海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

祝晓林 郭 林 徐豪飞 金宝强 郑 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)



海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

祝晓林 郭 林 徐豪飞 金宝强 郑 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

渤海JX油田油层厚度大、层间非均质性强、地下原油黏度大，水驱开发过程中易发生层间干扰及边底水锥进现象，严重影响油井的产能。通过理论分析和数值模拟等手段，研究了海上复杂厚层稠油油藏开发井网，深入剖析了厚层稠油油藏细分开发层系的必要性及水平井的关键参数。应用实践及效果评价表明利用水平井细分开发层系开发厚层稠油油藏效果良好。

厚层稠油油藏； 水平井； 开发层系； 数值模拟； 海上油田

对于厚层油藏的开发，部分学者和研究人员认为：若单层厚度大且无明显隔夹层发育的储层，应采用一套层系开发的方式。但实际生产实践证明，厚油层特别是厚层稠油油藏，若采取该模式，则层间干扰较大，容易在油层中下部出现严重水窜，而在油层顶部出现剩余油富集的现象，导致油田开发效果变差，采收率降低[1]。因此，对于此类油藏，为了改善其开发效果，结合实际开发经验，细分油田开发层系，减少层间干扰，可充分挖掘油田潜力。

渤海JX油田具有油层厚度大、层间非均质性强且油稠的特点，在水驱开发过程中容易发生层间干扰及边底水锥进现象，严重影响油田的开发效果。本次以精细地质研究为基础，开展了合理开发方案及生产制度研究。

1 渤海厚层稠油油藏地质特征分析

渤海JX油田位于渤海辽东湾海域，是目前渤海已开发三角洲前缘沉积油田中油层厚度最大的油田。油藏类型为构造层状油气藏(图1)。JX油田具有复杂的地质油藏特征：(1) 含油层系为东营组，物性好，属于高孔高渗储层，储层孔隙度主要介于26%～31%，渗透率主要介于(700～1 100)×10-3μm2；(2) 油层厚度大，最大垂厚达193 m；(3) 地层倾角大，为8°～15°；(4) 油层平面上呈窄条状分布，平面宽度窄，仅400～700 m；(5) 油组内油水关系复杂，含油层系多，隔夹层较发育；(6) 层间非均质性强，变异系数为0.5～1.6，层间干扰严重；(7) 原油黏度大，地层平均原油黏度为255 mPa·s，地面平均原油黏度为 2 152 mPa·s。

2 厚油层细分开发层系可行性研究

2.1 数值模型建立

JX油田是典型的窄条状、厚层稠油边底水油藏。因此，根据油藏特点，结合地震、测井、地质及流体高压物性等原始资料，运用Petrel地质建模软件建立了精细的油藏数值模拟模型。模型平面网格为50×99，步长为30 m×30 m，纵向网格步长为1～2 m。储层垂直渗透率是水平渗透率的0.5倍，水体倍数为30[2]。

2.2 定向井一套层系合采的不利因素分析

由于油藏的复杂性和特殊性，首先考虑定向井一套层系合采，模拟结果表明：(1) 当作一套层系开发时，由于层间干扰较大，易造成油井平面水窜；(2) 油层纵向动用不均，油田含水率迅速上升，产能递减加快；(3) 含水率为80%时，采出程度仅5.5%，在海上油田有限的平台寿命内，其采出程度较低；(4) 生产25 a，油田采出程度仅15.9%。采用定向井一套层系开发，虽然投入小、见效快，但油藏整体开发效果较差。因此有必要采用细分开发层系的方法，以达到提高开发效果的目的。

2.3 水平井细分开发层系研究

目前，油田开发层系划分的原则和要求主要有：

图1 JX油田油藏剖面图

(1) 厚油层一般大于40 m，且厚油层内有分布较稳定的隔夹层，且隔夹层厚度在0.5～2.0 m。同时，为了满足水平井井身轨迹实施的要求，层系划分后单层厚度应大于6.0 m。

(2) 考虑水平井的初期产能，单层厚度应较均匀。采用βh判断方法(美国油气田开发经验)，其βh值应在30 m左右。其中β=(KhKv)，反映油层各向异性[3-4]。

研究水平井分层系开发方案，首先根据钻井、地震及测井等资料，应用高分辨率层序分析技术划分层序，将宏观与微观相结合，利用高频旋回进行储层精细对比，勾绘出分布相对稳定的泥质夹层和物性夹层，为分层提供地质依据；然后在地质精细研究的基础上，根据实际水平井开发经验，结合油藏数值模拟研究，设计水平井分层开发的井数、位置和井网。

针对JX油田油藏的实际特点，参照细分开发层系原则[5-6]，考虑5井区东二Ⅲ、东二Ⅳ、东三Ⅰ油组油层厚度及隔夹层发育状况，提出了3种细分开发层系的方案，并通过数值模拟技术对生产25 a后的采出程度进行预测。

方案一：

根据物性的差异将储层细分为3套开发层系，即东二Ⅲ、东二Ⅳ、东三Ⅰ油组。如图2所示，将①②小层作为一套开发层系，③④⑤作为一套开发层系，⑥⑦作为一套开发层系，共3套开发层系。该方案采出程度为18.1%。

方案二：

在方案一的基础上，在开发层系内存在不同油水关系的储层再细分开发层系。即在方案一的基础上，东二Ⅲ细分为东二Ⅲ上及东二Ⅲ下2套开发层系，东二Ⅳ仍为一套开发层系，东三Ⅰ仍为一套开发层系。如图2所示，将①小层作为一套开发层系，②小层作为一套开发层系，③④⑤作为一套开发层系，⑥⑦作为一套开发层系，共4套开发层系。该方案采出程度为19.6%。

方案三：

在方案二的基础上，采用βh判别法，对油层厚度较大且隔夹层发育的一套开发层系进行再研究。东二Ⅳ油组油层厚65 m，该油层组的地层参数βh为60 m；东三Ⅰ油组油层厚45 m，βh约58 m。考虑βh值均大于经验值30 m，且2个油组内有相对稳定的泥质夹层和物性夹层，油组内部适合分层系进行开发，但要保证每套层系具有一定的物质基础。将东二Ⅳ开发层系细分为3个开发层系，将东三Ⅰ开发层系细分为2个开发层系，每套开发层系有效厚度约22 m。如图2所示，将每小层分别作为一套开发层系，共7套。该方案采出程度为23.7%。

图2 JX油田分层系垂向布井示意图

结果表明：JX油田分别以3种方案生产25 a后，其采出程度分别为18.1%、19.6%和23.7%。因此，选用方案三，在油藏高部位部署20口水平井分7套开发层系生产，水平井水平段的走向与构造长轴方向平行。同时，为了保持注采平衡，则在油藏低部位部署3口定向井分层注水。

2.4 水平井关键参数的优化

2.4.1 水平井纵向位置优选

水平井的开发效果与其临界产量及见水时间密切相关，而水平井的临界产量及见水时间又受其在油藏中垂向位置的影响[7]。根据油藏“厚、陡、窄”的特点，在开发井网及采油速度既定条件下，设计了水平段距离开发层系储层顶23、12及13处的3套方案，并预测了生产25 a的开发指标。

预测结果表明：

(1) 当边底水离储层较远时，储层的最终采收率受边底水的影响较小；位于储层中部(12处)的水平井段初期产能高，含水率上升较慢，最终采收率较好。

(2) 当边底水离储层较近时，水平段在储层中的位置越靠下，受边底水影响越大，见水时间越早，最终采出程度越小；位于储层上部(13处)的水平井生产效果相对较好。

因此，针对这类“厚、陡、窄”油藏，为了达到较好的开发效果，水平井的着陆位置应控制在储层中部靠上，达到控制边底水快速推进的同时，保证水平井段有足够的泄油半径。

2.4.2 水平段长度优化

为进一步研究水平井水平段长度对开发效果的影响[8]，考虑水平井摩阻，分别模拟了水平段长度为100、150、200、250、300、350 m的水平井的单井最终累计产油量(图3)。

图3 不同水平段长度与累计产油量关系曲线

结果表明：随着水平井长度的增加，累计产油量随之增加，但当水平段长度超过250 m后，累计产油量增加幅度逐渐变缓。

因此，考虑到砂体的范围、形态，井位的方向、位置，以及风险的规避，建议JX油田水平井水平段长度为200～250 m。

2.4.3 合理生产压差优选

在油藏条件相对稳定的情况下，采用边部注水保持地层能量的开发模式时，油藏开采速度和采出程度主要受水平井生产压差的影响[9]。为研究厚层稠油油藏水平井合理的开采速度，设计了6种不同生产压差的开采方案：0.3、0.6、1.0、1.5、2.0、2.5 MPa。设油井定生产压差生产，限制最低井底流压为6.0 MPa，经济条件下的含水率上限为98%，单井经济极限产油量为5 m3d，生产年限为25 a。

预测结果表明：距离含油内边界大于150 m的水平井，生产初期提高生产压差，采出程度相应提高；但当生产压差大于1.5 MPa以后，采出程度随压差的增大而降低。分析认为：当生产压差过大后，提高了采油速度，加快了边底水锥进速度，导致采油井含水率迅速上升(图4)。

根据同样的研究方法，确定JX油田距离含油内边界小于150 m的水平井，其合理生产压差在1 MPa时开发效果最好。

图4 生产压差与初期采油速度和最终采出程度的关系曲线

3 应用实践与效果评价

根据研究成果和推荐方案，JX油田分7套层系共部署20口水平井开发，到目前为止已完钻10口井，投产10口井，累计开采6个月。目前日产液944 m3，日产油928 m3，综合含水率1.7%，平均单井日产油92.8 m3。其中，A20H位于东二段Ⅵ上油组中部，实钻水平段长度为215 m，砂岩钻遇率为88%。该井自投产以来，生产情况良好，累计产油1.8×104m3，累计产水100 m3；目前生产压差为1.5 MPa，日产油140.0 m3，日产水0.43 m3，综合含水率为0.3%(图5)，优于设计指标。

该井区目前生产稳定，日产油量高，处于无水采油期或低含水采油期。因此，使用水平井开采稠油油藏，在提高油井初期产能和抑制水窜方面都取得了较好的效果，达到甚至优于预期目标。

图5 水平井A20H实际开采曲线图

4 结 语

(1) 针对油层厚度较大、层间非均值性较强、隔夹层发育的海上稠油油藏，水平井分层系开发可以有效减缓平面水锥，增加油井无水采油期，提高油田最终采收率。

(2) 水平井分层系开发时，水平段着陆位置应控制在储层中部靠上，水平段长度为200～250 m时开发效果最好；对距离含油内边界大于150 m的水平井，其合理生产压差控制在1.5 MPa时开发效果最好。

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ZHUXiaolinGUOLinXUHaofeiJINBaoqiangZHENGHua

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin 300452, China)

Bohai JX oilfield is a complex thick layer of heavy oil reservoir, with characteristics of high reservoir thickness and strong interlayer heterogeneity, which would result in interlayer interference, edge and bottom water coning in water flooding process, so the oil well productivity can be influenced seriously. In order to develop this thick heavy oil reservoir efficiently, the geological model is established by means of theoretical analysis and reservoir numerical simulation, and then the necessity of subdivision development of thick heavy oil reservoir and key parameters of offshore complex heavy oil reservoir are studied. Practice and effect evaluation show that subdivision of layer series by horizontal wells has good effect in the development of thick heavy oil reservoirs.

thick heavy oil reservoir; horizontal well; layer series of development; numerical simulation; offshore oil field

2016-01-26

中海石油(中国)有限公司重大专项“多元热流体、蒸汽吞吐和SAGD热采关键技术研究”(YXKY-2013-TJ-01)

祝晓林(1986 — )，女，工程师，研究方向为海上油气田开发与管理。

TE32+5

A

1673-1980(2016)05-0039-04