聚合物驱后剩余油分布探讨

郭秀云

摘要：自开展聚合物驱试验以来，聚合物驱得到迅速发展并进入工业化应用阶段，成为老油田大幅度提高采收率的主要技术手段之一。但是，聚合物驱由于受驱油机理的限制，其提高采收率的幅度仅为6%~10%,聚合物驱后仍有50%~60%左右的原油滞留地下，后续水驱阶段是聚合物驱采油的重要时期，与注聚前相比，聚合物驱后油藏非均质更加突出。通过取芯井、数值模拟等手段，并结合生产数据、射孔数据、生产历史、油水井测压，揭示剩余油分布规律，通过研究改变以往剩余油“总体分散、局部集中”的认识，提出剩余油普遍分布，局部富集的认识，本项研究将对油区其他聚合物驱单元开展剩余油分布提供有益的参考。

关键词：剩余油；普遍分布；局部富集；分布探讨

某油田是一个以上第三系馆陶组疏松砂岩为储层的大型披覆背斜构造整装稠油油藏。A开发单元位于油田主体部位的顶部，南北以断层为界，东部和西部分别与西区相邻，是一个高渗透、高粘度、高饱和、河流相正韵律沉积的油气藏，该单元于投入注水开发以来，采用270~300m的行列井网。后分别开展聚合物驱先导试验和扩大试验，与水驱相比，聚合物驱降水增油效果十分明显，先导区和扩大区分别提高采收率12.5%和11.0%。目前是后续水驱的后期，综合含水已回升到注聚前的水平。

一、A开发单元剩余油研究区井网调整方式

目前A开发单元采用300m×270m行列式注采井网，主力油层33、35,井排方向近东西向，流线是南北向，该井网开始聚合物驱时形成，经过聚合物驱和后续水驱，基本维持不变，流线形成固有通道，不利于进一步提高波及体积。为进一步提高油藏采收率，需对井网层系进行调整。在A开发单元东南选取排间中心井区进行井网调整，中心调整井区含油面积0.6km2,地质储量221×10t。通过在水井间加密油井，老油井间加密水井，油水井排间正对位置加密一排新井，隔井转注，形成135m×150m正对行列注采井网。方案部署新油井8口，新水井9口，调整后中心井区有油井10口，注水井15口，平均单井控制剩余地质储量5.4×10。数模计算这种井网调整方式最终采收率达到58.8%.

二、聚合物驱后剩余油分布规律

中心井区经过水驱和聚合物驱后，采出程度达到52.3%,但仍然还有相当的剩余油留在地层中。在油田A开发单元中心井区井网的不同位置钻3口密闭取心井。通过对密闭取心井深入研究，在剩余油研究上取得进一步认识，认为特高含水期剩余油分布特点为“普遍分布、局部富集”，剩余油主要分布在小孔隙中，平均剩余含油饱和度36.6%。

（一）平面剩余油分布

剩余油研究以油藏数值模拟结果、密闭取心井资料为主要依据，结合监测资料、生产动态资料对试验区剩余油分布规律进行深入研究。根据数模计算结果分析，从中心井区聚合物驱后A开发单元含油饱和度和储量丰度分布图上看，平面上，聚合物驱有效地扩大波及系数，含油饱和度明显降低。水井近井地带和主流线水淹严重，油井间、水井间、油水井排间分流线水淹较弱，剩余油富集，剩余油饱和度在35%~50%之间。统计不同位置含油饱和度和剩余地质储量，油井排含油饱和度在27%~44%，平均34.8%，剩余地质储量占35.6%;油水井排间含油饱和度20%~44%，平均32.4%，剩余地质储量占34.1%；水井排含油饱和度20%~49%，平均30.1%,剩余地质储量占30.3%。由于水淹程度、范围差异，井网不同平面位置剩余地质储量略有差异，目前以油井排的剩余油潜力较大，油水井排间次之，但普遍存在可动油。完钻3口密闭取心井证实：聚驱后剩余油在平面上仍然普遍分布。含油饱和度在35.9%~39.3%，水淹特征以见水、水洗为主，弱水淹(Ed<40%)厚度占33.5%，仅部分物性较好层段呈现强水洗。因此，聚驱后剩余油在平面上普遍分布，油井排、水井排和油水井排之间都有剩余油存在，其中油井排剩余油相对富集。

（二）层间剩余油分布

数模研究表明：A开发单元的3个主要含油小层储层物性相近，渗透率级差1.1，层间非均质性较弱，原油性质相近，所以各层采出状况差异不大，主力油层因孔隙度和渗透性均较好，油层厚，渗流能力强，井网完善程度高，驱油效果好，剩余油饱和度相对较低，水淹程度高，但主力层剩余可采储量高于非主力层，剩余油储量丰度较高，可采储量绝对数量大，仍是剩余油分布的主体。A开发单元层系33、35为两个主力油层，35大片连通，三向以上注采对应率达到90%，33层发育相对较差，一些区域呈条带状分布，连通状况不如35，三向以上注采对应率为70%。对新钻井测井解释感应电导率进行分析对比，结果表明主力层33强水淹厚度占35%，而油层连通性好的A开发单元5层，目前水淹最严重，水淹厚度占65%。

3口密闭取心井资料表明：主力小层间非均质性弱，水驱相对均匀，层间差异小，A开发单元3和A开发单元5内剩余油富集。某井的A开发单元3和A开发单元5的厚度分别为8.4m、9.1m,平均孔隙度分别为40.7%、38.2%，平均渗透率分别为3767×10-3μm2、2807×10-3μm2,它们都属于高孔高渗的储层，构成A开发单元的主体。由于A开发单元3和A开发单元5的物性相似、厚度相当，它们的剩余油分布、油层的动用程度也比较接近。其中A开发单元3的剩余油饱和度为42%，驱油效率为42%；A开发单元5的剩余油饱和度为38%，驱油效率为47%。的A开发单元是作为一套开发层系的，位于上部的A开发单元3的剩余油相对富集。A开发单元3和A开发单元5相比，剩余油饱和度高4.0%，驱油效率低5.0%。所以，试验区剩余油主要集中在主力小层A开发单元3和A开发单元5内，其中A开发单元3的剩余油相对富集。

（三）层内剩余油分布

从注聚前35口和注聚后42口新井测井资料结果分析也可以看出，注聚前油层下段水淹最严重，中上部水淹较轻；注聚后，层内上中下各段水淹程度加大，但仍呈现出与水驱相似的特点，油层下段水底最严重，中上部水淹较轻，正韵律厚油层顶部剩余油富集。

结果证实：聚合物驱对正韵律沉积油层驱替效果好，层内剩余油的动用比水驱更充分，油层上、下部位的驱油效率都有明显提高，但层内的差异依然存在。正韵律油层中上部驱油效率较低，剩余油饱和度较高，底部驱替效果好。3口密闭取心井资料同样表明：正韵律底部水洗较强，剩余油富集区主要位于正韵律的顶部，顶部20%~40%的厚度水洗较弱。曲流河正韵律上部，多发育含泥质条带储层，一般厚度在1~3米，驱油效率低，剩余油富集，潜力较大。

取心井资料反映复合正韵律分段水洗明显，各韵律段中下部水洗较强。相对弱水洗厚度占30%以上，2个韵律段，均表现为上部水淹较弱，剩余油富集，见水厚度比例占34.3%。而且，夹层能够控制层内剩余油富集，控制作用随面积减小而减弱。某井下部发育厚度为43cm,延伸距离220×120m的泥质夹层，夹层上部2.3m渗透率为2935×10-3um2,为水洗级别，含油饱和度33.5%,夹层下部1.05m渗透率为5934×10-3um2,为见水级别，含油饱和度47.2%，上下的驱油效率相差达20%，夹层起明显的控油作用。

三、对剩余油的认识

数值模拟结果、取心井资料和矿场实践都证实：A开发单元聚驱后仍有大量的剩余油赋存于地下，剩余油是“普遍分布、局部富集”。目前的剩余油饱和度普遍在30%以上，分布于油井间、水井间及油水井排间的分流线区域，主要集中在A开发单元3和A开发单元5的内部。但是，目前井网难于开采这部分剩余油，需要依靠改变液流方向和复合驱进一步扩大波及来动用这部分剩余油。