張家良，許恩愛，夏國朝，鄭泰山，張菊芳

（中國石油大港油田分公司第三采油廠，河北滄縣061035）

目前，我國大多數(shù)注水油田已進入高含水、高采出程度開發(fā)后期，剩余油挖潛難度大，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻［1-4］。本文以黃驊坳陷孔店構造帶南端小集油田為例，通過對孔一段棗Ⅱ-棗Ⅳ三個油組進行精細油藏數(shù)值模擬研究，尋找剩余油分布規(guī)律與單砂體產(chǎn)能評價研究進行斷塊潛力挖掘。對可調(diào)整產(chǎn)能單元的單砂層一方面完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度；另一方面對水淹油層復查，提高油層利用程度；同時將分層注水與調(diào)剖封堵高滲透層，提高油層動用程度。通過制定合理的挖潛措施，提高復雜斷塊油藏剩余油挖潛，油田產(chǎn)量逐步上升，現(xiàn)日產(chǎn)油增加514 t。小集油田精細油藏數(shù)值模擬及挖潛措施對其他復雜斷塊剩余油挖潛具有一定的借鑒意義。

1 研究區(qū)概況

小集油田官979-官975斷塊位于黃驊坳陷孔店構造南端的小集構造中部，呈北東南西向展布的地壘，為構造-巖性油氣藏，主要含油層系為孔一段棗Ⅱ-棗Ⅳ三個油組，含油面積3.2 km2（圖1），占整個小集油田含油面積的25.7%，探明地質(zhì)儲量1138.27×104t［4-6］。研究區(qū)經(jīng)歷了全面投入開發(fā)產(chǎn)量上升、開發(fā)調(diào)整產(chǎn)量遞減及綜合治理產(chǎn)量回升等三個開發(fā)階段。2010年以來油田進入開發(fā)后期，主要面臨三個方面的問題：①高含水、高采出程度復雜斷塊，剩余油分布規(guī)律認識不清；②注采井網(wǎng)欠完善，影響了區(qū)塊開發(fā)水平的提高；③層間矛盾逐步加劇，油層動用程度下降。

圖1 小集油田官979-官975斷塊區(qū)塊構造

2 油藏數(shù)值模擬研究

油田開發(fā)后期研究的實質(zhì)就是剩余油分布規(guī)律及開采方法的研究［5-6］，小集油區(qū)開發(fā)單元為層狀單砂體，油層不存在脫氣現(xiàn)象，屬于低飽和壓力油藏，依靠人工注水和天然能量驅(qū)動兩種方式開發(fā)。本次研究采用Eclipse數(shù)值模擬軟件油水兩相黑油模擬器進行剩余油分布的研究［6-7］。

2.1 建立油藏數(shù)值模型

在油藏地質(zhì)模型研究的基礎上，從Petrel建模軟件中直接輸出粗化模型，縱向上以單砂體為單元，平面上網(wǎng)格大小約為20 m，其它高壓物性數(shù)據(jù)、相滲數(shù)據(jù)等直接應用該斷塊該層系實驗數(shù)據(jù)，時間單元以月為單位，確保模擬時能滿足因生產(chǎn)中層位和頻繁作業(yè)對時間步的要求。完成的3個斷塊，共模擬單砂體數(shù)38 個，涉及網(wǎng)格數(shù)3462 個，模擬井數(shù)120口，模擬時間856個月。

2.2 進行歷史擬合

針對復雜斷塊油藏此次油藏數(shù)值模擬擬合原則有三個方面：第一，逐井逐層分析注采關系及液流方向進行重點擬合；第二，對開采時間長、注采量大的井進行重點擬合；第三，重點對高含水開發(fā)后期進行歷史擬合［6-11］。

研究區(qū)全區(qū)壓力擬合合格率為79%，單井壓力擬合合格率為80%，擬合效果良好。全區(qū)壓力擬合基礎上進行研究區(qū)綜合含水擬合，初期全區(qū)綜合含水擬合由于生產(chǎn)情況不穩(wěn)定，擬合誤差較大70%，后期生產(chǎn)情況穩(wěn)定擬合誤差減低為1.1%。全區(qū)綜合含水擬合基礎上進行研究區(qū)單井含水擬合，單井含水擬合平均誤差為2.3%，擬合精度較高。生產(chǎn)歷史擬合是將數(shù)值模擬計算的開發(fā)動態(tài)與油田實際生產(chǎn)進行比較，依據(jù)油田實際資料，通過調(diào)整參數(shù)，使數(shù)值模擬動態(tài)與實際動態(tài)吻合，實現(xiàn)模擬動態(tài)能夠真正揭示剩余油分布的目的。

2.3 剩余油分布規(guī)律

（1）斷層遮擋作用形成的剩余油。油區(qū)內(nèi)各斷塊之間的斷層基本上都是封閉的，且斷層多為拉張性正斷層，斷層呈不同程度的上傾，從而形成水洗不到的區(qū)域，形成剩余油富集區(qū)［12-15］。另外，由于斷層的封隔遮擋作用，地下流體因不易流動而形成滯留區(qū)，這種區(qū)域的剩余油飽和度高。

（2）注采井網(wǎng)不完善形成的剩余油。研究區(qū)已進入高含水開發(fā)階段，但受復雜斷塊與河流相沉積儲層特點制約，部分斷塊注采井距偏大、注采連通程度低，現(xiàn)有井網(wǎng)難以實現(xiàn)有效水驅(qū)。同時，局部井網(wǎng)不完善以及套損套變等問題導致油井單方向受效，有采無注，甚至是無注無采區(qū)，不能形成有效注采關系，開發(fā)效果變差，致使油層得不到動用、注水見效差。

（3）層間差異形成的剩余油?？v向上由于沉積相帶差異，各砂體物性差異大，存在層間干擾，造成同一口井，物性差的層采出程度低，形成剩余油富集區(qū)。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，縱向上87.9%的剩余油仍主要集中在主力單砂體內(nèi)。因此，主力層層間剩余油仍是下步挖潛的主要方向。

3 綜合調(diào)整方案研究

由于小集油田屬復雜斷塊油藏，斷塊內(nèi)部斷層非常發(fā)育，儲層變化規(guī)律性差，因此，需要分步實施調(diào)整工作，邊實施邊總結邊完善邊調(diào)整，提高成功率。通過單砂體合理井網(wǎng)密度評價、單砂體產(chǎn)能評價及數(shù)值模擬技術潛力評價研究，確定可調(diào)整產(chǎn)能單元中的可采單元，通過老井措施與部署新井相結合，滾動增儲與產(chǎn)能建設相結合，以經(jīng)濟效益為中心，以最大限度提高水驅(qū)控制程度，提高最終采收率為目的。

3.1 單砂體合理井網(wǎng)密度評價

由前蘇聯(lián)學者謝爾卡喬夫提出井網(wǎng)密度與原油采收率的謝氏公式表明［16-17］，隨著井網(wǎng)不斷加密，最終采收率也將隨之增大，但油田開發(fā)投資必將增大，當增加采收率的產(chǎn)值與油田投資總額相等時的井網(wǎng)為極限井網(wǎng)密度，只有小于極限井網(wǎng)密度才為合理的井網(wǎng)密度。

應用極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度公式計算，通過曲線交匯可以計算出各砂層的合理井網(wǎng)密度，折算出合理井數(shù)，合理井數(shù)與實際井數(shù)差值越大，說明目前井網(wǎng)越不合理，儲量控制程度低，為潛力砂層，適合作進一步的加密調(diào)整［18］。根據(jù)合理井數(shù)與實際井數(shù)差值判別是否可以調(diào)整，合理井數(shù)和實際井數(shù)之差大于0，為可調(diào)整單砂層。

通過對官979-官975斷塊102個單砂體進行合理井網(wǎng)密度評價，可調(diào)整砂層個數(shù)為39個，占總砂體數(shù)38.2%，儲量為958.1×104t，占總地質(zhì)儲量的64.0%（表1）。

3.2 單砂體產(chǎn)能評價

由產(chǎn)能單元劃分結果經(jīng)濟評價表明內(nèi)部收益率為12%，經(jīng)濟上為合理，因此，定義單層日產(chǎn)大于1 t的井區(qū)為可調(diào)整產(chǎn)能單元，單層日產(chǎn)小于1 t的井區(qū)為不可調(diào)整產(chǎn)能單元。根據(jù)單砂層是否具有可調(diào)整產(chǎn)能單元劃分單砂層是否可調(diào)?？烧{(diào)整單砂層即井網(wǎng)密度評價具有可調(diào)整潛力的單砂層可調(diào)整潛力區(qū)具有可調(diào)整產(chǎn)能單元的單砂層。

官979-官975斷塊孔一段棗Ⅱ至棗Ⅳ油組多個井網(wǎng)密度評價具有潛力的單砂層，經(jīng)產(chǎn)能評價全部為產(chǎn)能評價的可調(diào)整單砂層，就單砂層而言，平面上產(chǎn)能高的井區(qū)主要分布斷塊北部斷層附近和南部部分井區(qū)，平面上分布差異較大（圖2）。

表1 單砂層井網(wǎng)密度潛力分析

圖2 官979-官975斷塊棗Ⅲ油組單砂層產(chǎn)能單元分布

3.3 數(shù)值模擬技術潛力評價

應用Eclipse數(shù)值模擬軟件，在油藏地質(zhì)模型研究的基礎上，縱向上以單砂層為單元，時間單元以月為單位，進行儲量擬合、油藏綜合含水的擬合、單井生產(chǎn)歷史擬合，形成壓力分布、剩余油飽和度分布、含水分布模型。根據(jù)剩余油飽和度大小劃分為可采單元和不可采單元。大部分單砂層井網(wǎng)完善的井區(qū)剩余油含油飽和度25%左右，但是未動井區(qū)含油飽和度接近原始含油飽和度，應用數(shù)值模擬技術無法縱向篩選潛力，只能作平面篩選。應用此方法對合理井網(wǎng)密度評價及產(chǎn)能評價得出的有利單砂層的平面有利區(qū)域進行評價，為可采單元的，確定為最終可調(diào)整潛力。

綜合評價確定如官938斷塊10個單砂層為下步調(diào)整的目標，各個單砂層均具有“四高一低”的特點，即剩余油含油面積高、地質(zhì)儲量高、單井產(chǎn)能高、砂體連通程度高、儲量控制程度低、采出程度低的特點（表2）。

4 實施工作與效果分析

本次研究應用油藏數(shù)值模擬研究成果、合理井網(wǎng)密度評價與單砂體產(chǎn)能評價分析，針對研究區(qū)剩余油分布規(guī)律，從以下三個方面開展工作：完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度；水淹油層復查，提高油層利用程度；分注調(diào)堵結合，提高油層動用程度。

4.1 新老井互補、疏密井結合，提高水驅(qū)控制程度

結合剩余油分布規(guī)律認識，采取新老井互補，疏密井結合來井網(wǎng)完善。針對官979斷塊剩余油富集區(qū)，實施水井更新6口，形成200 m 合理注采井距。針對于官938、官975斷塊剩余油分散區(qū)，實施水井更新4口，老井轉(zhuǎn)注4口、先期排液6口，形成290 m 合理注采井網(wǎng)。通過以上工作研究區(qū)雙多向受益率由40.5%上升至61.6%，水驅(qū)控制程度由2010年的72.8%上升至2011年85.3%。

表2 官938斷塊單砂層潛力分析表

4.2 水淹層復查、暫閉層利用，提高油層利用程度

隨著注水開發(fā)，油井含水升高，部分水淹層逐步成為挖潛層。通過擬合含水和注入孔隙體積倍數(shù)的關系式，預測水淹層補孔生產(chǎn)的含水情況，用定量法預測水淹層、暫閉層產(chǎn)水率與原生產(chǎn)層接近時，實施補孔減少層間干擾，最大限度發(fā)揮水淹層增產(chǎn)作用，研究區(qū)通過此類措施油層利用程度由86.1%提高到89.4%。

4.3 早期分注、后期封堵，提高油層動用程度

隨著注水開發(fā)的深入，油層可動用程度降低。結合對儲層特征認識，以注水專項治理為依托，實施早期分層注水，后期封堵高滲透層減少層間矛盾。經(jīng)過治理后研究區(qū)油層動用程度由40.1%提高到62.7%。

通過對剩余油分布規(guī)律的研究及措施制定，將研究區(qū)開發(fā)水平從二級提升到一級，日產(chǎn)油水平由98.1 t上升至141 t，含水上升率從1.32%降低至0.78%，預測水驅(qū)采收率從38.7%提高到42.2%，單井日產(chǎn)油遞減幅度從11.3%下降至2.8%，實現(xiàn)了油田的穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)。

5 結論

（1）以單砂體為單元建立油藏地質(zhì)模型，通過全區(qū)及單井壓力擬合、綜合含水擬合證實官979-官975 斷塊所建立的油藏地質(zhì)模型具有較強的可靠性，實現(xiàn)了模擬動態(tài)真正揭示剩余油分布的目的。

（2）精細油藏數(shù)值模擬研究表明，黃驊坳陷小集油田官979-官975斷塊油藏剩余油主要分布于斷層遮擋區(qū)、注采井網(wǎng)不完善區(qū)以及層間差異造成的剩余油分布區(qū)，剩余油集中分布在主力層系單砂體中。

（3）綜合調(diào)整方案通過單砂體合理井網(wǎng)密度評價、單砂體產(chǎn)能評價及數(shù)值模擬技術潛力評價研究，即應用極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度曲線交匯，識別單砂體中的可調(diào)整砂體，依據(jù)可調(diào)整砂體的分布范圍建立可調(diào)整產(chǎn)能單元，通過剩余油飽和度劃分可調(diào)整產(chǎn)能單元中的可采單元。

（4）通過采取新老井互補、疏密井結合；水淹層復查、暫閉層利用；早期分注、后期封堵幾方面措施的制定，提高了研究區(qū)水驅(qū)控制程度、油層利用程度及油層動用程度，有效地指導了油田開發(fā)方案調(diào)整與優(yōu)化。

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