高含水期剩余油分布及开发技术研究.docx

高含水期剩余油分布及开发技术研究摘要：目前我国多数油田都已进入开发后期，综合含水率为85%以上，一些老区块含水更是高达90%以上。在高含水的情况下，准确掌握剩余油的分布状况对提高剩余油的采收率具有重要的指导意义。 关键词：剩余油；韵律；级差；孔隙结构；润湿性 引言 经过地质学家多年的研究和开发，我国油田目前基本上进入了开发后期，想要再找到大油田的可能性是微乎其微的。由于大部分油田处于高含水开发阶段，其中仍然有相当一部分的剩余油富集，采用传统的开采技术已经不再适用。因此，“认识剩余油、开采剩余油”对石油的增产由重要的意义。剩余油主要指经过某种开采方法仍不能采出的地下原油。一般包括驱油剂波及不到死油区内的原油与驱油剂波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。下面就以下几个方面进行介绍。 一剩余油的成因 （一）储层非均质、沉积微相影响 影响储层非均质沉积微相的主要因素包括：古水系、物源方向、古气候和地质活动的变迁。储层非均质一般表现为层内、层间和平面非均质三种。层内非均质：各砂层组内小层或单砂体之间在垂向上的差异。单砂体在垂向上的变化，包括：层内渗透率、孔隙度在垂向上的差异，层内粒度韵律、渗透率的非均质程度和层内不连续的泥质薄夹层的分布等。由于渗透率、孔隙度在垂向上存在差异，所以在水驱过程中，首先在高渗段发生水淹。沉积韵律影响剩余油分布情况，一般在低渗段易形成夹层顶部遮挡型、上下隔层夹持型剩余油。层间非均质：是层间干扰和单层突进的内因。在油藏开发过程中，由于层间非均质和沉积微相是有差异的，高渗主力层主出主吸，高渗层出现水淹严重，低渗层或非主力层不出力，所以在大段合采井中低渗层水淹程度较低，剩余油会比较富集。平面非均质：由砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化产生的差异, 它包括：各砂层组小层、单砂体在平面上的非均质性。沉积微相控制砂体在平面上的展布、延伸规律、连通性。影响注入水在单砂体平面上的运动是与沉积相和压力场分布有关的。 （二）注采系统完善程度影响 注采系统的完善程度决定高含水期剩余油分布。在注采系统比较完善的区域,在平面上，剩余油饱和度在注入水波及的主流线、储层物性好的区域比较低,而在注入水未波及的非主流线、其他区域剩余油的饱和度较高；在纵向上由于储层非均质性,主力砂体动用程度好,水淹较强,一些低渗非主力砂体水淹程度较弱。开发时,由于地应力、腐蚀、和修井等因素形成了套损井,使井网对油藏储量的控制程度和动用程度遭到了破坏,套损井区剩余油也相对富集。因此,注采系统的完善程度对油藏高含水期的剩余油分布有着重要影响。 （三）复合因素影响 构造和断层往往比较复杂,而且砂体在平面和纵向上相变,注采系统并不是一次就可以配套到位的,因此在一系列符合因素的影响下产生了剩余油。主要包括注采井网未控制,污染、越层开发和边水舌进或底水锥井形成的剩余油。 二剩余油分布及影响因素 弄清楚剩余油的分布及其分布的影响因素对以后开发剩余油具有重大的指导意义。 （一）剩余油分布 在高含水油井的内部剩余油主要存在于构造高部位，砂岩边部，局部注采网不完整地区，层内、层间局部的低渗透段。 1.构造高部位剩余油 剩余油在构造高部位主要存在于：断层附近:断层控制的构造油藏在线性井网注水后，水井沿裂缝呈水线条带状沟通，断层的遮挡作用使断层附近聚集剩余油；构造高点：由于差异压实作用地层在成岩过程中会形成局部构造高点，又由于重力分异作用，所以构造高点也成为剩余油富集区。 2.高含水油井内剩余油 （二）分布的影响因素 不同沉积类型的油层，其韵律、岩性、渗透率、级差等不同影响着剩余油的分布规律。所以，沉积类型不同的油层，其油水运动规律也存在差异。 1.原油性质 影响水驱油因素是油水粘度比，驱油效率会随着粘度增大而减小。室内一般选粘度为225.8MPas 的原油进行驱油实验：高含水期，驱油试验从稠油中可驱出一部分油，如含水90%98%，粘度比为41.6%时，可提高10.8%的驱油效率；若粘度比为5.87%时只能提高5.4%。 2.油层沉积特征 剩余油富集一般形成于正韵律油层顶层、反韵律油层底层与复合韵律油层相对低渗透层位。研究表明,复合韵律油藏通常是由23个沉积单元叠加而成,每个单元都受正韵律分布控制。从观测井的岩芯分析数据表明,厚层的水侵情况与正韵律油藏规律相符。 3.渗透率级差 水在下部的窜流随着正韵律油层渗透率级差变大而变严重，开发效果明显变差。反韵律油层渗透率级差为1时，在注入井附近均可以吸水，但是水线主要沿油层的中底部运移，到油层中下部见水时，此时驱油效率较高为27.7%，当注入是以前孔隙体积2倍的空隙中时，最终驱油效率为55.4%；当渗透率级差在2 左右时，驱油效率最高，随着级差增大驱油效率而降低。渗透率级差在05时对驱油效率影响较大；若极差大于5时较小。 4.储层孔隙结构 储层孔隙结构也影响水驱油效果与剩余油分布。在非均质性储层中,如高低渗透层混合的出层中,粗、中型孔道是水流的主要通道,注入水首先沿着这些通道向前推进,造成注入水过早地在生产井突破,剩余油主要分布在低渗透层的细吼道中,水驱油采收率低；而均质性储层,注入水是均匀的,剩余油分布数量不多,主要集中在孔壁表面,因此水驱油采收率较高。 5.夹层 夹层形态和分布位置对剩余油都是有影响的：夹层形态：凸型夹层对剩余油的储集有利，凸形夹层下部为剩余油的低势区。分离的油气遇到这样的圈闭就聚集起来，凹型夹层则对剩余油的储集不利。其下部为剩余油的高势区, 分离的油气不能在其下部聚集, 造成油气的逸散, 不利于剩余油的形成板型为过渡型；夹层的分布位置：无论是夹层上部、中部和下部夹层都使储层的非均质增强，对剩余油的形成有利。其中上部夹层对剩余油的形成最有利（图1）。 图1 凸、凹型夹层出层中油水受力图（据吴错，2010） 6.油层润湿性 油层润湿性是油层表面润湿性的总和。对含油区来说，初始含水饱和度高区是水润湿,而初始含水饱和度低的区则是中等润湿或油润湿。从实验中认识到润湿性强烈影响着水驱动态、毛管压力和相对渗透率,它控制多孔介质中流体流动及 其分布。水驱油驱替效率在中等润湿时最高,此时以小液滴形态存在；相反, 水驱油驱替效率在水湿时最低,主要以大液滴形态存在；至于油湿性条件下,驱替效果与剩余油饱和度处于以上两者中间。 三提高剩余油采收率方法 （一）不稳定注水 不稳定注水即周期性注水,也就是通过不断注水方向、改变注水量和采出量,使高渗透层与低渗透层，和同层的高渗透部位与低渗透部位产生波动压差。由于毛细管吸渗作用，通过增大注入水波及系数来驱替出低渗透区的剩余油,从而提高采收率。 不稳定注水的机理有两个方面：毛管力是不稳定注水驱油机理的重要因素；不稳定的压力场可驱动低渗透区的剩余油。 （二）堵水调剂 采用堵水调剂的方法来提高剩余油的采收率需要进行调剖井选择与堵剂筛选。调剖井选择主要依据能反映注水井纵向非均质或存在大孔道可能性的资料,包括渗透率、吸水剖面、油水井动态等。多数情况下，渗透率越大、变异系数越大、油层越厚的井越适宜堵水调剖。吸水剖面差异性越大也越适宜于调剖。根据注入量及注入压力状况,注入量比较大的水井也较适宜进行调剖。堵剂筛选主要是堵剂类型和用量的筛选。区块的孔隙度和渗透率条件决定堵剂类型筛选。渗透率、有效厚度及注入能力等因素确定调剖剂用量。有效厚度、渗透率、注入能力大的井调剖剂用量也相对大。之后由于低渗透层吸水量相对增加,高渗透层被封堵,水驱油效果变好，使采收率得到提高。 （三）水平井挖掘 根据底水油藏特征、剩余油分布状况和水平井部井原则,调整水平井开发,剩余油采收率不断提高，说明水平井技术是挖掘底水厚油层剩余油潜力的有效手段。 四结束语 随着油田开发的深入，剩余油的分布会更加复杂和零散。因此，弄清楚剩余油的概念、成因、分布等方面是提高剩余油采收率的前提条件，根据剩余油分布的规律来制定相适应的开采方法。 参考文献：谢艳娥,任双双.剩余油的成因及分布的研究.内蒙古石油化工,2006.11.姜东华.低渗透油田高含水开发期剩余油分布类型及挖潜技术.长春工业大学学报.2011.08.吴错,俸云清,甘森林.高含水期剩余油研究方法及影响因素分析.内蒙古石油化工，2010.10姜天良,陆陈,