埕东油田东区特高含水后期提高采收率技术探究

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1、埕东油田东区特高含水后期提高采收率技术探究　　【摘要】埕东东区为中高渗透整装疏松砂岩油藏，自1996年进入特高含水开发后期，地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。通过综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定性定量描述了剩余油分布规律，提出针对性的剩余油挖潜措施，为东区提高采收率提供理论依据。【关键字】剩余油预测；密闭取心；精细数值模拟；特高含水开发埕东油田位于沾化凹陷北部埕子口凸起东部高点，主要含油层系Ng上段。储层为河流相沉积，属中高渗透整装疏松砂岩油藏。自1974年投入开发，通过适时的层系调整、井网加密、整体提液并持续开展注采井网调整和精细油藏管理，取得了较好的开发效果

2、。1996年进入特高含水开发后期，目前综合含水98.1%，采收率44.8%，累积注入倍数3.7，可采储量采出程度95%。大量的油田开发实践证明，油田进入特高含水期，地下仍有可观的可动剩余油，呈“整体高度分散、局部相对富集”[1]的状态。笔者根据东区开发特点，综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定量描述了剩余油分布规律，以指导东区开发调整提高采收率。61.密闭取心技术密闭取心技术可以研究和检查地下油水分布规律，确定油层残余油分布特点及油层注水后岩性、物性变化。优选储层发育稳定密闭取心井埕7-检9井，该井靠近老取心井（埕9-J82井），便于物性及含油性对比。采用密闭冷冻保形取心工艺钻井取

3、心。从取心井埕7-检9井资料分析，单井相为辫状河亚相，主要发育河心砂坝和辫状河道微相。Ng25到Ng34各层均见水，由于各层注采关系不同，不同层位水淹状况存在差异，主力厚油层Ng252、Ng331、Ng34处于主流线，水淹程度高，驱油效率在40%以上，目前含油饱和度在33%-39%之间，可动油饱和度平均为15%；非主力薄层Ng251、Ng321、Ng332处于非主流线，水淹程度低，驱油效率在25%左右，目前含油饱和度较高大于42%，可动油饱和度20%以上。2.动态监测技术动态监测在油藏开发过程中能够监测到地下流体的运动及分布，是油藏开发管理的重要手段。埕东东区常用的动态测试有C/O测

4、井、SNP测井、采油井产出剖面、注水井吸水剖面等。2.1各沉积微相剩余油饱和度分布6Ng34-Ng4为辫状河沉积，细分为河心砂坝、辫状河道、河道侧缘、河间滩地四个沉积微相。统计东区2000年以来饱和度测试资料，曲流河沉积的Ng25、Ng32、Ng33边滩微相的油井产量相对低，累积采油少，累积水油比低，剩余油饱和度较高为30.8%。Ng34为辫状河道微相油井产量高，注入倍数高水淹严重，剩余油饱和度24.8%。2.2开发因素对剩余油分布的影响2.2.1注采关系对剩余油分布的影响。由于平面井网控制程度不同，处在主流线部位的油层注水波及状况好水淹程度高，而非主流线上油层水淹程度相对较低。2.

5、2.2注采强度对剩余油分布的影响。据相关研究实践，注入倍数对波及系数的影响在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越过井距一倍以上；在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧。3.精细数值模拟技术依据东区油藏特点及开发状况，在特高含水开发后期运用精细数值模拟技术研究剩余油富集区。以“粗细结合”技术为主导[3]，整个油藏应用粗网格或快速算法，找出剩余油目标区再进一步细化模拟。综合应用网格合并技术、沉积相相控技术提高地质模型可信度，进而定量描述剩余油特征。3.1地质建模和网格划分6东区三维地质模型的工区面积为13.9Km2。测

6、井资料和分层数据相匹配的井有379口，平均井距121m，井网密度20.5口，深度1098-1250m。经过精细储层对比，本次以Ng23层等10个时间单元为研究对象，应用GMSS软件建立储层三维地质模型，包括构造模型、属性模型等，平面上25×25m的网格步长，网格模型为192×148×10，总节点数据284160个。3.2数值模拟研究油藏数值模拟技术通过对实际油藏进行整体模拟计算，直观描述不同开发阶段的水淹状况和剩余油宏观分布特点和对应数量。在地质模型的基础上，埕东东区选择Workbench软件中SimbestⅡ模块进行动态数值模拟。4.埕东东区剩余油分布规律及对策注水开发油田剩余油的

7、形成受多种因素的影响，主要由于储层的非均质性、断层遮挡因素及注采井网的适应性。进入特高含水开发后期，由于水驱波及体积的不断扩大，构造对剩余油分布的控制作用减弱，储层非均质性和动态注采关系是影响剩余油分布的主要因素。4.1埕东东区剩余油分布规律6平面上剩余油分布：一是在平面上表现出井网控制不完善，油井单向受效，剩余油丰度大。二是早期内部注水形成的油水边界附近剩余油富集环形带，开采时间较晚的边部，注水井之间等区域剩余油富集。三是在边滩、辫状河道等储层原始物性较