李林祥，谭河清，马建波，崔文福 (中石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东 东营 257237)

近年来，为进一步提高老油田已开发储量的采收率[1]，胜利油田在先导试验的基础上，对河流相储层先后推广了聚合物驱、二元复合驱等提高采收率技术，取得了显著成效[2]。但是随着三次采油结束转入后续水驱，各开发单元到了近极限含水开发阶段，高耗水层带发育，开发效益变差。因此，迫切需要研究开发调整新技术、新方法挖掘剩余油潜力[3～5]，延长老油田经济寿命期。为此，笔者选取了二元复合驱后的孤东油田六区Ng54～Ng68单元，通过精细油藏描述、剩余油分布规律研究、矿场流场调整试验探索多油层油藏二元复合驱后进一步提高采收率的技术。该研究对胜利油田的持续稳产具有深远的战略意义[6]，对其他同类型油田的开发也具有指导和借鉴作用。

1 油藏地质状况及开发现状

孤东油田六区(以下简称六区)Ng54～Ng68单元位于油田的东北部，是一个由断层控制的自然开发单元，为河流相正韵律沉积，平均孔隙度为33.9%，空气渗透率为1076mD。发育2个砂层组10个小层，其中Ng54、Ng55、Ng61、Ng62为主力层。地面原油密度为0.9628g/cm3，地面原油黏度为1400mPa·s。该单元1986年9月投产，1991年5月实施井网调整，由212m×212m反九点面积注采井网转化为106m×212m正对行列井网，先后经历了产能建设、水驱、聚合物驱、二元复合驱[7]等开发阶段，2010年9月转入后续水驱开发后，截至2018年底已进入特高含水后期，综合含水率96.1%，采出程度41.5%。开发中主要问题是层间矛盾突出，各小层采出程度差异较大；二元复合驱后剩余油分布复杂[8]，剩余油富集区域挖潜难度较大；单元采收率仍然较低，利用胜利油田经验公式及陈元千公式预测单元采收率为43.3%[9]。为此，笔者选取六区Ng54～Ng68单元的中西部储层发育多、隔夹层稳定、层间矛盾突出的典型井区(含油面积0.88km2，地质储量301×104t)进行先期研究及试验，为下步全区推广提供依据。

2 油藏地质精细研究

2.1 储层非均质性研究

研究储层物性在平面、层间及层内的变化，为剩余油分析、流场调整提供基础。

1) 平面非均质性 研究区砂体连续性较差，呈长条状、土豆状分布，横向上变化快，密井网条件下部分砂体边缘及废弃河道仍控制不到。沿主流线方向上，砂体厚度和有效厚度大、孔渗性好，均质程度高；沿垂直河道方向上，储层物性受沉积相控制，从河道中心向两侧迅速变差。渗透率平面差异较大，分布范围在几百到几千毫达西，平面非均质性较强，变异系数0.61～0.91，级差32～114。

图1 研究区各小层渗透率条形图

图2 G06-28-495井渗透率柱状图

2)层间非均质性 纵向上厚度较大的主力层渗透率较高，薄层渗透率低，层间差异较大。各小层平均渗透率分布于501～1520mD(见图1)，渗透率级差为3.03，变异系数0.35，突进系数1.7。单井层间非均质性强，从G06-28-495井渗透率柱状图(见图2)可以看出，主力油层最大渗透率为1659.1mD，最小渗透率为91.3mD(Ng66为非主力油层，不在与计算)，单井纵向渗透率级差为18.2。据研究区80口井统计，单井纵向层间非均质性级差大(3.6～30.5，平均12.7)，层间非均质性强。

3) 层内非均质性 从研究区80口井测井解释资料统计来看，主力层层内渗透率级差较大(31.8～41.1)，变异系数0.54～0.90，主力层层内非均质性较强。

2.2 层间隔层研究

主力层Ng54、Ng55、Ng61、Ng62分布研究表明，Ng54～Ng55隔层厚度分布范围为0.6～13.0m，平均6.8m，隔层厚度大于2m的面积占研究区面积的90%，连通区面积占4%；Ng55～Ng61全区发育，隔层厚度大于4m，分布范围为4.1～16.1m，平均8.1m；Ng61～Ng62隔层厚度分布范围为0.7～10.0m，平均3.1m，厚度大于2m的隔层在中部及北部区域发育，占研究区面积的79%，连通区面积占5%。隔层发育比较稳定。

3 剩余油分布特征

利用数值模拟[10，11]和油藏工程等方法对水淹状况和剩余油分布特征进行研究。

3.1 平面水淹状况及剩余油分布特征

从2018年底含水率分级来看，含水率大于95%以上的井占生产井数的74.2%，含水率小于90%的井只占12.9%，平面上水淹严重。

近几年新钻井测井解释资料表明，平面上剩余油普遍存在，其中油井排、砂体边部含油饱和度比较高，分别达到44.6%、40.3%；水井排、排间含油饱和度相对较低，水井排含油饱和度只有34.6%～38.7%；油井排和水井排平均含油饱和度相差10%左右，井排与排间含油饱和度相差4%～6%。

数值模拟资料表明，研究区目前平均含油饱和度39%，在注采井网的分流线以及油井间附近剩余油饱和度仍然较高；油井排含油饱和度较高，为22%～59%(平均42%)；水井排含油饱和度为16%～42%(平均30%)；排间含油饱和度为16%～67%(平均36%)；油水井排平均含油饱和度相差12个百分点，油井间与排间含油饱和度相差6个百分点。

另外，在砂体边部、井网不完善区域以及井排间分流线区域，剩余油饱和度比较高，可以达到50%以上。剩余地质储量分布图也显示出同样的规律。

3.2 层间水淹状况及剩余油分布特征

各小层的水淹程度存在差别，单采井的生产情况表明，主力层Ng54、Ng55、Ng62单采井的含水率高于非主力层单采井的含水率。从分层采出状况(见表1)看，3个主力层Ng54、Ng55、Ng62采出程度相对较高(分别为41.7%、49.0%、55.2%)，驱油效率高(大于44%)，平均剩余油饱和度为35.2%；非主力层采出程度相对较低，基本在40%以内，驱油效率低(20%～35%)，平均剩余油饱和度为44.2%。从剩余储量分析，研究区剩余储量为171.1×104t，主力小层虽采出程度高，但剩余储量绝大部分还是集中在主力小层，仍是下部挖潜的重点。

表1 孤东油田六区Ng54～Ng68各小层采出状况表

注：Ng68为非主力层，地质储量很小，未动用，故表中未显示。

数值模拟研究表明，研究区主力层由于驱替程度高，动用程度高，剩余油饱和度相对较低。其主力层Ng54、Ng55、Ng62平均含油饱和度分别为39.1%、35.2%、30.9%，非主力小层Ng61、Ng64、Ng65平均含油饱和度分别为45.0%、46.1%、52.3%，表明主力层动用较好，含油饱和度较低；非主力层动用较差，含油饱和度较高。

3.3 层内水淹状况及剩余油分布特征

研究区以复合正韵律为主，目前层内剩余油呈现上部富集、下部水淹严重的特征。近几年新钻井测井解释结果显示，油层中上部水淹程度远低于油层下部。例如G06-26-501井，Ng62在油层顶部剩余油富集，剩余油饱和度高达50%左右，油层下部剩余油饱和度仅为20%左右，上部明显高于下部，说明目前开发阶段厚层层内剩余油富集区仍主要位于油层的中上部。

总体来看，单元自1991年5月井网调整后井网方式一直不变，地下流场相对固定，再加上地层非均质性严重，层间差异大，平面剩余油富集区主要位于砂体边部、小砂体等注采不完善井区以及排间分流线和油井间附近；非主力小层剩余油饱和度高，但剩余地质储量仍主要集中于主力小层；层内剩余油富集区主要位于厚油层顶部。普遍分布、局部富集是目前阶段剩余油的主要分布特点。

4 开发调整技术研究

4.1 层系细分可行性及细分方式

按照层系细分重组四级优化方法(见图3)，对研究区进行层系细分。

1)拟渗流阻力系数级差优化 按照一般具有稳定的隔夹层、层间渗透率级差小于3的层系细分原则，设计出4套不同的层系细分方案，计算出不同方案的拟渗流阻力系数级差，方案四(将原层系划分为Ng54和Ng55～Ng67两套层系)第二套层系拟渗流阻力系数级差为14.67，大于界限值5.5，不符合细分层系标准，因此选择方案一、二、三进行二级指标优选。

图3 层系细分重组四级优化方法

2)储量基础优化 二级指标为合理单井控制储量，目前油价下计算单井剩余控制储量应大于4.5×104t。分别计算出方案一、二、三的单井控制剩余地质储量，方案三将原层系划分为Ng54～Ng55、Ng61～Ng62和Ng63～Ng67两套层系后，下层系单井控制剩余地质储量小于4.5×104t，不符合二级指标优选条件，因此选择方案一和方案二进行三级指标优选(见表2)。

表2 研究区层系细分设计方案单控剩余储量表

3)开发指标优化 利用数值模拟方法分别计算方案一、方案二的开采指标并进行对比，2套方案最终采收率分别为51.5%、50.7%，均高于基础方案(49.66%)，符合三级指标优选条件，方案一即将原层系划分为Ng54～Ng55和Ng61～Ng67两套层系，采出程度较高。选择方案一和方案二再进行四级指标优选。

4)经济指标优化 计算方案一和方案二的投入产出比，分别为1.79、1.08，方案一投入产出比高。

综合层系细分重组四级优选结果，选择方案一作为推荐的实施方案，即：Ng54～Ng55作为一套开发层系，地质储量123.8×104t；Ng61～Ng67作为一套开发层系，地质储量177.1×104t。

4.2 注采参数优化

利用数值模拟方法分别对Ng5、Ng6两套层系不同注采参数进行优化。

1)合理压力保持水平 上层系压力保持水平在1时，采出程度提高幅度最大；下层系压力水平保持在0.9时，采出程度提高幅度最大。综合考虑，压力保持水平为原始地层压力1.0倍左右为最优。

2)合理注采比 注采比为0.9时，采出程度最高，随着注采比的增加，采出程度增加幅度反而下降。数值模拟计算结果显示，当注采比为0.9时，开发效果最好。

3)合理单井液量 单井液量为110m3/d时开发效果最好，采出程度最高。

4.3 井网调整方案设计及优化

在细分为Ng54～Ng55、Ng61～Ng68两套层系的基础上，开展井网变流线调整方案设计。共设计了7套方案。利用数值模拟对上述7套方案进行了优化，通过分别定区块采液速度和单井液量来对比各方案来提高采收率的幅度。根据优化结果，调整后开发效果均明显改善，加密方案好于抽稀方案。但从投入产出比(见表3)来看，抽稀交错行列井网的投入产出比最大。因此，综合考虑，推荐抽稀方案一为适合单元特点的变流线调整方案，即全部利用老井、细分层系抽稀转流线27°，由原来一套正对行列井网(106m×212m)变为2套交错行列井网(212m×212m)(见图4)，其优点是充分利用老井，改变流线，挖潜排间剩余油。

表3 研究区调整方案投入产出比对比表(单井液量110m3/d)

图4 研究区井网变流线调整概念模型

4.4 层内剖面调整

为挖掘油层中上部剩余油富集区潜力，开展了调剖技术研究，采用弱凝胶+无机颗粒组合段塞体系，优先注入弱凝胶可以较好地进入油层深部，同时与地下聚合物有较好的絮凝增强作用，后续无机颗粒有效填充大孔道，提高耐冲刷强度，有效封堵高渗条带。同时利用变密度射孔技术，加大低渗透段的孔密和射孔深度，调整层内差异；为提高低渗段的导流能力，在近井地带利用高分子聚合物和增稠剂，研制了低成本的低黏携砂液(黏度40～60mPa·s)，实施高饱和防砂。在井筒上，研制出以改性聚氨酯类为胶结剂的新型高渗滤砂管，实施放排结合，有效降低渗流阻力。

4.5 方案的实施与效果

根据矿场实际情况，为保证研究区的独立性及整体效果，将原方案一外扩1个井排，含油面积达到1.38km2，地质储量425×104t，按照细分转流线的思路，细分为Ng54～Ng55和Ng61～Ng68两套层系，变212m×106m正对行列井网为212m×212m交错排状井网，流线转变27°。共实施新井9口(油井2口，水井7口)，老井归位工作量36口。在单井配产配注上，控制主流线注采，强化剩余油富集区采液。利用数值模拟优化液量，单井液量设计在90～130m3/d范围，根据油井液量、井网形式、油水井之间的距离，把液量合理劈分到周围水井中，计算出每口水井的日注量。方案实施后研究区自然递减下降9.3%，含水上升率下降2.2%，增加可采储量7.4×104t，提高采收率1.74%。

5 结论与认识

1)化学驱油藏转入后续水驱后，虽然采出程度比较高，仍然有一定的潜力。影响剩余油分布因素主要是储层非均质性和井网方式。平面剩余油富集区主要位于砂体边部、小砂体等注采不完善井区以及排间分流线和油井间附近；层间上非主力小层剩余油饱和度高，但剩余地质储量仍主要集中于主力小层；层内剩余油富集区主要位于厚油层顶部。普遍分布、差异富集是目前阶段剩余油的主要分布特点。

2)流场调整是特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。层间进行细分层系、简化层间矛盾，挖掘储量动用差层的潜力；平面进行井网调整、改变流线，挖掘井间剩余油富集区的潜力；层内采用配套工艺技术、调整剖面，挖掘油层顶部潜力；注采参数上，利用数值模拟，优化合理配置。通过立体开发调整、转变流场，改善了开发效果，提高了采收率。

3)流场调整技术提高了开发效益，有效延长了特高含水后期油藏的经济寿命期，目前已在胜利油田全面推广。