回特征，结合沉积微相平面展布情况来具体分析[13-15]。

3.2 非均质性

应用测井解释成果，计算了夏盐11井区J1s21各单层之间的渗透率非均质参数(表3)。由表3可知，各单层之间的平均渗透变异系数为0.6～0.7，突进系数为3.2～4.3，级差为26.2～36.0，油层非均质性差异导致注水开发过程中存在层间干扰与产水差异。

表3 夏盐11井区层间参数统计

3.3 岩相

储层岩相是影响剩余油分布规律的重要因素。双向中砂岩连通为主的采油井生产过程中含水上升快且液量充足，见效明显；中砂、中细砂、细砂均有连通的采油井中砂连通层见效快，细砂连通层见效慢。因此，注采响应与岩相关系明显，当注采井以中砂岩-中砂岩连通时，注采响应强，细砂岩-细砂岩连通时，注采响应较弱。

3.4 构造

夏盐11井区油藏为受断裂控制的构造油藏，油藏砂体连通好，注水井注入能力较好，平面上注入水主要沿河道方向推进，波及方向与构造关系不大。纵向主要受砂体岩性、连通状况及层内重力影响，以底部水淹为主。沉积微相、砂体非均质性、储层物性等是夏盐11井区水驱效果以及剩余油分布的主控因素，构造关系与水驱效果间没有明显的规律性。油井产量分布及高中低产井在平面的分布与构造部位没有明显的相关性，低部位存在高产井，高部位也存在低产井，说明控制剩余油分布的关键因素不是构造位置。

4 挖潜对策及应用效果分析

4.1 注采井网完善措施

Ⅰ类剩余油挖潜区剩余油储量较多，呈片状分布，砂体在平面上并非完全连续分布，且储层非均质性较强、物性差异大、隔夹层封堵严重，可通过补钻井、储层改造、油水井补孔、完善注采井网来提高产能；Ⅱ类剩余油挖潜区油层厚度较大，剩余油饱和度高，砂体连通，可通过储层改造、调剖等方式提高低渗区域的渗流能力，提高采出程度；Ⅲ类剩余油挖潜区动用情况较差，油层厚度较小，可提高的产能较低，可通过老井补孔和水井分注进行剩余油挖潜，提高采出程度。

4.2 注水井调驱

夏盐11井区的地质与开发参数如表4所示，对比深部调驱筛选标准[14]可知，夏盐11井区的水驱控制程度及动用程度均较高，有利于开展深部调驱。井区水驱效果好，明显见效油井比例高，注水井注入能力强，有利于调驱药剂的注入。

表4 非均质性低渗油藏调驱筛选标准

4.3 注采技术界限优化

通过数值模拟、油藏工程方法，确定夏盐11井区合理注采比为1.03，综合考虑产油量和含水率等指标，确定注采合理井距为280 m。结合参数优化结果，合理采油速度为2.4%，地层压力为22.27 MPa。具体调整挖潜思路为：①高产井尽量维持目前生产状况，若含水率上升可适当降低产液水平；②靠近边水油井可适当降低产液水平减缓边水上升速度；③低产油井根据测井二次解释识别潜力层，可选择补层；④采出程度高、含水率高、水淹的区域建议试验深部调驱，以进一步扩大波及体积。

4.4 矿场应用效果分析

基于实际地质条件，开展了夏盐11-盐118、盐120断块的油藏数值模拟研究，单井历史拟合符合率达到了85%以上，表明数值模拟预测的剩余油分布较为可靠。由此针对夏盐11井区剩余油分布及挖潜政策进行研究，针对性地挖掘油藏潜力，并提出了油田综合调整挖潜对策，包括完善注采井网、优化合理注采参数等(表5)。

表5 主力断块剩余油挖潜效果

在明确油藏潜力和挖潜措施基础上开展油藏调整，实施深部调驱12个井组，补层30口井，压裂26口，边部6口井降低日产液，3口井实施堵水，19口井调整配注。措施实施后，井区采出程度整体增加3%～4%，累计产油量提高27.5×104t。优化调整方案证实了夏盐11井区非均质性油藏剩余油分布规律特征刻画清楚，剩余油挖潜政策效果明显，具有推广价值。