胜陀油田特高含水期油藏矢量层系井网产液结构调整研究

崔文富，赵红兵，吴 伟，郭振海 （中石化胜利油田分公司胜利采油厂，山东东营257051）

胜陀油田特高含水期油藏矢量层系井网产液结构调整研究

崔文富，赵红兵，吴 伟，郭振海 （中石化胜利油田分公司胜利采油厂，山东东营257051）

针对胜坨油田特高含水期剩余油分布特点，对研究区剩余油分布特征进行了研究，主要对研究区内平面、层间、层内3种类型的剩余油分布进行了详细分析。平面剩余油主要呈现为普遍分布型和差异富集型；层间剩余油分布呈现为均匀分布型和层间干扰型2种；层内剩余油以顶部富集型、均匀分布型和夹层控制型3种类型为主。在剩余油分布特征分析基础上提出了研究区矢量层系井网调整技术，主要分层间、层内、平面3种矢量调整技术进行了分析。层间矢量调整关键是通过细分层系实现剩余油有效动用；平面矢量调整主要通过井网、井距、液量合理化分析来实现；层内矢量调整的主要手段是水平井优化开发和堵水调剖。通过15个矢量调整区块试验，注采对应率、水驱储量控制程度、现状储量动用程度均达到90%以上，取得了满意的效果。

胜陀油田；特高含水油藏；井网调整；矢量层系；剩余油

我国中东部老油田井网调整面对储量控制程度较低，开发不均衡，综合含水90%以上，恢复规则井网实施开发需要大量的投入，经济效益相对较差等突出问题［1，2］。面对诸多问题，老油田要进一步提高水驱采收率，必须探索更为经济高效的调整模式。在充分研究的基础上，提出了矢量层系井网调整产液结构的调整思路。

矢量开发调整是针对胜坨油田多层系开发、非均质性强、特高含水、高采出程度的背景，以经济有效提高储量动用率和采收率为目的，通过层系、井网、井距的优化设计和复杂结构井的应用，建立起适应储层非均质和不同类型剩余油分布特点的井网，采取相应的油藏技术、工艺技术和地面配套技术，实现均衡水驱，以最优化的投入获取最高的经济效益。针对剩余油平面、层间、层内的分布特征，分别实施对应的井网对策和均衡对策，最终实现经济高效地提高储量动用率和采收率的目的。

1 区域概况

胜坨油田含油面积84．83km2，地质储量4．72×108t，采收率40．85%，采出程度38．2%。历经47年的开发，目前已进入近极限含水开发阶段，综合含水达到95．72%。近年来“井网、井筒、地面”老化的矛盾凸显，注采体系完整性变差，主要开发指标变差，自然递减加大。通过对开发状况的深入剖析，认为制约开发效果的突出矛盾为：储量控制和动用状况不均衡，不适应进一步提高采收率的需求，最终导致开发过程中形成产液结构不均衡。

目前胜坨油田总体储量控制和动用程度较低，储量控制和动用不均衡，根据数模结果，随着渗透率级差的增大，层间动用状况差异变大。主力层干扰非主力层，非主力层动用难度大。非主力层干扰主力层，主力层近极限含水，为减缓层间干扰，卡改生产非主力层，造成主力层动用程度降低。

储量控制和动用不均衡主要表现为平面储量控制动用不均衡和层间储量动用不均衡。平面产液不均衡是由于长期水驱开发，高液量井采液强度大，形成主流线，注入水低效循环导致含水上升快；低液量受平面干扰造成能量较差，无法有效提液，产液不均衡限制了单元的高效开发。层间产液不均衡是由于层间干扰造成层间开发状况差异较大，在三采短期内没有形成有效的规模接替，提液又受到地面系统制约的情况下形成的。为破解两大不均衡的矛盾，经济有效提高采收率，减缓产量递减，控制成本上升，该研究提出了矢量层系井网调整产液结构的调整思路。

2 特高含水期剩余油分布特征

胜坨油田为典型的整装多层系砂岩油藏，经过长期的不规则注采井网开发，剩余油总体呈现“普遍分布、差异富集”的矢量化分布特点。

2．1 平面剩余油分布特征

研究区受构造位置、储层非均质性以及注采流线等因素影响，平面剩余油主要呈现为普遍分布型和差异富集型，其中差异富集型又可划分为5种分布类型。

1）普遍分布型 该类剩余油分布油层含水高，剩余油普遍分布。特高含水期，研究区下油组主力层剩余油基本以普遍分布型为主，剩余可动油饱和度15%～20%。以胜二区沙二段10砂层组为代表，10砂层组含水大于95%的油层面积占85%，平面上剩余油主要呈现普遍分布的特点，剩余油饱和度在30%～40%之间。

2）差异富集型 差异富集型又根据剩余油分布的原因和位置分为：断层遮挡型、侧缘微相型、砂体边缘型、非主流线型、过渡带型。①断层遮挡型。受断层遮挡影响，平面上剩余油在断层附近呈现小尺度富集。一方面由于受断层限制，断层附近生产井一般为单向受效，靠近断层区域水驱效果较差，形成较为有利的剩余油富集区；另一方面在断层形成过程中，断层附近油层形成次生裂缝，单位体积孔隙空间大，储量丰度高［3］。另外受断层的牵引作用，往往形成局部构造高点，为剩余油富集提供有利场所。依据坨28沙二段1－3砂层组油藏描述及数值模拟研究成果，1号和3号大断层附近剩余油富集，储量占5%左右，油层剩余油饱和度一般在50%～60%，比其他地区高10%～20%，多数剩余油有利富集区基本沿断层附近分布。②侧缘微相型。沉积微相中侧缘相带物性变差，动用程度较低，剩余油相对富集。由于沉积环境的差异，侧缘相带物性一般比中心相带差，在注水开发过程中，侧缘相带井层吸水能力较中心相带井层低，注入水在平面驱替过程中也首先沿中心相带窜流，造成中心相带水淹程度高，驱油效率高，而侧缘相带则水淹程度较低，驱油效率低［4～6］。从统计胜二区沙二段7－8砂层组水井吸水剖面资料看，砂坝主体井层的每米相对吸水量为8．5%，而坝侧缘井层的每米相对吸水量为4．1%，砂坝侧缘位置驱油效率明显低于坝主体井层。③砂体边缘型。砂体边缘水驱波及较差，剩余油相对富集。例如胜一区沙二段24层，砂体边缘储层变差，水驱波及程度低，剩余油饱和度在55%左右。④非主流线型。受井网不规则、平面注采不均衡的影响，非主流线上剩余油较为富集。例如胜一区沙二段1砂层组虽然经过42年的注水开发，但由于受注采井网完善程度、沉积类型以及注采不均衡等因素的影响，注入水波及差的井区依然存在，这部分井区水洗程度较低，剩余油相对富集。⑤过渡带型。油水过渡带可概括为3种类型：油稠型，原油粘度是造成油水过渡带剩余油富集的重要原因；原油粘度越大，采出程度越低，注入水平面波及效率差，弱水淹面积大，粘度大的区域形成剩余油开发潜力可能性大。低阻型，测井曲线解释电阻接近相邻水层电阻。外推型，通过研究发现，油水过渡带附近注水井的主要水流方向都是朝向油水边界，造成过渡带附近的原油外泄至油水过渡带附近，形成较大范围的剩余油富集［7，8］。

2．2 层间剩余油分布特征

由于各韵律层岩性、物性及其注采井网控制程度的不同，高含水开发后期，层间差异仍然存在，层间剩余油可概括为2种分布类型即均匀分布型和层间干扰型。

1）均匀分布型 主力油层间储层物性差异小，动用程度相当，剩余油均匀分布。以坨七区沙二段8－10砂层组为代表，8砂层组主力层系中81、83层储层物性相近，其中，81层剩余油饱和度为38．6%，83层剩余油饱和度为38．9%，驱替相对均匀，层间剩余油以均匀分布为主。

2）层间干扰型 层间储层物性差异大，合采干扰严重，剩余油层间分布差异大。以胜二区沙二段9－10砂层组为代表，由于沙二段9、10砂层组在原油物性和油层物性上存在较大差异，造成层间注采状况差异较大。通过取心井、SNP饱和度测井以及数值模拟研究分析，沙二段9砂层组动用程度较低，剩余油饱和度较高，达40%～55%；沙二段10砂层组动用程度较高，剩余油饱和度在30%～40%。

2．3 层内剩余油分布特征

受储层韵律性、渗透率级差、夹层控制等因素影响，层内剩余油可概括为3种分布类型，主要以顶部富集型为主，其次为均匀分布型和夹层控制型。

1）顶部富集型 正韵律油层和渗透率级差小于3的反韵律、复合韵律油层，注入水受到重力作用的影响向下渗流，体积波及系数较大，中下部动用程度高，剩余油在小层顶部富集［7］。例如2011年3月的取心井ST2－0XJ313井解释单层砂厚7．4m，其中上部2．0m水淹级别为见水，剩余油饱和度为38．4%，下部5．4m水淹级别为强水洗，剩余油饱和度为24．8%，剩余油表现为顶部富集型。

2）均匀分布型 层内渗透率级差在3～5之间的反韵律油层，注入水在渗流阻力、重力和毛细管力的共同作用下，驱替过程相对均匀，剩余油饱和度相差不大，以均匀分布为主。例如ST2－1－152井，SNP测井资料显示81层厚度10m，纵向总体呈复合反韵律的特征，进一步细分成3个单一反韵律。顶部韵律段剩余油饱和度为36．9%，中部韵律段剩余油饱和度为33．9%，底部韵律段剩余油饱和度为36．2%。层内渗透率级差3．5，各段水洗差异较小，剩余油呈现均匀分布的特征。

3）夹层控制型 厚油层内夹层分布状况对油水运动和剩余油分布影响较大。层内夹层发育的厚油层中平均含水率相对低，而含油饱和度相对高。夹层控制剩余油也呈现3种分布类型。①顶部富集型：夹层上部物性差，为中低渗透储层，下部物性好，为高渗透韵律层，夹层上部水淹程度低，剩余油富集［5］。统计32口井饱和度测井资料，该类型占55%。例如ST3－8－62井，SNP测井资料显示夹层上部韵律段剩余油饱和度为39．5%，夹层下部韵律段剩余油饱和度为17．2%，剩余油顶部较富集。②底部富集型：夹层上部物性好，为高渗透韵律层，夹层下部物性差，为中低渗透韵律层，夹层下部韵律层水淹程度低，剩余油富集，该类型占9%。例如ST3－7－203井，SNP测井资料显示夹层上部韵律段剩余油饱和度为16．7%，夹层下部韵律段剩余油饱和度为31．1%，剩余油底部较富集。③均匀分布型：夹层上下部物性接近，韵律层整体水淹程度相差不大，层内剩余油呈现均匀分布的特点，该类型占36%。

3 矢量层系井网调整产液结构技术研究

该研究根据开发矛盾、剩余油分布特征，以打造“大网套小网”矢量井网，重建矢量开发体系为目的。针对储量动用不均衡、剩余油差异分布、产液结构不合理的主要矛盾［9，10］，分别开展层间、平面、层内矢量调整，采取经济合理的井网、井距、液量、压力保持水平，达到“控水、稳液、调结构”阶段目标，最终实现储量动用效益化、产液结构均衡化、采收率提高最大化。

3．1 层间矢量调整研究

层间矢量调整的关键是通过细分层系实现剩余油有效动用，主要考虑砂体展布、隔夹层、渗透率级差、含油面积、单控储量、含水级别、采出程度、压力水平等因素，综合考虑后设计层系细分方案，以减少层间干扰、提高储量动用为目的，通过油藏工程及数模优化论证，确定最佳层系调整模式。

例如胜二区沙二段9－10砂层组，由于沙二段9、10砂层组渗透率差异较大，造成开采不均衡，纵向上剩余油饱和度差异大，存在较为突出的层间矛盾，通过细分层系可以实现有效动用。沙二段9、10砂层组具备细分的物质基础，细分为2套层系后，平均有效厚度分别为4．5m和5．7m；储量丰度分别为55．6×104t／km2和98．2×104t／km2，单控剩余可采储量（2．86～3．24）×104t；并且沙二段9、10砂层组之间隔层分布比较稳定，平均厚度在10～15m。油藏工程及数模计算结果表明，细分后单元采收率能够提高6．0%。

3．2 平面矢量调整研究

平面矢量调整研究主要通过井网、井距、液量合理化分析实现。

3．2．1 合理井网研究

在剩余油研究的基础上，对于剩余油以普遍分布型为主、大面积分布的主力油层，通过改变液流方向，扩大水驱波及体积，实施大井距、强化提液，设计不同方向的排状井网进行研究，同时考虑上下层系匹配；对于剩余油局部富集的断层遮挡型、侧缘微相型、砂体边缘型、非主流线型和过渡带型，重点进行局部完善，采用复杂结构井等控制剩余油，设计不规则面积井网进行研究，在井网方式设计中应最大限度利用老井［11］。通过数模技术，对不同设计方案进行优化筛选，达到构建矢量井网，平面均衡动用的目的。

例如胜二区沙二段9－10砂层组，三角洲前缘单一成因砂体具有明确的物源方向及古水流方向，顺古水流方向储层参数变化幅度较小，垂直古水流方向变化较大。古水流方向是单一成因砂体的最佳水驱方向，针对性地建立与古水流方向一致的注采关系能够实现平面上的无障碍水驱，获得更高的采收率。以胜二区沙二段10砂层组为例，通过数模论证，在含水98%的情况下，顺物源方向布井采出程度优于垂直物源方向布井。

3．2．2 合理井距研究

通过经济极限井网密度确定最小经济井距，通过驱替压力梯度确定最大技术井距，同时剩余油零散的地区拉大井距，剩余油富集的地区缩小井距，通过改善水质有效动用差层，不追求规则化井网，最终形成矢量井网注采。

例如坨七西块沙二段8－10砂层组，地质储量821×104t，综合含水97．4%，采出程度40．3%，剩余油呈现普遍分布的特征。井网方式采用腰部注水边部采油、低部位注水高部位采油，沙二段8、9、10砂层组合理注采井距250～550m，通过调整，新增产能2．38×104t，含水上升率控制在0．15%以内，提高采收率4．38%。

3．2．3 合理液量研究

通过实际模型研究，找出不同注采井距下不同液量与含水上升率的关系，在控制较低含水上升率条件下，部署井网的矢量配产配注，确定井区、层系、单元的合理采液速度［12］。总体上对主力层、高含水井控液，对非主力层、低含水井提液；使高采液速度单元控液，低采液速度单元提液，达到井区、层系、单元之间的均衡开采。

以胜二区沙二段9－10砂层组为例，设计200～400m不同井距，应用实际地质模型，在给定初始含水下进行模拟，确定不同液量与含水上升率关系。根据数模计算结果，在满足注采平衡，单元采液速度不大于20%的情况下，以含水上升率控制在0．3%以下为条件，获得沙二段10砂层组合理注采井距320～360m，对应合理液量是100～150t／d；沙二段9砂层组注采井距200～250m，对应合理液量是30～50t／d。

3．3 层内矢量调整研究

解决层内矛盾的主要手段是水平井优化开发，由于研究区内大多数采用直井开发，容易造成底水锥进，波及不均衡，导致剩余油呈现顶部富集型、夹层控制型、普遍分布型等特点，针对剩余油的分布特点，采用水平井优化开发，同时配合层内堵水调剖，实现层内剩余储量的有效动用，达到均衡开发的目的。

首先针对层内剩余油，建立概念模型，主要开展5种开发模式的研究：①水平井注水，水平井采油。②水平井注水，直井采油，均射开顶部2m。③直井注水，直井采油，均射开顶部2m。④直井注水，水平井采油，均射开顶部2m。⑤直井注水，水平井采油，注水井全部射开。从模拟结果看，水平井注水、水平井采油开发效果最好，采收率最高，其余开采方式最终采收率相差不大，而区别较大的是累积注水量，第1种方式累积注水量最少，第3种方式累积注水量最大，因而水平井开发经济效益要好于其他开采方式。例如胜一区沙二段1－3砂层组，该单元为河流相储层顶部剩余油富集，用直井开发层间干扰大，潜力得不到发挥，因此采用水平井开发，有效实现层内均衡动用。

解决层内矛盾的另一关键手段是堵水调剖。层内堵水调剖能有效实现层内均衡动用，控制含水。例如坨七区沙二段9砂层组纵向上同一小层不同部位存在较大差异，小层上部物性较下部差，动用差，剩余油相对富集。通过调剖改善了层内的动用状况。

4 结论

1）研究针对胜坨油田特高含水期剩余油分布特点，对研究区平面、层间、层内3种类型的剩余油分布特征进行了研究。由于研究区受构造位置、储层非均质性以及注采流线等因素影响，平面剩余油主要呈现为普遍分布型和差异富集型。层间剩余油分布呈现为均匀分布型和层间干扰型；层内剩余油以顶部富集型、均匀分布型和夹层控制型为主。

2）在剩余油分布特征分析基础上分析了研究区矢量层系井网调整技术，分层间、层内、平面3种矢量调整技术进行，层间矢量调整关键是通过细分层系实现剩余油有效动用；平面矢量调整研究主要通过井网、井距、液量合理化分析实现；层内矢量调整的主要手段是水平井优化开发和堵水调剖。

3）通过安排15个矢量调整区块，注采对应率、水驱储量控制程度、现状储量动用程度均达到90%以上，采收率达到42%，含水上升率控制在0．3%以内，自然递减控制在10%以内，开发成本快速上升趋势得到遏制。

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［编辑］ 萧 雨

TE32

A

1000－9752（2012）06－0127－05

2012－02－20

崔文富（1970－），男，1994年长春地质学院毕业，高级工程师，现从事油藏管理及开发规划工作。