高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价

高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【摘要】河南X油田目前综合含水94.20％,采出程度38.6％,属于高含水、高采出程度(简称“双高”)开发的油田.如何进一步发展“双高”开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点.建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合.满足历史拟合要求后,针对“双高”阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准.着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征.建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区.并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似“双高”油田有借鉴意义.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)002【总页数】5页(P131-135)【关键词】高含水;高采出程度;剩余油;综合评价方法;挖潜策略【作者】郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【作者单位】中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队,黑龙江大庆163514;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE327国内外大部分油田采用注水开发，目前普遍进入高含水、高采出程度（简称“双高”）阶段［1］。

这一阶段的剩余油分布零散，加上储层非均质性，断层的分割、遮挡作用，使开发难度越来越大［2，3］。

“双高”阶段提高开发效果的措施很多，但应用效果越来越差，吨油操作成本越来越大，经济效益变差［4，5］。

目前对“双高”阶段油田的剩余油的形成与分布缺乏新的认识，如何进一步提高“双高”阶段油田采收率的方法，已成为目前的研究重点［6］。

笔者通过建立河南X油田数值模拟模型，对该油田进行生产历史拟合。

满足历史拟合要求后，针对“双高”阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准，着重分析不同水淹级别下的剩余油饱和度、剩余储量等开发指标和平面层间剩余油分布特征。

建立了剩余区挖潜综合评价方法，将评价指标划分为4类，以每个油组平均开发指标和同一油组不同水淹程度为研究对象，找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区［7，8］。

并针对不同潜力区提出不同挖潜策略，为该油田下一步剩余油精细挖潜提供方向。

X油田构造为被断层复杂化的短轴背斜构造，油藏类型以断层－背斜油藏为主。

沉积体系由水道与水道边缘相、河道间相、近端浊积相、远端浊积相及半深湖相组成。

不同油组的砂体来源方向不同，岩性主要以含砾细砂岩为主，以含砾中砂岩、砾状中－细砂岩为辅。

储层物性较差，局部物性较好。

平均渗透率0.715μm2，平均孔隙度19.7%。

各油组油水界面参差不齐，又由于含油面积小的油砂体较多，油层纵向叠合性很差。

目前该油田综合含水94.2%，采出程度38.6%，属于“双高”开发单元。

应用角点网格建立X油田数值模拟模型，平面网格15m×15m。

纵向按油组划分为31个层位，其中有效层位26个，隔夹层5个，形成了一个186×122×31的网格系统，网格节点703452个，其中活网格284624个，见图1所示。

全区储量误差率为0.27%，油组地质储量拟误差率控制在0.20%～2.61%范围内，全区含水拟合主要通过微调相渗曲线、渗透率、传导率及边底水能量大小等参数，使整体产水量、产油量和产液量与实际趋于一致，全区绝对误差率为0.29%。

单井拟合主要调整井附近渗透率、产液指数等参数，单井拟合误差率控制在15%以内，单井拟合率为78%。

以上拟合达到历史拟合要求，并为后期剩余油分析及方案预测奠定很好基础。

由相对渗透率曲线转换出的分流曲线，可将油藏内部各点的剩余油饱和度值换算成含水率，即可得含水率分布模型。

针对“双高”阶段剩余油分布特点，笔者给出不同水淹级别划分标准，如表1所示。

X油田各开发单元储层特征和注采井网完善程度不同，导致局部区域存在剩余油饱和度高值。

靠近西南部边水处剩余油饱和度值偏低，靠近东北部构造高点处剩余油饱和度值偏高。

平面上剩余油饱和度高值主要位于微构造高点、油水界面附近、井间分流区、砂岩尖灭区和小油砂体。

纵向上含油饱和度高值主要位于微构造高点及砂体尖灭区。

如表2所示。

X油田剩余地质储量见表3，剩余油主要集中在中、强水淹区域，为下一步挖潜目标。

平面剩余油分布受控于地质和井网两大因素。

地质因素主要是指储层的非均质性、构造形态、断层及断层分割所造成的不连通性等，是注水开发过程中影响油水运动规律的主要因素。

井网因素主要指注采系统、井网完善程度、注采强度等。

井网完善程度和其对地质因素的适应程度，决定了剩余油富集区的分布位置和富集程度。

剩余地质储量平面分布特征统计表如表4所示。

X油田属于复杂断块油藏，剩余油富集的有利地带主要集中在断层附近、油层的边角地带和微构造高部位。

储层特性具有较强的非均质性，且多数厚油层都属于复合韵律沉积，使得开发后期的剩余油分布更加复杂。

在沉积微相上主要分布在物性相对较差的近端浊积微相及受断层和微构造影响的水道与水道边缘微相前缘的局部区域。

X油田井网不完善及射孔不完善致使储量得不到充分动用，形成剩余油滞留区。

油井纵向为多层合采，由于各油层物性的差别，在同一生产压差下，一般低渗透层动用较差或不动用，形成剩余油富集区。

井网对小型油砂体控制较差，形成剩余油富集区。

各油组层间采出程度差异大，开发不均衡。

主力层平均采出程度42.2%，最高值为50.8%，非主力层平均采出程度34.3%，最低值为12.1%。

主力层物性相近，渗透率级差小于1.46，层间非均质性较弱，且井网比较完善，各油组水驱均匀，采出程度较高（34.4%～50.8%）。

主力层地质储量基数大（（11～40）×104t），剩余地质储量相对较多（（6～24）×104t），主力层地质储量占总地质储量的59.6%，而主力层剩余地质储量占总剩余地质储量的56.3%，剩余地质储量丰度及剩余可动油储量丰度较高。

所以主力层仍是下一步挖潜重点。

非主力层层间非均质性较强，渗透率级差均大于3.28，局部井网不完善。

除个别采出程度高的非主力层外，其他非主力层采出程度较低（12.1%～28.2%）。

非主力层剩余地质储量相对较少（（1.5～8）×104t），占总剩余地质储量的43.7%，剩余地质储量丰度及剩余可动油储量丰度较低。

但个别非主力层剩余可动油较高，可作为下一步挖潜重点。

采用综合含水和采出程度联合评价方法，能够确定不同潜力区分布形式和集中程度的量化指标，可系统地对潜力区进行综合评价。

以X油田目前综合含水率和采出程度为标准，将评价指标划分为4类，见表5。

依据划分标准，以不同油组为目标，绘制综合含水率与采出程度交汇图，如图2所示。

以往学者［8］以油组为单位进行分类统计评价，但该方法已经不能满足“双高”阶段油田的剩余油挖潜需要。

为了从根本上对“双高”阶段油田的剩余油进行定量表征，对剩余油进行精细挖潜，需要对不同油组剩余油潜力进行更加精细的刻画。

笔者以同一油组不同水淹级别进行精细刻画，进一步判断不同潜力区的类型。

按照综合评价分析方法进行分类统计，结果表明，剩余地质储量主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区，占总剩余地质储量的68%。

虽然Ⅰ类剩余地质储量多，但因地质储量基数大，采出程度高，不是下一步开发重点。

具体如表6所示。

针对X油田4类潜力区提出具体措施，通过综合挖潜措施可以进一步提高采收率，分述如下：1）Ⅰ类潜力区——高含水、高采出程度开发单元该潜力区综合含水高、采出程度高，属于“双高”开发单元。

该开发单元水驱效果明显，后续挖潜空间不大。

为更好地调整挖潜该区域，应结合经济政策界限，优化合理井网方式、井距、采液速度。

针对剩余油分布规律调整注采井网进行开发调整。

2）Ⅱ类潜力区——高含水、低采出程度开发单元该潜力区动用程度相对较低，综合含水高，水淹严重。

一般是由于储层物性相对较差，非均质性严重，存在高渗条带，注入水多数沿高渗带突进，使个别储层未动用或者动用较差，导致水驱开发效果很差。

因采出程度低，是下一步挖潜重点。

可通过增加油井受效方向，完善注采井网、改变液流方向、调剖、堵水等措施扩大波及系数，提高采收率。

3）Ⅲ类潜力区——低含水、低采出程度开发单元该潜力区综合含水与采出程度都低，属于“双低”开发单元。

该开发单元主要位于边角部位及东部储层物性较差、动用程度低和井网不完善等区域，具有很大挖潜空间。

根据剩余油分布特点部署调整井，东部上倾部位依据经济技术界限成果，采用小井距加密方法完善局部边角部位及小油砂体注采井网。

4）Ⅳ类潜力区——低含水、高采出程度开发单元由于动用程度较高，而综合含水仍然保持在一个相对较低的水平，一般该类区域物性比较好，水驱开发效果好。

该潜力区的油组少，不是挖潜的主要目标。

该类潜力区在考虑地层能量和经济指标的情况下，可通过增加注水井的注入量和采油井的排液量等方法来进一步提高原油采收率。

1）针对“双高”阶段剩余油分布特点，给出不同水淹级别划分标准，针对不同水淹级别，对X油田剩余油进行评价。

该油田各油组储层特征和注采井网完善程度不同，导致局部区域存在剩余油饱和度高值。

全油田整体趋势是靠近西南部边水处剩余油饱和度值偏低，靠近东北部构造高点处剩余油饱和度值偏高。

2）各油组层间采出程度差异大，开发不均衡。

主力层采出程度高，剩余地质储量相对较多，主力层仍是下一步挖潜重点。

非主力层采出程度不均匀，剩余地质储量相对较少，但个别非主力层剩余可动油较高，也可作为下一步挖潜重点。

3）建立了剩余油潜力区综合评价方法，以每个油组平均开发指标和同一油组不同水淹程度为研究对象，找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区。

并针对不同潜力区提出不同挖潜策略，为该油田下一步剩余油精细挖潜提供方向。

【相关文献】［1］顾岱鸿，何顺利.特高含水期油田剩余油分布研究［J］.断块油气田，2004，11（6）：37～39.［2］林承焰.剩余油的形成与分布［M］.东营：中国石油大学出版社，2000.［3］冯仁鹏，何同均，周兴，等.文中老三块高含水后期剩余油研究及挖潜［J］.重庆科技学院学报（自然科学版），2009，5（6）：55～57.［4］Hammershaimb E C.Recovery efficiency of enhanced oil recovery methods：A review of significant field tests［J］.SPE12114，1983.［5］Nick P V，Valenti R M，Koederitz L F.A unified theory on residual oil saturation and irreducible water saturation［J］.SPE77545，2002.［6］方宏长，冯明生.中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向［J］.石油勘探与开发，1999，26（1）：40～43.［7］张新征，张烈辉，熊钰，等.高含水油田开发效果评价方法及应用研究［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（3）：48～50.［8］李玉梅.水驱砂岩油藏高含水期剩余油综合潜力评价方法研究［D］.成都：西南石油学院，2003.。