摘要：受油水井井況差、儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重以及邊底水侵入等因素影響， A區(qū)塊注水開發(fā)效果差，剩余油分布規(guī)律認(rèn)識不清，為此開展剩余油分布特征研究，明確6種剩余油分布類型，提出分層開發(fā)思路，取得較好效果，階段累增油2.82萬噸，為下步深化部署奠定基礎(chǔ)。

主題詞：剩余油分布規(guī)律? ?挖潛對策? ?技術(shù)研究

1.概況

A區(qū)塊油藏類型為層狀邊底水油層，屬于扇三角洲沉積體系，整體構(gòu)造形態(tài)為兩條北東向斷層夾持的單斜構(gòu)造，平面上由東向西分布6個小斷塊，主力開發(fā)目的層為蓮花油層，目前采用注水開發(fā)，注水井35口，開井20口，油井105口，開井80口，日產(chǎn)液量1310方，日產(chǎn)油量120噸，綜合含水90.8%，采油速度僅0.18%。

2.開發(fā)中存在問題

2.1油水井井況差，注采井網(wǎng)完善程度低

受開發(fā)年限長、作業(yè)頻繁以及出砂嚴(yán)重等因素，區(qū)塊共有12口注水井、30口油井停產(chǎn)關(guān)井，導(dǎo)致原反九點法面積注采井網(wǎng)被破壞，實際注采井?dāng)?shù)比1：4，水驅(qū)儲量控制程度僅68.5%。

2.2注采井間存在優(yōu)勢通道，注入水無效循環(huán)

受儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重、注水參數(shù)不合理以及油水粘度比大等因素影響，注入水沿高滲層突進，直接從油井采出，形成無效水循環(huán)。A區(qū)塊注水井總射孔厚度1058.5m，吸水厚度643.6m，水驅(qū)儲量動用程度僅60.8%。

2.3油水關(guān)系復(fù)雜，剩余油分布規(guī)律認(rèn)識不清

通過上面分析，A區(qū)塊長期注水開發(fā)，平面上注采井網(wǎng)欠完善，存在水竄通道，縱向上層多且吸水不均，各小層水淹情況難以識別，加上邊底水侵入，難以刻畫剩余油分布規(guī)律，影響開發(fā)調(diào)整和措施挖潛。

3.剩余油分布特征研究

根據(jù)各斷塊構(gòu)造、沉積和儲層發(fā)育特征，結(jié)合油水井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)、動態(tài)監(jiān)測資料等，動靜結(jié)合，以注水井組為中心，逐步分析單井-井組-區(qū)域-斷塊水淹情況，明確剩余油分布規(guī)律，主要有以下六種類型。

（1）注采井網(wǎng)不完善型

因油水井井況存在問題，導(dǎo)致局部注采井網(wǎng)欠完善影響，形成有注無采或有采無注現(xiàn)象，導(dǎo)致儲量無法有效動用，剩余油富集。

（2）注采井間滯留型

因注水井與生產(chǎn)井之間存在采出程度、物性、地層壓力、注采井距等差異性，導(dǎo)致注入水波及不均，剩余油富集。

（3）構(gòu)造控制型

因構(gòu)造因素形成的剩余油，如構(gòu)造高點位置、斷層一側(cè)遮擋區(qū)、砂體尖滅邊緣區(qū)域，注入水難以波及形成“禁水區(qū)”，或者注采井網(wǎng)難以控制而剩余油富集。

（4）主河道砂體邊部滯留型

主河道砂體厚度大，儲層物性好，油井產(chǎn)能高，注入水易沿主河道快速推進，河道邊緣、河口壩等部位注入水波及狀況差，導(dǎo)致剩余油富集。

（5）層間干擾型

受儲層非均質(zhì)性影響，多個小層合采合注時，各小層吸水或產(chǎn)液嚴(yán)重不均，層間干擾嚴(yán)重，弱吸水層或低產(chǎn)液層所控制儲量動用狀況差，剩余油富集。

4.挖潛對策研究

4.1儲層潛力評價，細分開發(fā)單元

A區(qū)塊縱向上發(fā)育多套小層，根據(jù)小層厚度、儲層物性、沉積相帶、連通性以及水淹程度等參數(shù)建立儲層潛力評價標(biāo)準(zhǔn)，細分為I、II、III類儲層，其中I類儲層潛力最大，II類次之，III類基本為差油層或低產(chǎn)油層，暫不動用，做為后其接替儲量，具體見表1。

4.2細分開發(fā)單元，優(yōu)化治理對策

在細分開發(fā)單元基礎(chǔ)上，為減少層間干擾，充分動用各小層剩余可采儲量，分兩套井網(wǎng)實施開發(fā)，I類儲層采用直平組合注水開發(fā)，即直井注水、水平井采油，直井可利用原注采井網(wǎng)內(nèi)注水井，但水平井生產(chǎn)層位必須采用分層注水工藝實施單獨注水，確保水平井產(chǎn)量穩(wěn)定;II類儲層輔以深部調(diào)驅(qū)手段，繼續(xù)實施注水開發(fā)，通過部署新井、老井側(cè)鉆、轉(zhuǎn)注、油井互換、以及配套使用細分注水工藝技術(shù)，完善注采系統(tǒng)，為深部調(diào)驅(qū)順利實施奠定基礎(chǔ)。

4.3整體規(guī)劃部署

通過上述分析，開展先導(dǎo)試驗，優(yōu)先在I類儲層部署3口水平井，水平段設(shè)計長度200～250m，水平井排液150m，直平組合注采井距200m，注水井在B點附近成45°注水;II類型儲層優(yōu)先實施2個深部調(diào)驅(qū)井組，調(diào)驅(qū)劑為弱凝膠體系，分三個段塞注入，注入體積為0.15PV。

5實施效果

至2020年12月，3口水平井全部投產(chǎn)，平均油層鉆遇率94.6%，平均單井初期日產(chǎn)油25.2噸，目前日產(chǎn)油穩(wěn)定在15.6噸，5口注水井實施直平組合注水，確定水平井產(chǎn)量穩(wěn)定，階段累增油2.5萬噸。2個調(diào)驅(qū)井組效果顯著，注水壓力由5.0MPa上升至8.5MPa，提高水驅(qū)儲量動用程度20.8%，日增油12噸，含水下降8.5%，階段累增油0.32萬噸，下步計劃繼續(xù)部署水平井5口，新增深部調(diào)驅(qū)井組3個，預(yù)計增加可采儲量8.0萬噸。

5結(jié)論

（1）受油水井井況差、儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重以及邊底水侵入等因素影響， A區(qū)塊注水開發(fā)差，剩余油分布規(guī)律認(rèn)識不清，導(dǎo)致開發(fā)效果差，采油速度低。

（2）開展剩余油分布特征研究，明確剩余油分布6種類型，為開發(fā)調(diào)整奠定基礎(chǔ)。

（3）在細分開發(fā)單元基礎(chǔ)上，建立分層開發(fā)思路，指導(dǎo)實施3口水平井、2個深部調(diào)驅(qū)實施，取得較好效果，階段累增油2.82萬噸。

參考文獻：

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[2] 陳歡慶.油田開發(fā)中后期精細油藏描述研究內(nèi)容特征[J]. 中國石油勘探. 2018（03）.

作者簡介：張曉華，男，1984年10月出生，漢族，工程師，2008年畢業(yè)東北石油大學(xué)，現(xiàn)于遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院合作勘探開發(fā)所從事地質(zhì)開發(fā)工作。

中油遼河油田公司? 遼寧? 盤錦? 124010