范 鋒

（中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院 遼寧·盤錦 124010）

1 區(qū)塊概況

從1975年7月投入注水開發(fā)以來，馬圈子構(gòu)造帶已歷經(jīng)40年開發(fā)歷程，按常規(guī)開發(fā)階段可以劃分為低含水、中含水、高含水開發(fā)階段，目前已進入了特高含水階段。馬20塊位于馬圈子構(gòu)造帶，目前該地區(qū)的綜合含水比較高，可以達到90%及以上，采出程度也比較高，馬20塊的可采儲量的采出程度接近90%。在工區(qū)中的西部地區(qū)，構(gòu)造高部位井距比較大，部分區(qū)域達150m以內(nèi)，低部位井距較疏，注采井網(wǎng)格局已經(jīng)由不規(guī)則點狀注水方式變?yōu)檎Ｉa(chǎn)油井集中在南部高部位，水井集中在北部腰部及低部位邊部注水方式，該階段特點是產(chǎn)量低但遞減速度緩慢，采油速度由0.7%降至0.2%，受物性影響，注采系統(tǒng)不均衡，不同區(qū)域水淹程度有差異，仍具有大的剩余油挖潛能力。

2 油藏的水淹特征分析

大量的研究與開發(fā)實例表明，開發(fā)階段和時期不同，剩余油的影響因素也存在一定的差異。在中低含水階段，油層的沉積類型會對平面油水的運動產(chǎn)生一定的影響，而在高含水階段之后，對平面油水的主要影響因素為注采井網(wǎng)的控制程度。馬20塊的興隆臺油層的沉積相類型為扇三角洲，主要發(fā)育四種沉積微相：（1）水下分流河道；（2）前緣薄層砂；（3）河間灣；（4）河口砂壩。研究結(jié)果表明：第一種和第四種微相的儲層為高孔、高滲的砂體，中心部位的物性好于邊部。其次，第一種和第四種微相在平面上具有葉狀體連片分布的特征，單砂層的厚度比較大，而且其連通性和儲層的物性也比較好。而前緣薄層砂、河間灣砂體平面上呈席狀分布，單砂層薄，連通差。物性相對較差，因而注水后，同屬注水受效一線，先沿河道主流線下切至河口砂壩，而后向兩側(cè)運動，前緣薄層砂位置見效最慢。

該區(qū)塊原油粘度比較小，初期邊水向前推進比較均勻，驅(qū)油效率高，水線推進速度慢，無水期采收率高，見水后含水上升率高，油井見水后，水淹孔隙體積逐漸增大，從試驗室所做物理模型中可看出，隨著水線的推進，低含水期各滲透率段水線推進的差距越來越大，當高滲透率段見水時中滲透段水線前緣處于井間之半位置，而低滲透段水線前緣已達井間距離的1/7-1/8位置。這時，在中低滲透段水線前緣附近見至明顯的毛管浸潤現(xiàn)象，它使中低滲透段的水線推進更快，注入水波及面廣是平面上水淹的特點。在投產(chǎn)的前期階段，工區(qū)邊水前沿的推進比較均勻，并且水線的推進速度比較慢，速度通常為0.3-1.8m/天，無水期采收率為10%左右，油井見水后，水淹孔隙體積逐漸增大，進入高含水階段之后，油水運動的主要影響因素為注采井網(wǎng)，這個階段的平面水推進速度大小不同，在高滲透層中，平面水的推進速度比較快，一般為163.5m/天，而沿著滲透率比較小的地區(qū)的井方向，平面水的推進速度則比較小，但是通常也大于25m/天。

3 剩余油形成機理分析

一般而言，對于剩余油的分布，可從以下兩方面來進行分析：（1）從微觀上看，在大范圍水洗程度較高飽和度范圍之中，可以形成大小不一的片狀或者塊狀的殘余油飽和度分布區(qū)；較大孔隙的中間部位會形成一些比較孤立的殘余油滴；而在連通性比較差的孔隙邊緣以及角隅區(qū)域，容易成為局部死油區(qū)。影響微觀殘余油分布的機理首先是潤濕性，親水系統(tǒng)中因毛細管力大于粘帶力，水沿小孔道及孔道邊緣流速快，殘余油因卡斷、繞流等主要分布在大孔道與孔隙中央。在親油的系統(tǒng)之中，注入水通常會沿著大孔道先行，使得大部分的殘余油分布在一些小孔隙、喉道以及孔隙邊緣等部位。實際油層中潤濕系統(tǒng)較復(fù)雜。同時隨著注水開發(fā)驅(qū)替時間的推移，潤濕性也會轉(zhuǎn)變，主要原因是流體中極性成份在巖石表面吸引起的，原油粘度的越大，則潤濕性的轉(zhuǎn)化程度就會越高。一般儲層常常呈中間潤濕系統(tǒng)，既有親水系統(tǒng)又有親油系統(tǒng)。其次是孔隙的結(jié)構(gòu)，巖性比較均勻、孔喉比較大而且滲透率比較高的情況之下，油容易被水所驅(qū)出，則水驅(qū)的效率比較高，通常為正相關(guān)的關(guān)系。（2）從宏觀來看，油田進入中高含水期，雖然大部分油井都見水，但是從歷年所打調(diào)整井與老井生產(chǎn)情況對比來看，新井含水比老井低，新井日產(chǎn)油比老井高，由于該塊油藏是典型的構(gòu)造邊水油藏，不同的小層都具有比較統(tǒng)一的原始油水界面，而注水方式上通常以邊部為主，而腰部注水為輔助作用，注采系統(tǒng)的功能較差，不夠完善，則水驅(qū)波及不到一些存在滯留死油區(qū)域的井，縱向上，該塊油層從沉積特征看屬于近物源水流強度變化大的三角洲前緣相，因此不管是正韻律、反韻律或者是復(fù)合韻律，油層的韻律特征都不會只有一種，通常都是具有多個遞變段的韻律組合特征，造成縱向上各小層組水淹強弱不同，正韻律油層頂部低滲透段仍有殘余油存在，而復(fù)合韻律以及反韻律的油層，其水洗都比較均勻。

4 剩余油研究方法

馬20塊主要采用了多種方法研究剩余油分布，最終對剩余油有比較完整的認識。

4.1 室內(nèi)微觀驅(qū)油試驗法

利用取心樣品開展了兩項室內(nèi)水驅(qū)油試驗：（1）油水相對滲透率曲線；（2）微觀驅(qū)油試驗。其目的是測得束縛水飽和度，室內(nèi)水驅(qū)油效率及描繪微觀殘余油分布形式。試驗測得束縛水飽和度31.5%，原始含油飽和度為77.5%，最終驅(qū)油效率為60.5%。

4.2 注水存水率估算法

含水飽和度計算公式如下：

4.3 物質(zhì)平衡法

5 剩余油分布特點

馬20塊雖然綜合含水達90%以上，從砂體水流優(yōu)勢通道圖和數(shù)值模擬的結(jié)果來看，紅色代表剩余油富集區(qū)，藍色的代表強水淹區(qū)，構(gòu)造高部位、優(yōu)勢通道側(cè)翼、厚層頂部及薄層砂內(nèi)仍存在一定的水驅(qū)潛力，縱向上主力單砂體局部存在剩余油富集區(qū)，通過合理的參數(shù)設(shè)定，計算區(qū)塊水驅(qū)剩余潛力約為23.8萬噸。

根據(jù)對單油層剩余油描述的分析，馬20塊油層平面剩余油的形成主要是由于油層的非均質(zhì)性或注采不協(xié)調(diào)而形成，根據(jù)不同的形成條件和特點，主要可以分為以下三種：

5.1 薄層砂控制型

該類型通常是因為油層比較薄、滲透率比較小以及含油飽和度比較差，并且在開發(fā)的過程中，生產(chǎn)井點比較少，或者射開之后進行生產(chǎn)，但是受到一定程度的干擾，動用程度較差而最終形成的剩余油。如Ⅸ油層，在油水邊界之中，37個鉆遇井點都是位于河口砂壩以及前緣相薄層砂等區(qū)域。薄層砂雖然巖性和物性差，初期產(chǎn)能低，注水受效困難，不能作為油田開發(fā)初期的主要對象，但是隨著油田好油層的水淹，水淹程度的增大，這一矛盾卻在發(fā)生變化。由于上述矛盾的變化，而使薄砂層的開采可能性增大。

5.2 井間滯流型

該類型通常是在采油井以及注水井間，因為壓力平衡，導致原油流動起來比較困難，從而最終形成的剩余油。如Ⅷ油層，該油層的水淹程度比較高，雖然83.3%的開采井點都已暫停開采，整個層位僅僅只有3個井點在生產(chǎn)，然而在生產(chǎn)井或者注水井間的一些區(qū)域的含油飽和度比較高。

5.3 油水井注采狀況控制型

該類型通常是因為注采井的生產(chǎn)情況出現(xiàn)一定程度的改變，進而導致油層中的油水關(guān)系發(fā)生變化，一般都是重新分布，從而最終形成的剩余油。眾所周知，注水開發(fā)油田地下油水關(guān)系時刻都在發(fā)生著變化，因此，剩余油的分布狀況是相對的而不是絕對的。特別是馬20塊，在開發(fā)過程中，頻繁的開采層位更換及注采井別互換，更促使了油層中剩余油分布狀況的變化。

6 結(jié)論及建議

（1）從微觀角度來看，殘余油的形成是多種因素引起的，提高微觀驅(qū)油效率，可通過改變流體性質(zhì)、巖石表面性質(zhì)、提高驅(qū)替條件來實現(xiàn)。

（2）薄層砂控制的剩余油分布是該塊的主要類型。油層巖性、物性差，生產(chǎn)能力低。開發(fā)初期沒有全部射開。射開層注水受效程度低，層間干擾嚴重。在井網(wǎng)調(diào)整過程中，應(yīng)考慮薄砂體的分布特點，有針對性注水和挖潛。