鄭 奎，卜廣平，劉吉斌，吳育鵬，何汶鍶

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田A21區(qū)塊長(zhǎng)2油藏屬三角洲平原沉積，枝狀分流河道發(fā)育，主要儲(chǔ)集砂體為分流河道；構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶上，主要表現(xiàn)為平緩的西傾單斜，在單斜背景上發(fā)育東西向低幅度排狀鼻狀隆起，對(duì)油氣成藏有重要的控制作用，且各個(gè)小層構(gòu)造在縱向上具有較好的繼承性；儲(chǔ)層表現(xiàn)為中孔、低滲特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層平均孔隙度16.7%，平均滲透率 3.92×10-3μm2。

1 存在的主要矛盾

（1）油藏處于中含水期，含水上升速度加快試驗(yàn)區(qū)通過(guò)含水與采出程度圖關(guān)系表明，當(dāng)采出程度大于9.0%，含水達(dá)到47%后，曲線斜率增大，油藏進(jìn)入含水快速上升期；當(dāng)采出程度大于11.4%，該區(qū)含水大幅上升，開(kāi)發(fā)效果變差，加密調(diào)整前綜合含水已達(dá)到60.0%。

（2）水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低，剩余油難動(dòng)用，試驗(yàn)油層較厚，但打開(kāi)程度相對(duì)較低，導(dǎo)致水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，全區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度僅43.3%，與同類油藏對(duì)比，剩余油潛力大。

（3）邊底水活躍，控水穩(wěn)油難，油藏邊底水發(fā)育，開(kāi)發(fā)過(guò)程中因局部產(chǎn)液強(qiáng)度較大以及局部地層能量保持水平低，部分井因底水錐進(jìn)及邊水推進(jìn)導(dǎo)致油井含水上升，后期控水穩(wěn)油難度增大。

2 剩余油分布規(guī)律研究

2.1 油水界面及含油飽和度變化情況

試驗(yàn)區(qū)自2001年開(kāi)始規(guī)模開(kāi)發(fā)，開(kāi)發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)，為了解該區(qū)剩余油及油水界面變化情況，2013年在該區(qū)更新套破井8口，通過(guò)套破井與更新井測(cè)井資料對(duì)比油水井界面及含油飽和度變化情況，來(lái)研究該區(qū)剩余油情況及潛力分析。

通過(guò)8口套破井測(cè)井資料（見(jiàn)表1），油藏開(kāi)發(fā)初期平均油層厚度12.6 m，含油飽和度52.7%，油水界面-240 m；8口井經(jīng)11.2年的開(kāi)采，平均單井采出1.89萬(wàn)噸原油，目前含油飽和度為44.3%，含油飽和度下降8.4%，油水界面上升至-236.0 m，油水界面上升4.0 m。

H40-14井2002年投產(chǎn)，累計(jì)生產(chǎn)11.3年，累計(jì)產(chǎn)油2.46萬(wàn)噸，通過(guò)更新井與原井測(cè)井資料對(duì)比，該井油水界面明顯抬升，上升了6.0 m（見(jiàn)圖1），且油層段含油飽和度下降5.6%，下降明顯。但剩余油飽和度較高，后期開(kāi)發(fā)潛力仍較大。

通過(guò)資料對(duì)比發(fā)現(xiàn)，試驗(yàn)區(qū)油水界面明顯上升，因油藏受構(gòu)造影響，導(dǎo)致各單井上升速度不同，無(wú)統(tǒng)一的油水界面；根據(jù)剩余油飽和度統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)含油飽和度明顯下降，但大部分井剩余油飽和度較高，后期開(kāi)發(fā)潛力大。

圖1 H40-14井更新前后測(cè)井對(duì)比圖

2.2 剩余油分布規(guī)律

2.2.1 儲(chǔ)量計(jì)算 本次主要通過(guò)容積法計(jì)算試驗(yàn)區(qū)的地質(zhì)儲(chǔ)量。容積法計(jì)算儲(chǔ)量：

式中：N 為地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；A 為含油面積，km2；he為平均有效厚度，m；Φe為平均有效孔隙度，1；Soi為平均原始含油飽和度，1；ρ0為平均地面脫氣原油密度，（t/m3）；Boi為平均地層原油體積系數(shù)，1。

本次計(jì)算中，A取值 9.1 km2；he取值 12.5 m；Φe取值 16.74%；Soi取值 52.0%；ρ0取值 0.852；Boi取值1.112。通過(guò)計(jì)算，試驗(yàn)區(qū)長(zhǎng)2油藏地質(zhì)儲(chǔ)量為758.4萬(wàn)噸。

表1 胡尖山油田A21區(qū)長(zhǎng)2油藏采油井更新前后參數(shù)對(duì)比表

2.2.2 剩余油分析 本次選用三維三相黑油模型進(jìn)行數(shù)值模擬來(lái)研究剩余油分布。通過(guò)研究表明，主力層剩余油主要分布在中、西部構(gòu)造較高部位，井間部位連片性富集，底水錐進(jìn)不明顯。

微構(gòu)造高點(diǎn)控制了剩余油的分布，剩余油豐度高地區(qū)總是在鼻狀隆起或微構(gòu)造高點(diǎn)附近；其次分流河道側(cè)翼微相帶是剩余油豐度較高地區(qū)[3]；構(gòu)造的高部位與河道中心相帶相結(jié)合同時(shí)注采井網(wǎng)又控制不到的地區(qū)，水淹程度低，易形成剩余油富集；Ⅲ類、Ⅳ類流動(dòng)單元分布的井組是剩余油飽和度相對(duì)富集的區(qū)域。

3 加密調(diào)整部署及實(shí)施效果

3.1 加密調(diào)整指導(dǎo)思想及原則

針對(duì)油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在的問(wèn)題，結(jié)合剩余油分布規(guī)律研究結(jié)果，通過(guò)加密，充分動(dòng)用剩余油富集區(qū)，提高油田開(kāi)發(fā)水平，最大可能地挖潛剩余油，從而提高油田最終采收率。

部署加密井網(wǎng)時(shí)，選擇在剩余地質(zhì)儲(chǔ)量及剩余油豐度高處部署井網(wǎng)，研究區(qū)剩余油豐度高地區(qū)總是在鼻狀隆起或微構(gòu)造高點(diǎn)附近，與河道中心相帶相結(jié)合同時(shí)注采井網(wǎng)又控制不到的地區(qū)，因此加密井盡量布在原采油井中間，盡量避免新布油井在原油水井之間的注入水主流線上。

3.2 井網(wǎng)優(yōu)化及加密部署

加密區(qū)井網(wǎng)設(shè)計(jì)主要考慮以下幾個(gè)方面：在剩余油富集區(qū)進(jìn)行部署；單井可采儲(chǔ)量及對(duì)周圍已有油井的影響；形成完善的注采井網(wǎng)，注采對(duì)應(yīng)，同時(shí)考慮后期井網(wǎng)調(diào)整。

圖2 井網(wǎng)調(diào)整示意圖

結(jié)合研究區(qū)開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)，考慮井網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)整的靈活性，多種經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算表明，排狀布井方式最好。在井網(wǎng)轉(zhuǎn)換方式論證的基礎(chǔ)上，結(jié)合該區(qū)剩余油分布特點(diǎn)，確定試驗(yàn)區(qū)的加密調(diào)整形式為油井間加密（見(jiàn)圖2）。該井網(wǎng)主要考慮后期二次排狀布井做準(zhǔn)備，油井間加密后配合后期轉(zhuǎn)注，形成排狀注水井網(wǎng)。

3.3 實(shí)施效果分析

試驗(yàn)區(qū)于2013年8月開(kāi)始實(shí)施調(diào)整，10月全部投產(chǎn)，平均單井油層厚度12.1 m，以中低含水為主，經(jīng)過(guò)7個(gè)月的生產(chǎn)，加密區(qū)日產(chǎn)油水平上升了112 t，綜合含水穩(wěn)定，取得良好的效果。投產(chǎn)加密采油井19口，初期平均單井日產(chǎn)液8.65 m3，單井產(chǎn)能3.98 t，綜合含水46.1%，單井產(chǎn)能高，開(kāi)發(fā)效果好；通過(guò)加密區(qū)加強(qiáng)注水，加密井投產(chǎn)4個(gè)月后，目前平均單井日產(chǎn)液8.68 m3，單井產(chǎn)能4.34 t，綜合含水40.7%。與投產(chǎn)初期相比，單井產(chǎn)能上升0.36 t，綜合含水下降5.5%，加密井開(kāi)發(fā)效果顯著。

加密區(qū)純老井產(chǎn)量穩(wěn)中有升，從2013年6月的181 t上升至目前的211 t，平均單井日產(chǎn)液10.13 m3上升至目前的10.62 m3，單井日產(chǎn)油3.48 t上升至3.57 t，綜合含水穩(wěn)定在60.0%左右，開(kāi)發(fā)效果良好。

3.3.1 采油速度變化 加密井以中低含水為主，降低了試驗(yàn)區(qū)綜合含水，提高了單井產(chǎn)能。試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)油由調(diào)整前的181 t上升到293 t，平均單井產(chǎn)能提高0.30 t，綜合含水由調(diào)整前的60.0%下降到56.0%，采油速度由0.87%上升至1.41%（見(jiàn)圖3），提高了0.54%。

圖3 加密區(qū)采油速度變化曲線

3.3.2 水驅(qū)指數(shù)分析 通過(guò)水驅(qū)指數(shù)與含水率曲線（見(jiàn)圖4）表明：全區(qū)水驅(qū)指數(shù)控制在1.10以內(nèi)，表明該區(qū)水驅(qū)油效率高，水驅(qū)效果良好，呈現(xiàn)樂(lè)觀狀態(tài)；通過(guò)加密調(diào)整后，綜合含水率較加密前下降3.7%；水驅(qū)指數(shù)由加密前的1.05下降至目前的1.03，說(shuō)明水驅(qū)效果變好。

3.3.3 采收率預(yù)測(cè) 利用童憲章導(dǎo)出的水驅(qū)曲線關(guān)系式：

根據(jù)含水與采出程度關(guān)系（見(jiàn)圖5）表明：加密區(qū)加密前開(kāi)發(fā)效果變差，含水上升速度快，通過(guò)加密調(diào)整，全區(qū)綜合含水下降，開(kāi)發(fā)效果變好，預(yù)計(jì)最終采收率提高2.5%。

圖4 水驅(qū)指數(shù)與含水率曲線

圖5 含水率與采出程度關(guān)系曲線

圖6 加密區(qū)甲型水驅(qū)特征曲線

利用水驅(qū)特征曲線法進(jìn)行預(yù)測(cè)。因試驗(yàn)區(qū)粘度為4.37 mPa·s，中粘（3～30 mPa·s）層狀油田推薦使用甲型水驅(qū)特征曲線[4]。水驅(qū)特征曲線法（見(jiàn)圖6），馬克西莫夫-童憲章甲型曲線表達(dá)式為：

其累積油與含水率關(guān)系式：

加密前a1=0.960 9；b1=0.009 3；當(dāng)fw=98%時(shí)：

Np=257.9×104t，采收率 ER=34.0%。

加密后a2=1.038 3；b1=0.008 5；當(dāng)fw=98%時(shí)：

可采儲(chǔ)量=277.7×104t，采收率ER=36.6%。

通過(guò)調(diào)整，預(yù)計(jì)試驗(yàn)區(qū)最終采收率提高2.6%，增加可采儲(chǔ)量19.8×104t。

4 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

（1）試驗(yàn)區(qū)微構(gòu)造高點(diǎn)控制了剩余油的分布，剩余油主要分布在構(gòu)造較高部位。

（2）通過(guò)井網(wǎng)調(diào)整，試驗(yàn)區(qū)采油速度明顯提高，油田開(kāi)發(fā)形勢(shì)變好。

（3）低滲透油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，在注水開(kāi)發(fā)中后期，通過(guò)加密調(diào)整，新增可采儲(chǔ)量效果顯著，是提高采收率的重要手段。

（4）試驗(yàn)區(qū)對(duì)老油田加密調(diào)整具有重要意義，通過(guò)加密井的部署與評(píng)價(jià)為今后的調(diào)整工作提供技術(shù)借鑒，下步建議在A21長(zhǎng)2油藏南部進(jìn)行合理加密調(diào)整，提高油田開(kāi)發(fā)水平。

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