[科普中国]-非主力油层

简介

油田经过多年的高速高效注水开发后，井网对主力油层控制程度高，储量动用程度高，综合含水高而对非主力层的井网调整力度比较小，井网控制相对较低，储量动用差。在老油田资源接替困难、主力油层主体区域水淹严重、产量加速递减的情况下，如何开展对非主力层挖潜，进一步提高其储量动用程度和增加水驱采收率，是油田特高含水开发后期急需解决的问题之一。1

非主力油层特点非主力层是个相对概念，没有严格的界限和标准。例如双河油田就，单砂体含油面积小于1km2，厚度1~2m，地质储量小于30×104t的含油单层，其中以地质储量为主要判断指标，见下表。

|| || 双河油田非主力层储量分类

相对于主力油层而言，非主力油层具有“小、散、薄、差”的地质特点。分别是指①储量规模小、②厚度薄、③分布散、④物性差。1

非主力油层开发中存在的问题1、井网控制程度低

通过对非主力油层井网控制程度分析，在展开的含油面积中，目前井网控制含油面积比井网控制程度低。

2、注采结构不合理，油水井数比高，水驱控制程度低

虽然在完善主力层井网的同时，加大对非主力层井网的完善和调整力度，使非主力层注采结构得到一定的完善，剩余油潜力得到了进一步的发挥，但由于多数非主力层面积小，且多以岩性上倾尖灭型为主，多数层具有岩性细，厚度薄，储层物性差的特点，由于前期调整大多以针对剩余油富集区部署采油井挖潜为主，再加上非主力层相对分散，多数呈条带状，井网调整困难，同时注入水启动压力高，致使注采结构不合理，油水井数比高，水驱控制程度低，储量动用差。

3、层间干扰严重，注采状况差

在多层合采合注的情况下层间层内干扰严重，统计表明，注水井、采油井在多层生产、多层注水的条件下，非主力层纵向上有20%~25%的厚度未动用，30%左右的厚度动用较差。

生产资料的拟合结果表明：单井生产的厚度、层数越多，其实际动用的厚度和层数越少，其每米累积产油量越小（右图）。

从吸水剖面分析，注入、产出剖面差异大，高渗透主力层物性好，注采强度大，物性差的非主力层段注入、产出状况差，甚至注不进、采不出。

4、采出程度低，含水上升快

非主力层水驱控制程度低，单向受效井层多，导致开发效果不理想。含水上升快的主要原因，主要是部分采油井单向受效比例高，一般单项受效以注采对应或仅依靠边水驱油，注入水或边水沿相对高渗层和主要注人层流动，达到采油井后，形成油水通道，由于平面调整困难，含水得不到有效控制地层能量低主要是注采井网不完善，部分采油井虽然投产初期具有较高产能，但由于注水井的不吸水和欠注，甚至无对应注水井补充能量，造成油井供液不足，产液量低、动液面低。

非主力油层剩余油分布规律非主力油层，从沉积角度看，可分为4种类型：

(1)Ⅰ类砂体

系指砂岩有效厚度不小于0.5m，钻遇率大于60%的油层砂体。在平面上厚油层呈大面积分布，薄油层及表外层呈小片状充填在厚油层中。该砂体主要是强流坨状三角洲内前缘相沉积和远岸砂坝广泛发育的稳定外前缘相沉积。这类砂体油层发育好，渗透率较好，主体部分基本被水淹，剩余油仅零星分布在个别砂体性质变差部位的井点中。

(2)Ⅱ类砂体

系指砂岩有效厚度不小于0.5m，钻遇率为40%～60%的油层砂体。平面上厚油层呈条带状、枝状、坨状分布，薄油层及表外层呈镶边搭桥状充填在厚油层中，整个砂体于平面上连续展布。该砂体是以弱流坨状三角洲内前缘相沉积和稳定外前缘席状砂沉积为主，也含有少部分内外过渡相的河道及主体席状砂沉积。这类砂体除河道砂部位及连接河道砂的主体席状砂被动用程度高外，大面积分布的席状砂被动用程度低。

(3)Ⅲ类砂体

系指以内外前缘过渡相及外前缘相席状砂为主的油层砂体，多以薄油层和表外层沉积为主，钻遇率在70%以上，薄油层及表外层大面积分布，油层性质相对变差，剩余油较多。

(4)Ⅳ类砂体

系指枝坨过渡状三角洲内前缘相干枝状河道砂体和不稳定外前缘相沉积砂体。这类砂体泥岩分布广，砂体分布零散，呈坨状、窄条状、细网状，尖灭点多。2

非主力油层剩余油的成因油田注水开发是以注入水驱替油层中原油的过程。受开发区油层层数多、砂体沉积类型复杂、油层平面及纵向非均质性的影响，水驱效果不均匀。非主力油层剩余油的成因主要为:

(1)注采系统不完善

由于注采井分布不均匀而导致油层非均质性，引起储量损失及产量下降;此外，井网设计不适，致使部分油层不能投入开发，而形成剩余油。

(2)注水井吸水差

注水井吸水差现象普遍存在于全区低渗油层中，尤其以三角洲内外前缘过渡相砂体及不稳定的三角洲外前缘相砂体最为明显。这类砂体表外层普遍发育，泥岩在局部阻断砂体，致使油层普遍存在吸水厚度小，吸水量少的特点。在此影响下，剩余油大多分布于薄油层和表外层中，由于油层物性差，注水井吸水量少或不吸水，周围生产井相应油层的注水效果差而形成剩余油。

(3)二线受效

剩余油大多分布于薄油层和表外层中，由于附近无直接注水井点，地层压力梯度小，油层中出现油滞流，油层不能在较好的水驱条件下驱油，难以产生较好的注水效果而形成剩余油。

(4)层间干扰

在三角洲内前缘相砂体，特别是强流砣状三角洲相砂体中，渗透性好、孔隙度高的水下分流河道及主体席状砂发育，与之对应的是纵向上发育的内外前缘过渡相或不稳定外前缘席状砂体，表外层发育，层薄，常与泥岩交互。剩余油分布于薄油层和表外层中，在纵向上这些层与发育较好的油层相比，厚度、渗透率相差较大，在合采条件下，受发育较好层的层间干扰及注采压差太小的影响，不能很好地被动用而形成剩余油。

(5)平面干扰

剩余油主要分布在砂体边部的薄油层和表外层中，尤指河道砂或主体席状砂带边部较小范围的低或特低渗透率油层，平面上与发育较好的主体部位相比，厚度、渗透率差异大，在同一井网注水开发时，由于油层非均质性严重，油层在平面和层间上出现舌进和指进的现象，受主体部位的平面干扰而形成剩余油。

(6)厚油层内未被水淹

厚油层内因其非均质性使驱油厚度及驱油效率不均匀而形成剩余油。一般厚油层内水淹厚度约占60%时即出现全层水淹，但厚油层大部分是底部先见水，上部仍残留一定数量的滞留在一些小孔隙中被毛细管力束缚的剩余油，或是以薄膜形式存在于地层岩石表面及由于局部岩性变化遮挡封隔住的剩余油。3

非主力油层挖潜措施剩余油潜力分析结果表明：非主力油层的地质储量和剩余油主要分布在外前缘相的薄差储层内，在现井网、井距条件下，动用相对较差，应重点实施注采结构调整、完善部分井区的注采系统、进行加密调整等工作，挖掘剩余油潜力。

1、注采系统相对完善井区的剩余油挖潜对策

（1）平面上注采系统完善程度相对较高，但采油井位于主体水淹带边部或局部砂体变差部位，注水受效较差，形成的剩余油，应在采油井实施压裂措施改造。

（2）油井因层间干扰造成动用较差的油层内剩余油，要结合措施选井选层原则，实施压裂、换泵、堵水等措施，改善油层动用状况，挖掘剩余油潜力。

（3）平面上砂体注采关系较完善，但因纵向上层间干扰影响，注水井吸水状况较差形成的剩余油，应对注水井实施措施增注或合理进行方案调整，挖掘剩余油潜力。

（4）大面积分布的薄差储层，平面上注采关系较完善，但因油层性质较差，使油层动用状况较差形成的剩余油，此类剩余油主要分布在外前缘相Ⅲ类储层，应通过二次加密油水井压裂措施挖掘剩余油潜力。

2、注采关系不完善井区的剩余油挖潜对策

（1）因注采系统适应性较差，部分砂体形成了有采无注形成的剩余油，这类剩余油主要集中在外前缘相Ⅱ、Ⅲ类储层中，应选择实施二次加密油井转注措施完善注采关系。

（2）对单砂体注大于采造成注采关系不协调形成的剩余油，这类剩余油主要存在于外前缘相Ⅱ、Ⅲ类储层中，应实施油井补孔措施，完善单砂体的注采关系，挖掘剩余油潜力。

（3）受断层遮挡形成的剩余油富集区域或层位，在剩余油富集区内无采出井点时，可选择油井补孔措施；在剩余油富集区内有采出井点时，可选择油井压裂，或对注水井进行方案调整，合理增加剩余油富集层位的注水量。

3、调整注采井网，扩大水驱控制程度

开发层系原井距较大，只适应大面积分布的主力油砂体挖潜，而对非主力油层控制程度相对低，井网适应性差。为此，在细分加密调整阶段，有选择性分期分批投产投注油水井，动用非主力油层；以流动单元为对象，对非主力油层具有一定叠合面积的区域，打破层系界限，充分利用过路井，建立一套完整的注采井组，发挥水驱效果，增加水驱储量，使井距基本满足非主力油层挖潜需要。

4、细分注采，减缓层间干扰

（1）采取近几年发展成熟的超细水泥封堵工艺、常规的机堵和打塞措施封堵高渗、高压、强水淹层段减缓层间干扰，按渗透率级差对生产层优化组合，具备条件的，尽可能单采非主力层。

（2）针对非主力油层孔喉半径小、泥质含量高、渗流条件差，生产启动压差高的特性，通过实施酸化、压裂等措施降低井壁附近阻力和生产启动压差，改善其渗流条件，提高产液能力。

（3）通过细分注水、提高系统注水压力等措施，提高非主力层吸水能力，改善能量供应情况。

5、老井复查，寻找新储量

从研究地质构造、储层展布、沉积特征及其配置关系着手，寻找有利圈闭，并结合钻井、录井、取心资料，对可疑含油气层重新认识，现场验证。4