论文部分内容阅读
摘 要： 油田进入高含水开发阶段，经过强化注水挖潜、精细油藏描述、多次整体调整之后，地下剩余油分布更加分散和隐蔽，剩余油分布状况不清晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述高含水期影响剩余油分布的控制因素，提高剩余油分布规律的再认识，指导现场开发挖潜，见到较好效果。 关键词：非均质油藏；高含水期；剩余油分布；挖潜对策
中图分类号：TV143+.6
前 言 非均质油藏经过长期水驱和多次注采调整之后，油层压力变化发生变化，地应力随之改变，引起油藏孔隙度和渗透率的变化，储层物性发生了很大变化，原始的油藏参数已不能反映目前的油层性质，同时通过油藏描述和日常动态分析中发现，剩余油变化更加复杂，分布更加隐蔽，具有零散性、多样性和分段性的特点，寻找剩余油富集区难上加难。为此，加强油藏工程、开发地质与数值模拟研究，用剩余油定量描述技术精确“定位”剩余油富集区，充分运用精细油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确的油藏模型，攻关形成非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术，实现任意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。以精细剩余油分布研究基础，按照不同开发单元的开发特征采取相应的技术对策和措施挖潜，较好的改善了开发效果。
1 非均质油藏剩余油分布特征
1.1 注采井网不完善
近几年的统计资料表明，由于注采井网不完善形成的剩余油约占总剩余油储量的 1 5 %～ 4 5 %。在动态注采不完善的部位，水淹程度相对较弱，剩余油富集，而在动态注采完善的部位，水淹程度高，剩余油较少，零散分布。因此特高含水期动态注采对应关系完善与否对油层水淹和剩余油分布的影响是很大的。不管采用何种井网，都有其优势与弊端，都会有由于井网的原因形成的剩余油存在。例如行列注采井网，其井网之间的分流线由于油井压力漏斗的关系，形成死油区，并且由于后期的强注强采，油水井之间形成大孔道，油水井排以外的区域注入水波及程度较弱，形成剩余油富集区。动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，压力场均衡的井组开发效果明显好于不均衡的井组。
1.2 储层非均质性
油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。受储层非均质性影响，平面水淹严重，但波及程度有差异；层间水淹差异明显 ，主力层强于与非主力层；层内水淹，不同韵律段呈现不同特点；厚油层受层内夹层控制，剩余油纵向差异更为明显 。
1.3 孔道以及累积注入倍数
对于注水开发油田，由于油藏平面上和纵向上的非均质、注采井网的不完善等因素，势必造成注入水在平面上的舌进和在纵向上的高渗透突进现象，出现部分油井含水上升速度快，而部分油井见水效果差的开发状况。大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗透条带，是注水开发油田广泛存在的一种物理现象，极易造成注水低效循环 ，影响开发效果 。大孔道厚度只有注水厚度的 1 %～8 %，而吸水量却占全井 9 0 %以上。研究发现，渗透率越高、非均质程度越高、原油越稠、胶结强度越弱、孔隙度越大、注采压差越大，越容易形成大孔道。注入倍数对波及系数的影响包括两个方面：一是在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越過井距一倍以上；二是在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧，挖潜难度加大。
1.4 防砂工艺
河流相沉积油砂体分布多而零散，泥质含量高，生产过程中油层出砂严重，如果没有与储层特点相适应的防砂工艺，重复的井下作业对油层造成的损害会越来越严重，就会造成大量停产停注井及低效井点，形成局部的零散的剩余油富集区，由于后期高强度的注水开发，这些局部的剩余油富集区有可能被驱到其它部位，给以后的挖潜工作带来极大的难度。
1.5 开采方式和井下技术状况
开发工程因素是影响剩余油分布的一个系统而关键的因素，系统中任何一个环节不当，就会对最终采收率产生巨大的影响。地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关。对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速推进，导致油井的快速水淹。由于长期的强注强采使得油水井中层间干扰、窜槽等现象日益严重。通过外层系同位素检测结果表明，外层系有 4 2 . 9 % 的井见到同位素显示，同时层内渗流速度高者已达 8 2 .5 m / h ，是注水开发初期的 7 4.3 倍，加上由于套管腐蚀，井下作业过程中的封隔器卡丢封见效率低或有效期短，以及层间压力的存在，出现高压层向低压层倒灌的现象或有潜力的油层不能发挥作用，造成储量的损失。
2 不同类型单元开发对策和挖潜措施
水驱油藏在加密调整、完善注采井网、提液、扶停产井等方面都具有提高采收率的潜力。细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。根据油藏剩余油潜力分布状况和开采特征，针对不同单元分砂体实施分类调整。水驱高速单元：重点实施注采构调整，扩大注水波及体积，实施了以完善井区单砂体注采关系为目标，与原井网衔接，分别采取转注、大修、更新、补孔、补钻水井等方式进行 单元的系统调整，见到了良好增油效果。水驱中速单元以完善单砂体注采关系改善差油层动用状况、治理低效和无效水循环场为重点，将其深化到分砂体、分井区、分小层以及层内韵律段挖潜，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，提高油田采收率。“高速”油砂体：治理重点是完善流动单元注采关系，通过新井、扶停、补孔、堵调等手段挖掘低渗区和低渗段潜力，提高多向对应率。“中速”油砂体：合理增加注水井点，通过层系间报废、停产、低效井进行井网综合利用或重组。“低速”油砂体：建立简单注采对应关系或单井注水吞吐等措施来补充地层能量，提高动用程度。
3 认 识
高含水期非均质油藏剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层及开发工程等因素有较大关系。高含水期剩余油的挖潜是一项系统工程，必须在剩余油分布规律的指导下，采取有效措施，扩大水驱波及体积，提高储量的动用程度，才能达到提高采收率的目的。
参考文献：
1 孙梦如，连经社主编.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社，2004
中图分类号：TV143+.6
前 言 非均质油藏经过长期水驱和多次注采调整之后，油层压力变化发生变化，地应力随之改变，引起油藏孔隙度和渗透率的变化，储层物性发生了很大变化，原始的油藏参数已不能反映目前的油层性质，同时通过油藏描述和日常动态分析中发现，剩余油变化更加复杂，分布更加隐蔽，具有零散性、多样性和分段性的特点，寻找剩余油富集区难上加难。为此，加强油藏工程、开发地质与数值模拟研究，用剩余油定量描述技术精确“定位”剩余油富集区，充分运用精细油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确的油藏模型，攻关形成非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术，实现任意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。以精细剩余油分布研究基础，按照不同开发单元的开发特征采取相应的技术对策和措施挖潜，较好的改善了开发效果。
1 非均质油藏剩余油分布特征
1.1 注采井网不完善
近几年的统计资料表明，由于注采井网不完善形成的剩余油约占总剩余油储量的 1 5 %～ 4 5 %。在动态注采不完善的部位，水淹程度相对较弱，剩余油富集，而在动态注采完善的部位，水淹程度高，剩余油较少，零散分布。因此特高含水期动态注采对应关系完善与否对油层水淹和剩余油分布的影响是很大的。不管采用何种井网，都有其优势与弊端，都会有由于井网的原因形成的剩余油存在。例如行列注采井网，其井网之间的分流线由于油井压力漏斗的关系，形成死油区，并且由于后期的强注强采，油水井之间形成大孔道，油水井排以外的区域注入水波及程度较弱，形成剩余油富集区。动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，压力场均衡的井组开发效果明显好于不均衡的井组。
1.2 储层非均质性
油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。受储层非均质性影响，平面水淹严重，但波及程度有差异；层间水淹差异明显 ，主力层强于与非主力层；层内水淹，不同韵律段呈现不同特点；厚油层受层内夹层控制，剩余油纵向差异更为明显 。
1.3 孔道以及累积注入倍数
对于注水开发油田，由于油藏平面上和纵向上的非均质、注采井网的不完善等因素，势必造成注入水在平面上的舌进和在纵向上的高渗透突进现象，出现部分油井含水上升速度快，而部分油井见水效果差的开发状况。大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗透条带，是注水开发油田广泛存在的一种物理现象，极易造成注水低效循环 ，影响开发效果 。大孔道厚度只有注水厚度的 1 %～8 %，而吸水量却占全井 9 0 %以上。研究发现，渗透率越高、非均质程度越高、原油越稠、胶结强度越弱、孔隙度越大、注采压差越大，越容易形成大孔道。注入倍数对波及系数的影响包括两个方面：一是在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越過井距一倍以上；二是在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧，挖潜难度加大。
1.4 防砂工艺
河流相沉积油砂体分布多而零散，泥质含量高，生产过程中油层出砂严重，如果没有与储层特点相适应的防砂工艺，重复的井下作业对油层造成的损害会越来越严重，就会造成大量停产停注井及低效井点，形成局部的零散的剩余油富集区，由于后期高强度的注水开发，这些局部的剩余油富集区有可能被驱到其它部位，给以后的挖潜工作带来极大的难度。
1.5 开采方式和井下技术状况
开发工程因素是影响剩余油分布的一个系统而关键的因素，系统中任何一个环节不当，就会对最终采收率产生巨大的影响。地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关。对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速推进，导致油井的快速水淹。由于长期的强注强采使得油水井中层间干扰、窜槽等现象日益严重。通过外层系同位素检测结果表明，外层系有 4 2 . 9 % 的井见到同位素显示，同时层内渗流速度高者已达 8 2 .5 m / h ，是注水开发初期的 7 4.3 倍，加上由于套管腐蚀，井下作业过程中的封隔器卡丢封见效率低或有效期短，以及层间压力的存在，出现高压层向低压层倒灌的现象或有潜力的油层不能发挥作用，造成储量的损失。
2 不同类型单元开发对策和挖潜措施
水驱油藏在加密调整、完善注采井网、提液、扶停产井等方面都具有提高采收率的潜力。细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。根据油藏剩余油潜力分布状况和开采特征，针对不同单元分砂体实施分类调整。水驱高速单元：重点实施注采构调整，扩大注水波及体积，实施了以完善井区单砂体注采关系为目标，与原井网衔接，分别采取转注、大修、更新、补孔、补钻水井等方式进行 单元的系统调整，见到了良好增油效果。水驱中速单元以完善单砂体注采关系改善差油层动用状况、治理低效和无效水循环场为重点，将其深化到分砂体、分井区、分小层以及层内韵律段挖潜，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，提高油田采收率。“高速”油砂体：治理重点是完善流动单元注采关系，通过新井、扶停、补孔、堵调等手段挖掘低渗区和低渗段潜力，提高多向对应率。“中速”油砂体：合理增加注水井点，通过层系间报废、停产、低效井进行井网综合利用或重组。“低速”油砂体：建立简单注采对应关系或单井注水吞吐等措施来补充地层能量，提高动用程度。
3 认 识
高含水期非均质油藏剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层及开发工程等因素有较大关系。高含水期剩余油的挖潜是一项系统工程，必须在剩余油分布规律的指导下，采取有效措施，扩大水驱波及体积，提高储量的动用程度，才能达到提高采收率的目的。
参考文献：
1 孙梦如，连经社主编.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社，2004