A 區(qū)塊單砂體剩余油賦存特征及挖潛技術(shù)應(yīng)用

沈煥文，曹 麗，王 健，岳文成，楊 敏，劉媛社

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

單砂體是油田開發(fā)單元的概念，單元內(nèi)部呈連通、半連通及不連通的狀態(tài)，單砂體內(nèi)部，由于不同沉積環(huán)境水動力條件的復(fù)雜性，層內(nèi)非均質(zhì)性的存在，滲透性的差異，導(dǎo)致在單砂體內(nèi)部水驅(qū)不均勻，尤其通過長期注水開發(fā)進入中高含水階段后，單砂體及其內(nèi)部非均質(zhì)性是高含水階段控制剩余油分布的關(guān)鍵因素之一。因此，以單砂體為基本研究單元，通過精細刻畫主力儲層沉積體內(nèi)部“建筑結(jié)構(gòu)”，摸清不同單砂體特征剩余油賦存特征，采取以單砂體剩余油模式為基礎(chǔ)的井組注采層系優(yōu)化、分層注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、加密調(diào)整等地下儲層優(yōu)化重組技術(shù)，進一步提高單砂體的水驅(qū)控制程度[1-6]。

1 單砂體剩余油賦存特征研究

1.1 單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)特征

按照“先找標(biāo)志層、再找沉積旋回”的原則，完成從系-統(tǒng)-組-段-砂組-小層-層組的劃分，再按“測井曲線旋回識別+沉積界面控制+巖心露頭校正”方法，通過建立解釋模板識別單砂體縱向沉積界面，再利用井間相變及砂體寬厚比、水平井約束，完成了單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)刻畫，以及單砂體在縱向和平面展布的精細刻畫。

由于不同沉積環(huán)境水動力條件的復(fù)雜性和層內(nèi)非均質(zhì)性的存在及滲透性的差異，造成不同時期河道砂體間的接觸結(jié)構(gòu)和注采連通關(guān)系也多種多樣，通過對單砂體內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)精細刻畫，總結(jié)了5 種砂體疊置組合關(guān)系，砂體疊置類型不同，導(dǎo)致注采連通關(guān)系、驅(qū)替方式及開發(fā)動態(tài)響應(yīng)特征不同（見表1），剩余油的賦存特征也不同。

表1 A 區(qū)塊不同單砂體疊置樣式驅(qū)替方式及剩余油分布特征表

1.2 單砂體劃分前后水驅(qū)控制程度變化

A 區(qū)塊未劃分前一次井網(wǎng)水驅(qū)采出程度達到23.2%，綜合含水69.2%，已進入中高含水開發(fā)階段，水驅(qū)儲量控制程度96.8%，水驅(qū)儲量動用程度65.4%，通過單砂體劃分后，單砂體小層細分為8 個小砂體，各單砂體水驅(qū)控制儲量差異明顯且控制程度下降，整體水驅(qū)儲量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，說明縱向上受儲層非均質(zhì)性影響，各單砂體的動用程度不均，還有大部分的剩余儲量未被驅(qū)替。

1.3 單砂體剩余油賦存特征

儲層內(nèi)部剩余油具有“普遍分布、局部富集”的特點，受砂體疊置關(guān)系的不同，剩余油的賦存特征也不同。切疊式、疊加式類型油水井注采連通性較好，平面注水驅(qū)替相對均勻，各方向油井均衡見效，對應(yīng)油井含水緩慢上升，橫向上，順河道主流向方向單砂體物性較好，水洗程度較高，河道側(cè)緣物性差，注采連通性差，剩余油富集；縱向上，注采對應(yīng)層段驅(qū)替效果較好，而在注采不對應(yīng)或注采連通性較差以及隔夾層遮擋部位剩余油較富集。孤立式類型油水井注采連通性差或不連通，平面注水波及范圍窄，油井長期不見效低產(chǎn)，平面上物性差、注采連通性差，剩余油富集，縱向上，主力層段大量富集剩余油未驅(qū)替。

2 單砂體剩余油挖潛技術(shù)應(yīng)用

在精細刻畫單砂體剩余油的基礎(chǔ)上，通過完善平面、剖面單砂體注采對應(yīng)關(guān)系、調(diào)剖調(diào)驅(qū)等挖潛技術(shù)，實現(xiàn)了開發(fā)指標(biāo)硬下降和油藏持續(xù)硬穩(wěn)產(chǎn)。

2.1 單砂體注采完善技術(shù)

通過單砂體刻畫，A 區(qū)塊水驅(qū)儲量控制程度由劃分前的96.8%下降至劃分后的84.0%，排查有采無注單砂體96 個、有注無采單砂體101 個，結(jié)合吸水剖面特征，針對有采無注開展注水井補孔單砂體41 個層段，射開程度由45.2%上升到67.9%，水驅(qū)儲量控制程度由89.3%上升到98.1%，水驅(qū)儲量動用程度由65.6%上升到69.1%，針對有注無采開展采油井補孔壓裂單砂體56 個層段，單井日增油達到1.62 t。A 區(qū)塊整體水驅(qū)儲量控制程度由84.0%上升到93.3%，水驅(qū)儲量動用程度由65.4%上升到68.7%，新增見效井162 口，年累計增油達到1.23×104t。

2.2 單砂體平面調(diào)整技術(shù)

通過單砂體劃分前后對比，原井網(wǎng)對砂體的儲量控制程度下降，部分油井未在水井控制的單砂體內(nèi)，注水井與油井間連通性差或不連通，二者之間儲量無法控制，造成單砂體剩余油大量富集。通過加密調(diào)整及井網(wǎng)轉(zhuǎn)換提高水驅(qū)控制程度，近兩年A 區(qū)塊實施加密調(diào)整69 口，井距縮小由300 m 變?yōu)?00 m，對河道砂體的控制程度平均提高了10.6%，增加可采儲量358.8×104t，多向受效井比例增加19.1%。同時對河道側(cè)緣低產(chǎn)井實施井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)注11 口，水驅(qū)儲量控制程度進一步增加，受效井比例增加30.4%。

2.3 單砂體剖面調(diào)整技術(shù)

2.3.1 分層注水技術(shù) 在單砂體刻畫的基礎(chǔ)上結(jié)合井組注水井吸水剖面等動態(tài)監(jiān)測資料，近三年實施精細層內(nèi)分注98 口，分注率由32.7%上升到55.5%，53 口可對比井水驅(qū)動用程度由66.6%上升到70.6%，原強吸水層段吸水強度由7.88 m3/d·m 下降到4.51 m3/d·m，原弱吸水層段吸水強度由0.61 m3/d·m 上升到3.26 m3/d·m，說明低滲層段的儲量開始動用。

2.3.2 堵水調(diào)剖技術(shù) 受儲層非均質(zhì)性影響，注水易沿著儲層物性較好的局部單砂體單向突進，導(dǎo)致注水無效循環(huán)，注水效率降低，低滲層段剩余油驅(qū)替難度大，對此，采取堵水調(diào)剖措施，封堵高滲層段促使注水驅(qū)替低滲層段，近三年實施堵水調(diào)剖69 口，28 口可對比井水驅(qū)動用程度由63.6%上升到72.9%，減少注水無效循環(huán)水量39 872×104m3。

2.3.3 聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù) 聚合物納米微球在油層中具有封堵、變形、運移、再封堵的特性，具有深部調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用。為進一步提升油層深部剩余油的驅(qū)替效果，開展微球驅(qū)169 個井組，見效比例達到85.7%，剖面吸水形態(tài)改善率達到74.2%，措施后含水上升率由注入前的9.3 下降到4.8，年遞減原油0.89×104t，年降水1.23×104m3，預(yù)測提高采收率3.4%。

綜上，針對A 區(qū)塊進入中高含水開發(fā)階段后平面、剖面水驅(qū)矛盾加劇，驅(qū)油效率下降，含水上升速度加快的問題，通過開展單砂體剩余油刻畫及應(yīng)用，實現(xiàn)了中高含水期持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，區(qū)塊整體水驅(qū)儲量控制程度提高9.3%，水驅(qū)儲量動用程度提高3.3%，自然遞減由14.7%下降到12.2%，含水上升率由4.0 下降到1.4，階段采收率提高3.5%，預(yù)測最終采收率由24.0%上升到35.0%。

3 結(jié)論及認(rèn)識

（1）低滲透油藏由于沉積環(huán)境及非均質(zhì)性影響，在單砂體內(nèi)部水驅(qū)不均勻，中高含水階段仍有大量剩余油富集于主力厚油層內(nèi)，因此，精細單砂體內(nèi)部“建筑結(jié)構(gòu)”刻畫是中高含水挖潛剩余油的主要方向。

（2）單砂體內(nèi)部“建筑結(jié)構(gòu)”刻畫后水驅(qū)控制程度下降10%～20%，大量的剩余油未被驅(qū)替，切疊式、疊加式類型在河道側(cè)緣物性差，注采連通性差部位剩余油富集；孤立式類型主力層段大量剩余油未驅(qū)替，這部分儲量是剩余油挖潛的潛力。

（3）以完善單砂體注采對應(yīng)，配套井網(wǎng)調(diào)整及分、堵、驅(qū)為一體的精準(zhǔn)調(diào)控技術(shù)是增加可采儲量的核心，是中高含水期實現(xiàn)穩(wěn)水增油、提高采收率的必由之路。