【摘要】双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系，经过水驱强化开采和三次采油，目前已进入特高含水开发期，储层非均质性严重，剩余油分布更加零散。针对单元平面水淹严重，纵向上层间、层内物性差异大，干扰严重等问题，通过不同历史阶段注水优势方向研究、沉积微相相变研究、沉积韵律研究，结合数值模拟等技术手段，认清剩余油分布状况，找准剩余油潜力区，进行综合调整和挖潜，取得了一定效果，进一步改善了单元的开发效果。
　　
【关键词】双河油田 剩余油 沉积相 沉积韵律
　　
1 地质概况
　　
双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系位于双河鼻状构造带中部，①号断层以北属构造岩性油藏。构造东北翼相对较陡，倾向NE43度，地层倾角5-6度，西南翼较缓，倾向SE220度，地层倾角3-4度。砂体为扇三角洲前缘沉积，南部以水下分流河道沉积为主，厚度大，北部则以前缘席状砂沉积为主，厚度相对较小。岩性复杂，结构成熟度中等偏差，孔隙式胶结，胶结物为泥质和灰质。含油面积2.16km2，地质储量372.9×104t。共有油砂体13个，含油面积最大1.47km2，最小0.08km2，油层分布范围变化大。层系平均有效厚度12.3m，东南厚约25-40m，向西北很快变薄尖灭。2 开发现状
　　
截止到2011年12月，单元采油井开井22口，日产液1179.6t/d，日产油28.6t/d，平均单井日产油1.3t，采油速度0.34%，采出程度47.21%，采液速度14.1%，综合含水97.57%。注水井开井17口，日注水量1037.7m3/d，月注采比0.87，累积注采比1.32。
　　
3 剩余油分布规律研究
　　
3.1 剩余油分布规律研究方法
　　
运用不同历史阶段注水优势方向研究、沉积微相相变研究、沉积韵律研究、数值模拟等方法分析层系剩余油潜力。
　　
（1）分阶段注水优势方向研究，通过对水驱、聚驱、后续水驱等不同阶段历史井网恢复，研究注水优势方向，确定各注水阶段在平面及纵向上的推进方向，以定性确定剩余油的分布情况。部分区域注水方向性强，注入水主要沿主流线方向推进，而注水的弱势方向，水驱程度弱，剩余油相对富集。
　　
（2）沉积微相相变研究，沉积条件不仅决定了碎屑岩沉积相带在平面上的分布，也决定了储层的沉积韵律特征、沉积层理类型等在剖面上的分布。不同的沉积相带，水动力条件并不相同，通过绘制小层沉积微相图，发现局部区域沉积相带分布较复杂，变化明显。分析认为，相带的变化容易和周围构造变化形成封闭空间，进而形成剩余油富集区域。
　　
（3）沉积韵律研究，厚度大的正韵律油层，纵向上对流体阻力相同，由于流体自身的重力“下沉”作用，使注入水沿下部流动，造成上部驱油效率低于下部，剩余油主要集中在厚油层顶部。正韵律油层顶部形成剩余油富集区，反韵律油层底部形成剩余油富集区。
　　
3.2 剩余油分布特征及类型
　　
3.2.1 强水淹区域井间分散型分布剩余油
　　
平面上，主体区剩余油及可动油饱和度相对较低，但剩余储量丰度较高，通过数值模拟，Ⅱ33主体部位剩余油饱和度为28.5～41.3%，剩余储量丰度为28.6～129.5×104t/km2，统计各层主体区剩余储量159.21×104t，占全区剩余储量的77.8%。这些可采储量主要分布在油层压力平衡滞留区，分流线区域，内部水井与边水之间的压力平衡区。
　　
图2 Ⅱ33剩余油丰度分布3.2.2 弱水淹区域井间连片分布剩余油
　　
由于边角部位储层物性差，注水见效差，剩余油饱和度较高，平均51.2-66.7%，但由于厚度较薄，剩余储量少，所以剩余油丰度较低，平均只有6.5～20.6×104t/km2，剩余油相对富集的未淹、弱淹层厚度薄、分布零散。从井网上看，主要分布在上倾尖灭区和压力平衡区。
　　
3.2.3 沉积相变区域控制型剩余油
　　
沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。在相带变化大、物性相对差的区域，与周围注水井处于不同的沉积微相，周围边水和注入水推不过来，形成区域弱水淹区，存在一定剩余油，如泌112井区。
　　
4 开发对策研究
　　
4.1 主力层分区单井点调剖，整体动态调整
　　
主力层剩余油富集类型主要为强水淹区域井间分散型分布剩余油、非均质性或韵律控制的局部富集型剩余油。主要分布在主力油层压力平衡滞留区、局部砂体变化大区域，分流线区域，内部水井与边水之间的压力平衡区。由于主力油层厚度大，夹层不稳定，机堵效果不理想。通过调剖和整体注水调整，促进液流转向，加强弱势方向注入，扩大注水波及体积，挖潜局部剩余油。2011年，单元调剖3井次，注水调配56井次，累计增油1171t，增油效果显著。
　　
4.2 中低渗透层，加强细分注水，储层改造
　　
非主力油层厚度薄，物性相对较差，动用程度低，剩余油饱和度相对较高；各砂体边角部位储层物性差，注水见效差，剩余油相对富集。
　　
通过对纵向上射开层段多，层间差异大的注水井，尽量实施多层段细分注水，利用邻井实施井间分注，排除层间干扰。对靠近上倾尖灭区，物性相对较差，动用较差，有一定生产潜力，且对应水井注水正常，有较好能量补充的，实施压裂引效措施。如K310井，该井生产Ⅱ11-42131.2层，液量低、含水低，2011年6月压裂非主力层Ⅱ11-4层，日产油由0.4↑3.9t/d，日产水由1.5↑8.5m3/d，含水由78.8%↓68.9%。
　　
4.3 沉积微相研究，实施相变区域挖潜
　　
通过对泌112 井区沉积微相研究，发现该井处于前缘席状砂上，与周围注水井处于不同的沉积微相。周围的井厚度大，物性好，该井厚度变薄、物性变差，因此分析认为该井区水淹相对较弱。2010年8月补孔Ⅱ11.321层生产，日产油11t，日产水1.9m3，含水15%，取得了较好的效果。
　　
5 结论与认识
　　
（1）油田的注水开发过程，也是地下剩余油不断运移的过程，立足单层精细开发，通过历史井网恢复，结合沉积微相等多种综合手段，连续性描述剩余油，准确认识剩余油分布状况，是十分必要的。
　　
（2）加强厚油层层内细分挖潜，主力层进行整体动态调整，促使液流转向，动用弱势方向潜力；中低渗透层利用细分注水、增注攻关等手段提升注水效率，提高动用厚度。
　　
（3）针对不同的剩余油分布特征及类型，只有在认清潜力的基础上，采取针对性的组合措施，才能使油藏的开发效果得到改善。
　　参考文献
　　
[1] 陆建林，等.高含水期油田剩余油分布研究，石油学报，2001
　　
[2] 徐艳梅，等.剩余油分布的影响因素，西南石油学院学报，2005
　　
[3] 赵红兵. 三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整，特种油气藏，2006，73-89