吳澤民，劉一倉(cāng)，王聯(lián)國(guó)，侯長(zhǎng)冰，康永梅

（1.西北大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，陜西西安 710075；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第十一采油廠，陜西西安 710018）

在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，部分區(qū)塊因油管腐蝕導(dǎo)致采油井無(wú)法正常生產(chǎn)，隨著腐蝕段的加劇無(wú)有效的隔采坐封位置，導(dǎo)致采油井附近剩余油富集[1，2]，在開(kāi)展油藏水驅(qū)規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，精細(xì)刻畫(huà)剩余油展布，部署更新、側(cè)鉆井，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量逐步動(dòng)用。本文從儲(chǔ)層微觀特征，油水井開(kāi)發(fā)規(guī)律入手，應(yīng)用微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、示蹤劑、水驅(qū)前緣等動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料成果，結(jié)合油水井生產(chǎn)資料，運(yùn)用容積法，對(duì)鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277區(qū)延10油藏水驅(qū)規(guī)律及剩余油分布特征進(jìn)行研究，為部署更新、側(cè)鉆井提供依據(jù)，提高區(qū)塊采收率。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部（見(jiàn)圖1），研究區(qū)由于三疊紀(jì)末的印支運(yùn)動(dòng)使盆地整體抬升，延長(zhǎng)組頂部遭受強(qiáng)烈風(fēng)化及河流侵蝕等地質(zhì)作用，形成溝壑縱橫、丘陵起伏的古地貌景觀，從而繼承性地沉積和發(fā)育延10油藏，受構(gòu)造控制，2009年開(kāi)始建產(chǎn)，以260 m×260 m正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，主要開(kāi)發(fā)延102層，平均砂層厚度6.4 m，平均滲透率為5.5 mD，平均孔隙度為13.6%，屬于中孔特低滲儲(chǔ)集層。

2 套損現(xiàn)狀

鎮(zhèn)277區(qū)受采出水高礦化度影響，腐蝕嚴(yán)重。目前全區(qū)開(kāi)井365口，套損油井113口，占采油井總井?dāng)?shù)30.9%，從工程測(cè)井顯示套損井74口，整體呈現(xiàn)出多處穿孔特征。

通過(guò)對(duì)74口工測(cè)資料對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)隨生產(chǎn)時(shí)間增加，井筒腐蝕加劇，穿孔段數(shù)逐年增加，隔采恢復(fù)率逐年降低，其中套損后生產(chǎn)5年以上井，平均隔采4.0次，產(chǎn)能恢復(fù)率僅11.2%，穿孔段數(shù)16處以上的10口井，產(chǎn)能恢復(fù)率僅12.2%。研究區(qū)套損井平均隔采周期4.1年，平均單井隔采2.3次，產(chǎn)能恢復(fù)率僅23.7%，套損井單井采出程度僅11.6%，平均采油半徑76 m，導(dǎo)致注采井網(wǎng)失衡，井間剩余油富集，區(qū)域儲(chǔ)量失控110×104t（見(jiàn)圖2～圖5，表1）。

3 儲(chǔ)層微觀剩余油分布特征

3.1 微觀滲流特征

砂巖微觀水驅(qū)油模型是利用微觀砂巖薄片模型進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，模擬礦場(chǎng)注水開(kāi)發(fā)過(guò)程。該實(shí)驗(yàn)巖樣可反映研究區(qū)儲(chǔ)集層物性、含油性和巖石學(xué)特征，包括礦物成分和填隙物組成及儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)和滲流特征，此過(guò)程是模擬注水開(kāi)發(fā)過(guò)程，對(duì)樣品進(jìn)行水驅(qū)油，至殘余油飽和度，觀察巖樣驅(qū)替過(guò)程中油水兩相滲流特征及其相互影響，分析實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象并為礦場(chǎng)注水開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)[3，4]。

圖1 研究區(qū)位置圖

圖2 鎮(zhèn)277區(qū)歷年套損井柱狀圖

圖3 鎮(zhèn)277區(qū)分套損年限治理效果圖

圖4 鎮(zhèn)268-2井穿孔段（1 748.8 m～1 760.4 m）

表1 套損井儲(chǔ)量采出程度及采油半徑統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)實(shí)驗(yàn)觀察孔隙網(wǎng)絡(luò)中油驅(qū)水滲流特征有三種：指狀驅(qū)替型、網(wǎng)狀驅(qū)替型和均勻驅(qū)替型。指狀驅(qū)替型是油驅(qū)水開(kāi)始后，油進(jìn)入模型十分不均勻，主要沿幾條阻力較小的路徑前進(jìn)較快，形成突進(jìn)滲流通道，呈指狀。均勻驅(qū)替型是指在油驅(qū)水過(guò)程中，往往并排形成多條滲流通道，且近平行向前推進(jìn)，均勻進(jìn)入模型中。網(wǎng)狀油驅(qū)水過(guò)程是油的前緣成網(wǎng)狀突進(jìn)，突破后在后緣形成網(wǎng)狀油驅(qū)水通道，隨著驅(qū)替的進(jìn)行，網(wǎng)格逐漸變小、變密。

通過(guò)11個(gè)真實(shí)砂巖模型實(shí)驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，區(qū)域均勻驅(qū)替最高，其次為網(wǎng)狀驅(qū)替，指狀驅(qū)替最低。這與本區(qū)延10儲(chǔ)層孔喉分選中等的特征相一致（見(jiàn)表2，圖6）。

3.2 儲(chǔ)層殘余油形態(tài)

鎮(zhèn)277區(qū)弱親水、中低黏度、弱非均質(zhì)性，通過(guò)分析儲(chǔ)層電鏡掃描，研究區(qū)延10段儲(chǔ)層微觀殘余油類型以油膜狀、串珠狀為主。其中儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)剩余油較富集，局部因有效壓力系統(tǒng)不完善造成剩余油富集（見(jiàn)圖 7）。

4 水驅(qū)規(guī)律

4.1 見(jiàn)水類型及特征

目前鎮(zhèn)277區(qū)含水≥60%井151口，占總井?dāng)?shù)的44.2%；見(jiàn)水類型。其中套破102口、見(jiàn)注入水26口、見(jiàn)地層水23口。見(jiàn)水特征以孔隙型見(jiàn)水為主，見(jiàn)水方向吸水能力與滲透率呈正相關(guān)，結(jié)合微觀水驅(qū)特征[5-8]，應(yīng)用示蹤劑、水驅(qū)前緣等測(cè)試結(jié)果，確定區(qū)塊無(wú)明顯優(yōu)勢(shì)通道，整體水驅(qū)均勻，局部沿河道主向存在優(yōu)勢(shì)方向（見(jiàn)圖 8～圖 11）。

表2 鎮(zhèn)277區(qū)油水驅(qū)替類型與最終含油飽和度關(guān)系

圖6 鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277區(qū)延10段儲(chǔ)層滲流特征

圖7 鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277區(qū)延102段儲(chǔ)層殘余油

4.2 水驅(qū)半徑

（1）水驅(qū)半徑測(cè)算（見(jiàn)表3）。鎮(zhèn)277區(qū)屬于均質(zhì)-弱非均質(zhì)儲(chǔ)層，微觀上水驅(qū)呈網(wǎng)狀分布，宏觀結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，平面上水驅(qū)無(wú)優(yōu)勢(shì)見(jiàn)水方向，分析該區(qū)為平面上水驅(qū)均勻，根據(jù)水驅(qū)理論公式，計(jì)算水驅(qū)半徑，結(jié)合見(jiàn)水情況、注水優(yōu)勢(shì)方向?qū)ο禂?shù)k取值，依據(jù)公式理論測(cè)算水驅(qū)半徑90 m～150 m。

公式：k-注水優(yōu)勢(shì)方向系數(shù)；V-累計(jì)注水量；r-水驅(qū)波及半徑；h-有效厚度；φ-體積系數(shù)。

（2）長(zhǎng)8疊合井驗(yàn)證分析。該區(qū)2017-2018年完鉆34口長(zhǎng)8疊合井，其中鎮(zhèn)277-5井組應(yīng)用水驅(qū)估算法，鎮(zhèn)322-54井距離該井110 m，應(yīng)用水驅(qū)半徑測(cè)算120 m，分析注水已波及，結(jié)合電測(cè)曲線鎮(zhèn)322-54井延10層存在明顯爬坡形態(tài)。鎮(zhèn)321-54井距離該井233 m，應(yīng)用水驅(qū)半徑測(cè)算108 m，分析注水未波及，結(jié)合電測(cè)曲線鎮(zhèn)321-54井延10層無(wú)明顯變化，通過(guò)對(duì)34口長(zhǎng)8鉆穿井延10層與老井的電測(cè)曲線和電性參數(shù)對(duì)比，進(jìn)一步驗(yàn)證容積法測(cè)算水驅(qū)半徑符合鎮(zhèn)277區(qū)水驅(qū)現(xiàn)狀，延10層平均水驅(qū)半徑≤130 m（見(jiàn)圖12～圖14，表4）。

5 剩余油分布

圖8 鎮(zhèn)277區(qū)見(jiàn)水方向示意圖

圖9 鎮(zhèn)277區(qū)延10油藏滲透率分布圖

圖10 鎮(zhèn)277區(qū)含水分級(jí)餅狀圖

圖11 鎮(zhèn)275-5水驅(qū)前緣示意圖

表3 鎮(zhèn)101-297等井組水驅(qū)半徑計(jì)算表

在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，運(yùn)用容積法測(cè)算注水水驅(qū)半徑，采油井的采油半徑，精細(xì)刻畫(huà)剩余油分布。平面上水驅(qū)未波及的角井區(qū)域剩余油較富集，綜合分析鎮(zhèn)277區(qū)套損井采出程度較低11.6%，剩余油相對(duì)富集，有較好的實(shí)施潛力。當(dāng)年完鉆更新井22口，完試21口，投產(chǎn)21口，平均投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油2.0 t，含水44.3%，目前單井日產(chǎn)油1.0 t，含水47.6%，整體實(shí)施效果好。

圖12 鎮(zhèn)277-5井延10測(cè)井解釋圖

圖13 鎮(zhèn)322-54井延10測(cè)井解釋圖

表4 鎮(zhèn)277區(qū)長(zhǎng)8產(chǎn)建井延102物性對(duì)比表

圖14 鎮(zhèn)321-54井延10測(cè)井解釋圖

6 結(jié)論

（1）鎮(zhèn)277區(qū)套損井平均單井采出程度僅11.6%，采油半徑76 m，導(dǎo)致注采井網(wǎng)失衡，井間剩余油富集，區(qū)域儲(chǔ)量失控。

（2）通過(guò)建立微觀砂巖水驅(qū)模型，微觀驅(qū)替方式以均勻驅(qū)替為主，其次為網(wǎng)狀驅(qū)替，指狀驅(qū)替最低，與本區(qū)延10儲(chǔ)層孔喉分選中等的特征相一致。

（3）應(yīng)用示蹤劑、水驅(qū)前緣等測(cè)試結(jié)果，確定區(qū)塊無(wú)明顯優(yōu)勢(shì)通道，整體水驅(qū)均勻，局部沿河道主向存在優(yōu)勢(shì)方向，平均水驅(qū)半徑≤130 m。

（4）通過(guò)刻畫(huà)剩余油分布狀況，顯示水驅(qū)未波及的角井區(qū)域剩余油較富集，綜合分析鎮(zhèn)277區(qū)套損井采出程度較低15%，剩余油相對(duì)富集，有較好的實(shí)施潛力。