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    剩余油【高含水期剩余油分布及开发技术研究】

    时间：2019-10-21 09:50:40来源：博文学习网本文已影响人

    高含水期剩余油分布及开发技术研究

    高含水期剩余油分布及开发技术研究 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。

    摘 要：
    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。①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。

    ②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。③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：①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；
    ②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2～25.8MPa·s 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2～3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0～5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：①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；
    ②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：①毛管力是不稳定注水 驱油机理的重要因素；
    ②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。①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。②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：
    [1]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. [2]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. [3]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 [4]姜天良,陆陈,黄金林.江苏小断块油藏剩余油成因和挖掘调整对策.中外能源.2009.14(2):26～28. [5]徐艳梅,郭平,黄伟刚,郑威,尹永飞.剩余油分布的 影响因素.油气藏地质及开发工程.2004.10 [6]刘传鹏,陈元,王宏宇,杨晶.高含水期提高采收率方 法.油气地质与采收率.2001.10. [7]闻国峰.应用数值模拟技术研究周期注水.石油勘探 与开发.2000.04

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