油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析

油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析

我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。

标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析

1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素

1.1油田高含水期剩余油分布特征

（1）片状剩余油。片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。

（2）分散型剩余油。所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。

1.2剩余油分布影响因素

（1）地质因素。砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。

①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。断层断面构造特点会对剩余油的分布产生不同程度的影响，例如，相对高点位置、断面上的鼻状凸起位置和封闭性断层均是剩余油富集地段。另外，针对微型构造模式不同的油层，其油井的生产状况及剩余油的富集程度也是存在较大差别的。油层的微型构造也会在很大程度上对剩余油的分布和油井的生产造成影响。②沉积微相也是影响剩余油分布的一个主要因素。沉积微相会对储集砂体的内部构造和外部形态产生巨大

的影响，所以，储层垂向与平面必定会趋于非均质性，这样便会对油气水的活动方向产生影响，进而促使剩余油沿着相带分布。沉积微相主要是从以下几方面影响剩余油的分布：一是砂体内部构造;二是砂体的外部几何形状;三是不同微相带对油井生产状况带来的影响;四是砂体的展布规律及延展方向。③储层微观特点是影响剩余油分布的第三个重要因素。不同于宏观储层特点，储层微观特点主要是从储层成岩作用特点和储层渗透性非均质程度两方面来影响剩余油的分布。成岩作用主要是从以下几方面影响剩余油的分布：一是成岩作用过程中逐步形成、不断改造的次生孔隙;二是成岩作用对原生孔隙造成的改造及破坏。钙质胶结的储层易因酸性地层水的影响而出现溶蚀和溶解现象，从而达到改良储层孔隙结构的目的，形成具有良好孔渗性的储集层。

（2）开发因素。注水间距、累计注水空隙体积系数、注采关系以及井网密度等均属于开发因素。注采系统主要从注采井距、完善控制程度和注采比等方面来影响剩余油的分布。同时，剩余油的产生及分布也易因设计钻井、井网的注采、生产压差、防砂工艺、射孔以及竄层、窜槽等导致的油砂体形态和边界改变等对储层的再认识而受到影响。据相关报道显示，井距不合理、位置分布不合理以及注采比例等均会对注采造成影响。因此，从平面角度来看，注入流体波及与未波及程度低的地带，其剩余油较多且拥有较高的饱和度。最后，聚合物的注入也会在一定程度上影响剩余油的分布。

2.油田高含水期剩余油的挖潜对策

（1）周期注水。周期注水对采出量与注入量周期性改变，会在地层中形成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，注入水会因平面与层间压力差的影响逐步出现渗流现象，毛管的渗流作用也会增强，洗油效率、系数和注入水波等也会随之提升，油田高含水期剩余油的开发效率也会随之不断提升。

（2）降压开发。当水淹油藏从停止注水转变为衰竭式挖掘后，驱动类型也会发生转变，逐步从水驱变为弹性驱动，同时也会在一定程度上转变地层中流场，这时原油便会通过注入水未波及到的死油区流出。通过对国外模型的研究进行分析，得知采取衰竭开采模式最少可挖掘出剩余油储量的3%，最多则可开发出剩余油储量的20%。

（3）转变液流方向。通过对油层中注入水之前稳定注水时形成的固定水流方向进行转变，可以将高含油饱和度区的原油驱逐出，或者从微观上转变渗流方向造成的水相渗透率的改变来提升可流动油饱和度，从而使水驱油效果实现显著的提升。可通过如下几种办法来转变液流的方向：一是转变水流方向;二是转变供油方向。通过对部分注水井进行关闭处理，转入其它井，或者通过改变采油井与注水井位置来逆转液流方向，以达到提升注入水波和效率，扩大水驱油面积的目的。通过对国内外相关的实际资料及理论进行分析，发现更改注水网井的形式，可以提升驱油效率，通过更改液流方向进行转变，原注水井网的注水采收率也得到提升。

（4）单井吞吐。单井吞吐是根据亲水油层的吸水排油原理，将水注入同一

口井内，以替换出井内的油。单井吞吐的生产过程主要包括三个环节，即采油环节、油水交换环节及注水环节，此三个环节组成一个周期，不断地循环反复。在注水环节，可以增强地层的压力、增强地层的能量，在大小孔道内强行注入水，会对孔道内的原油产生压缩作用。在油水交换环节，注水停止，地层中各点压力会重新排布，并逐渐趋于稳定。另外，在毛管力与重力的双重影响下，油与水会重新进行交换，形成吸水排油的单相对流运动，促使水线逐步推进至油层远处，随着关井时间的不断推移，水与油会重新达到新的相对平衡与分布，从而终止水线的推进。在采油环节，地层能量会逐渐被消耗，地层压力也会有所减小，原油会逐渐被开采出，在井筒周边产生一个降压漏斗，将油层孔道中的原油驱至井底，实现对原油的开采。因为毛管力可以滞留水，所以，有些水会被残留于孔道内。

3.结论与认识

综上所述，油田的高含水期剩余油的分布主要包括片状和分散型两种，而开发因素和地质因素均会对油田高含水期的剩余油分布产生影响。目前，主要可通过周期注水、降压开发、转变液流方向以及单井吞吐等办法来提升油田高含水期剩余油的挖潜效率，这样也能有效的提升油田的开采效率及质量。

参考文献：

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