剩余油分布方法描述及调整技术

剩余油分布方法描述及调整技术
摘要：描述了剩余油分布方法，并提出了注水砂岩油藏高含水期注采系统调整技术和部署合理井网的建议。

低渗透油田开发合理井网应该是不等井距的沿裂缝线性注水井网。

采用这种井网不仅能获得较高的产量，同时由于注水井距加大，保持了较高的油水井数比，获得了较好的开发效果和经济效益。

 
关键词：剩余油分布；描述方法；调整技术
开采非均匀性主要是在注采过程中，由于层系组合、井网布署、射孔方案、注采对应、注采强度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及或波及较小的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成剩余油富集区。

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。

油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。

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。

因此，在这种动态的非平衡系统内剩余油的分布这种复杂不均一系统的根本原因是油藏地质因素和开发工程因素的非耦合性。

1剩余油分布描述方法
（1）油砂体剩余可采储量研究。

某油田针对A油藏油层分布受岩性和构造双重控制，单砂层内零散分布多个相对独立油砂体的特点，计算出每个油砂体的剩余可采储量，使每个油砂体的潜力得以量化。

研究流程主要是先计算每个油砂体的地质储量，接下来计算出每口油井每个单砂层的阶段产油量、产水量、累产油量、累产水量和每口水井每个单砂层的阶段注水量、累计注水量，进而求出每个油砂体不同时间阶段的累产油、累产水、累注水，再通过水驱特征曲线方法或递减曲线方法标定油砂体的可采储量并计算出油砂体的剩余可采储量。

A油藏纵向上油层多而薄，油水井为多层合注、合采；而油井分层产油量、产液量取决于各层的渗透率、有效厚度和周围注水井对该层的注水量，分层注水量不但受注水层渗透率、厚度的控制还受相应注水井周围其它油井的影响，是一个非常复杂的问题。

某油田提出了一套新的基于油砂体快速动态分析系统。

主要是以物质平衡理论和达西定律为基础，利用计算机技术，综合应用各项动静态开发资料，将油水井的累积产出量、累积注入量劈分到单砂层，进而落实油砂体的剩余资源潜力。

（2）油藏数值模拟研究。

河流相储层剩余油多存在于连通较差的低渗透薄层或未动用小砂体之中。

对这种层中油水分布进行模拟计算，通过平面和纵向上细分模拟网格，建立精细油藏模型。

要将油藏划分成小的单元，应用数学模型计算出各单元原始的油气水饱和度和压力分布，重现油田开发的实际过程，计算出饱和度和压力随时间的变化，从而计算出整个模型的有关数据，这样的小单元即为网格。

数值模拟网格划分得越细，包括细分模拟层、缩小网格步长等，模拟的精度越高。

油藏描述应用单砂层三维体模型内部的细分网格，将一个单砂层细分多个模拟层，从而可以研究层内的剩余油分布。

一旦一个满意的油藏拟合完成以后，应用数值模拟跟踪技术，模拟器被作为预测模式，用来预测不同的变量；其
目标就是优化未来油藏措施和调整。

（3）测井技术。

利用测井方法可得到确切的剩余油饱和度。

一类是裸眼井测井方法，包括电阻率测井、核磁测井、电磁波传播测井和介电测井。

另一类是套管井测井方法，包括脉冲中子俘获测井、C/O比测井、重力测井和伽玛测井等。

过套管电阻率测井技术，突破了不能在钢套管井中测量地层电阻率的禁区；填补了电阻率时间推移测井技术的应用空白，为油藏动态监测以及过套管饱和度评价增加了有效的技术手段。

（4）示踪剂分析剩余油。

注入在油和水相之间具有不同分配系数的两种或多种示踪剂，利用注入示踪剂在油藏多孔介质中渗流速度差异，监测示踪剂的分异程度，即可确定井间平均的剩余油饱和度。

2注水砂岩油藏高含水期注采系统调整技术
注采系统的合理性主要体现在三个方面：注水能力与采液能力协调、具有较高的水驱控制程度、压力系统要合理。

目前复杂断块油田注采系统比较复杂，调整难度大。

主要表现在：油田多套井网开发，各套井网开采对象交叉，注采系统不独立，相互影响；不同区块不同层系布井方式不同，目前注采系统适应状况不同；井况问题使注采关系不完善。

油田经过不断的开发调整，区块间、分类井间的差异在逐步缩小，通过进一步精细刻画，井组间、小层间、单层平面不同部位及层内不同韵律段间仍然存在一定的差异，这些差异，就是调整的潜力。

2.1具体做法
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，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，达到即降本增效又提高油田采收率的目的。

从目前某油田检查井分析来看，只要注采完善的层系一般都已严重水淹，由于液流方向单一，形成了无效注采循环。

在控制无效或低效注采循环的做法上，一个是关井；二是关层；三是调驱；四是改变液流方向。

某油藏描述提出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系统调整。

（1）针对人工水驱砂体，主要通过改变液流方向，扩大注水波及范围，扶植稳产。

（2）针对混合驱动的砂体，以监测技术为依托，强化有效注水，深化储层认识，增加注水井点，提高水驱效果。

（3）针对未水驱砂体，进行注水可行性论证，改变驱动方式，提高水驱控制程度。

2.2合理井网的探讨
低渗透油藏由于储层致密，实现有效注水开发往往与裂缝密切相关，由于油藏本身发育裂缝，致使基质和裂缝渗透率之间存在强烈差异和各向异性。

从两个方面对低渗透油藏开发合理井网分析。

（1）为尽量避免油水井发生水窜，必须要考虑沿裂缝线性注水，即注水井排与裂缝走向一致，这样因为注水井之间存在裂缝很快形成水线。

注水井之间沿裂缝拉成水线后，随着注水量的不断增加，注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去，这样可防止油井发生暴性水淹，并获得较大的波及面积。

（2）注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。

在沿裂缝线性注水情况下，若注水压力稍高于岩石破裂压力，裂缝可保持开启状态，在强烈的渗透率级差和各向异性作用下，注水井排很快拉成水线，若井排距差异不大，注水能力富余而油井见效又不明显。

若采用注水井井距大于油井井距和排距的不等距井网，则注水井能力充分发挥注水能力，油井又可以比较明显见到注水效果，从而使油井保持较高的产能。

2.3部署合理井网的建议
（1）加强储层砂体和构造特征的预测。

低渗透油田取得好的开发效果，一般要使水驱控制程度达70%以上。

由于低渗透油藏沉积条件和储层物性差，导致砂体发育连续性差和油水关系复杂，给注采井网部署增加了难度。

只有对断层及微幅度构造的识别和预测提高，深化区域沉积和构造发育史的研究，才能为准确预测砂体发育状况和地应力方向奠定基础。

（2）搞清地应力主方向。

不等井距线性注水井网由于注水井排与采油井排距比井距小，因而裂缝方向即便是相差很小的角度，也会造成水窜，所以采用布井方案的前提是必须准确搞清裂缝的方向。

获得的裂缝的方向都是有限个“点”的数据，要获得某一区域平面上主应力方向分布一般借助数值模拟技术或是采用地应力方向的内插和外推方法。

（3）确定基质渗透率和裂缝渗透率的比值。

不等井距线性注水井网的井距和排距的大小主要取决于基质渗透率和裂缝渗透率的比值。

因此，应在综合考虑油井产能、油藏埋藏深度、油层和隔层分布及油藏基质渗透率大小情况下做出压裂优化设计，在压裂优化设计基础上确定出基质渗透率和裂缝渗透率比值。

（4）确定油藏的启动压力梯度值。

合理的注采井排距必须建立有效的驱替压力系统。

实验表明，低渗透储层中油气水流体具有非达西流特征，存在启动压力梯度。

在注水开发过程中，要保证油层中任意点驱动压力梯度均大于启动压力梯度，才能建立起有效的注采驱动压力体系。

3结束语
随着开发进程的不断深入，油藏描述技术还需不断加强和完善。

准确应用开发地震技术提高油藏综合解释精度，建立不同含水阶段的动态地质模型以及完善
剩余油研究方法和调整技术，使其能够准确反映地下剩余潜力；将是今后油藏描述技术发展的主要方向。

参考文献：
[1] 张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.。