多层状高含水油藏剩余油潜力分析

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[摘 要]我国陆相主力油田已陆续进入高-特高含水、高采出程度的开发阶段，老井产量持续递减，措施井、新井效益持续下降。围绕“有质量、有效益、可持续”的发展方针，股份公司对老油田产能建设与经济效益提出了更高要求。中国石油80%的产量来自水驱开发，由于陆相储层纵向和平面非均质性严重，使得水驱开发过程中面临许许多多的难题。特高含水期油田控水、控递减、有效提高水驱采收率这些都是世界性难题，可借鉴技术少，故需要对储层精细结构、注采结构精细调控等共性关键技术开展攻关研究。

中图分类号：TE327 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0028-01

1 前言

我国90%以上的油田采用注水方法开发，而东部主力油田大部分已进入高含水阶段，此时油层中的油水分布变得极为复杂，剩余油分布类型多样，为了提高油田采收率，应研究多层状高含水时期剩余油分布特征。

2 国内外研究存在的问题

不同类型储层构型模式与表征技术需深化，因为储层非均质性是影响多层状特高含水期油田开发效果的主要内在因素，井间砂体预测及不同类型砂体内部非均质性描述难度大。包括：高弯、低弯水上分流河道井间砂体边界刻画；顺直窄小及水下分流河道宽度小于100米，井网控制不住，井间砂体走向及边界预测难；不同类型分流河道砂体内部夹层构型模式研究处于初始阶段。砾岩储层构型单元的成因识别与划分；砾岩储层构型单元与夹层组合配置；砾岩储层孔隙结构成因与描述预测。

剩余油分布预测技术尚不满足挖潜需要，剩余油分布综合预测应用技术待发展。大型构造油藏和复杂断块油藏特高含水期三大矛盾更加突出：纵向上不同渗透率油层流度差异变大，平面上不同方向的分水量差异明显，层内注入水沿高渗透部位突进，剩余油定量预测难度大，“特高含水期水驱规律和剩余油综合预测技术”需要深化。

注采结构精细调整工作量大、难度大，注采结构优化调整技术有待发展。大型构造油藏均匀加密调整方法实现经济有效调整面临挑战，长垣水驱低成本注采结构有效调整技术储备不足。厚油层层内产吸剖面调整与液流方向的改变、薄差油层平面注采结构的调整、增产增注以及层系组合是影响开发效果的主要因素，但是由于油层数量多，井网密度大，加上三大矛盾突出，针对不同油层的挖潜措施和注采关系的整体协调优化难度大。断块油藏断层多、砂体小、套损套变井比例高，无注无采、有注无采、有采无注单砂体数量较多，水驱储量控制程度偏低。纵向上含油井段长、砂体层数多，开发层系粗放，分注率低，层间动用差异大，以单砂体刻画为基础的层系井网重组难度大。

3 多层状高含水剩余油开采分析

在特高含水油田井网加密、挖潜措施整体效果不断变差的现状下，在储层非均质性和剩余油研究基础上，深化“二次开发”技术内涵，通过深化储层建筑结构表征技术，提高储层非均质描述理论技术，剖析剩余油控制因素。改进剩余油分布综合预测应用技术，实现定量化评价层间、层内和平面剩余油潜力。通过完善单砂体刻画和剩余油潜力为基础的注采结构精细调整，总体控制储层的非均质性充分挖掘厚油层层内剩余油潜力，有效克服薄差油层层间和平面矛盾，提高水驱采收率。

研究典型区块的地质特征，包括构造，储层及物性以及储量等。分析开采特征包括层系井网演化过程，不同加密井网对应的油田含水、采出程度以及加密后的井网密度。研究主要的开发指标现状以及油田开发存在的问题。分析典型井组剩余油潜力，针对典型油层水驱机理数值模拟研究，并对多层状高含水油藏主要开发调整潜力进行分析，最后研究多层状高含水油藏水驱调整对策及开发效果。

4 结论

多层状特高含水期剩余油分布形态多样，开发研究时面临以下问题：（1）不同类型剩余油挖潜对策及其水驱规律研究需要深化，同时局部注采关系不完善，需要有效提高采收率的注采结构优化调控技术。（2）薄差储层吸水厚度比例呈逐年下降趋势，需要发展完善提高油层动用程度技术。（3）调整区套损严重，影响了开发效果。针对这些问题，研究主要的开发指标现状以及油田开发存在的问题，分析典型井组剩余油潜力，对典型油层水驱机理数值模拟研究，并对多层状高含水油藏主要开发调整潜力进行分析，最后研究多层状高含水油藏水驱调整对策及开发效果。

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