高含水后期剩余油分布控制因素与挖潜对策

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1、高含水后期剩余油分布控制因素与挖潜对策高含水后期剩余油分布控制因素与挖潜对策摘耍油田经过多年的注水开发，目前已进入高含水开发后。理论测算采收率48%,仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。关键词高含水剩余油分布控制因素开发措施中图分类号：TE327文献标识码：A油田经过多年的高速开发，地下剩余油在空间上呈高度分散状态,利用目前较为丰富的动静态资料结合精细油藏描述技术进行剩余油分布规律的分析研究，以指导今后的油藏挖潜显得更为必

2、耍和迫切。本文利用油田近几年来的新井测井资料、动态监测以及生产等各种动静态资料，对目前高含水期的剩余油影响因素及分布规律进行了分析和探讨，为油田扩大注水波及体积，提高储量的动用程度提供了挖潜方向。1高含水油藏剩余油分布控制因索1.1平面剩余油主控因素及分布特征（1）内部低序级断层是控制平面剩余油分布的主要因素，在断层遮挡作用下，断层附近、断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。以某块为例，2013年通过精细地质研究发现在断块腰部有一条落差仅2米左右的微断层存在。数模结果显示受微断层遮挡，断层东北部地区注水不受效，储量动用程度差，剩余油较富集。新井生产情况进一步验证了微断层的控油作用。（2

3、）地层倾角控制断块油藏平面剩余油分布。整装油藏储层较平缓倾角小，一般仅1-2o,断块油藏地层倾角一般为5-15o,部分断块20o以上。地层倾角较大时，受重力作用，构造低部位形成水驱优势通道，水驱波及程度高，水淹程度高，构造高部位非优势通道区域水驱波及范围小，加之油气向上运移，构造高部位剩余油较富集。数模各小层剩余含油饱和度图显示各层构造高部位剩余油富集程度均高于构造腰部及低部位。（3）对于边底水能量较强的块状厚层，油藏平面剩余油主要受储层韵律性控制。正韵律厚层底部水窜严重，注入水形成无功循环，油层顶部无论是构造高部位还是低部位，剩余油均较富集，底部水淹严重。数值模拟显示正韵律油层顶部剩余油整

4、体富集，密闭取心井资料显示顶部仍有38.3%的厚度驱油效率低于40%,进一步验证了正韵律层构造腰部及低部位油层顶部剩余油仍较富集。（4）对于边底水能量较弱的层状薄层，油藏平面剩余油主要受井网形式控制。注入水受井距、产液强度、平面非均质性等因素影响，沿压降较大的优势通道水淹严重，非优势通道滞留区剩余油较富集。非注水主流线位置，测井曲线显示水淹严重，而低部位井位于注水非优势通道位置，测井解释为纯油层，补孔生产综合含水仅28.9%,说明构造相对低部位非优势通道区仍有剩余油富集，水井排非主流线的井间滞留区剩余油较富集。1.2纵向剩余油主控因素及分布特征油藏的复杂性主要表现在平面断层发育，纵向上的差杲

5、大。（1）层间剩余油主控因素及分布特征。控制层间剩余油分布的最根木因素仍然是地层系数kh值差异，高kh值层驱油效率高，剩余含油饱和度低，低kh层驱油效率低，剩余油较富集，但是由于油藏纵向小层多，层间非均质性强，因此高含水阶段层间驱油效率相差倍数更大。统计含水级别在92%-95%的油藏密闭取心井资料，油藏驱油效率相差倍数在2.13-2.43之间，平均2.28,如整装油藏层间驱油效率相差倍数在1.14-1.54之间，平均1.33,断块油藏层间驱油效率相差倍数较整装油藏明显偏大。密闭取心井资料显示了同样规律，大部分储层为高渗厚层，kh值高，驱油效率高，微观剩余油呈珠状分布于粒间孔隙中，剩余含油饱和

6、度低，一般在20-40%之间；大部分储层为低渗薄层，kh值低，驱油效率低，微观剩余油呈浸染状分布于泥质杂基中，剩余含油饱和度高，一般在40%以上。（2）层内剩余油主控因素及分布特征。层内剩余油分布主要受层内韵律性的控制，正韵律层下部物性好，渗透率高，注入水沿底部高渗条带水窜，油层底部水淹严重，顶部水淹相对较轻，剩余油较富集。2高含水期改善开发效果的措施由于注水开发油田油层严重非均质性和受注采井网、注水方式、开釆历史等诸多因素影响，必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同，剩余油分布具有一定的差异。(1)改变液流方向扩大注入水波及体积。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、

7、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。(2)开展大面积周期注水。加大周期注水的力度，重点选择含水较高、油层性质较好的二、三类厚油层进行周期注水。对于平面上的剩余油，主要开展了周期注水和平面调整，对于顶部的剩余油，从补孔、压裂等优化措施入手。(3)在细分韵律层的基础上，建立韵律层井网，提高水驱动用状况