海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究<br/>——以渤海海域CB油田为例

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究
——以渤海海域CB油田为例

2017-06-19刘春艳王佩文李金蔓曲炳昌

石油地质与工程 2017年3期

关键词：小层高含水饱和度

刘春艳，王佩文，常涛，李金蔓，曲炳昌

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司 )

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究
——以渤海海域CB油田为例

刘春艳1，王佩文2，常涛1，李金蔓1，曲炳昌1

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司 )

针对主力产层只有一个小层并进入高含水阶段的渤海CB油田稠油油藏，基于动、静态相结合的思路，从控制剩余油分布的因素出发，采用测井曲线频谱属性分析和小波频谱分析等数学方法、以及厚层砂体高分辨率层序地层划分与对比技术，对小层进行层内细分，开展沉积微相研究及储层非均质性研究，结合饱和度测井资料，精细刻画油藏层内各小层剩余油饱和度及剩余储量。利用研究成果成功指导了7口水平井的部署，增油效果明显，预计采收率可提高4.5%。

渤海油田；稠油油藏；高含水期；剩余油分布

与陆地油田相比，海上油田开发具有开发成本高、井距相对较大、测试资料少等特点，油田进入高含水阶段之后，剩余油精细描述与经济挖潜难度较大。海上油田取心资料、饱和度测试资料有限，应用有限的资料进行剩余油的精细研究和挖潜是一项重要的研究课题。

渤海CB油田1985年投入开发，至今已有超过30年的开发历程，油田目前采出程度为42%，综合含水91%；同时，油田开发还受到平台电量和液处理量的限制，亟需开展剩余油挖潜研究。本文以CB油田为例，通过动、静结合的方法，从构造、沉积微相、储层非均质性、流体性质等静态角度和开采方式、井网完善性、射孔完善性、采液均衡性等动态角度分析了影响剩余油形成的原因。在此基础上，结合饱和度测井等动态资料，应用油藏工程和数值模拟方法对纵向、平面的剩余油分布定量表征，成功设计、部署了7口水平井，对该油田“稳油控水”起到了明显的效果。

1 研究区概况

CB油田为具有气顶和边水的构造层状油藏，油田主要油气层段位于古近系东营组，砂体横向分布稳定，油层砂体厚度为16～40 m，岩性以中～细砂岩为主，油层具有统一压力系统；储层为辨状河三角洲相沉积的中～细岩屑长石砂岩，纵向上具明显的正韵律沉积特征，孔隙度为25%～34%，渗透率为(1 000～3 000)×10-3μm2,属于高孔、高渗型储层；地面原油密度为0.955 g/m3，地面原油黏度为650 mPa·s，地层原油黏度为57 mPa·s；油田天然能量充足，开发过程中为了保护气顶，只在气顶附近区域实施了少量井点状注水，油田投入开发至今，地层压力下降1 MPa,基本属于刚性水驱。

2 高含水阶段层内剩余油研究

关于剩余油的分布规律，前人已做了较多研究，韩大匡教授(1995)总结了我国各个油田的剩余油分布规律，结合剩余油富集区基本形成条件，将剩余油分布模式划分为8种类型[1]；俞启泰(2000)将未波及剩余油分为3类[2]。总结起来，非均匀驱油是剩余油存在的根本原因。非均匀驱油的原因有两方面，一是地质条件的非均匀性，主要包括构造起伏、储层非均质性及韵律性、沉积相变化及断层遮挡；二是油藏开采的非均匀性，主要包括开采方式、井网完善性、射孔完善性及采液均衡性。

本文从影响剩余油分布的因素出发，在储层特征综合研究的基础上，结合当今先进的地球物理、油藏工程等技术方法和手段，通过多学科集成化研究，注重宏观与微观结合、静态与动态结合，分析剩余油的分布规律，为剩余油挖潜提供了科学依据，技术思路如图1所示。

图1 剩余油挖潜研究技术思路

2.1 控制剩余油分布的因素分析

2.1.1 静态因素

(1)构造特征。对于亲水砂岩油藏而言，毛管力是水驱油的动力，同时，如果地层有一定的倾角，则重力在毛管力方向的分力是阻力；随着地层倾角的增大，阻力也逐渐增大，毛管力方向的受力逐渐减小，过渡带也逐渐变小。说明在其他地质条件相同的情况下，低幅度构造的油藏所形成的油水过渡带更宽。

CB油田为亲水砂岩油藏，地层倾角2°，构造幅度较小，在油田的主体部位有东、西两个局部高点，油井沿构造均匀布井。随着开发生产，边水沿构造从低向高不断推进[3]，在油田内部东、西两个局部高点形成剩余油富集区，同时存在相对较宽的油水过渡带，是剩余油挖潜的重点。

(2)沉积微相。本次研究通过详细的岩心观察和描述，结合区域沉积相背景和测井录井资料，根据沉积相标志分析，确定研究区沉积相为辫状河三角洲前缘亚相。沉积微相以分流河道、河道砂坝、前缘席状砂为主，其中分流河道、河道砂坝为典型的正韵律砂体，受砂体正韵律控制，储层底部水淹严重，剩余油富集于顶部[4]。分流河道砂的主流线方向储层物性较好，开发时产液量高，水淹程度高；其边缘储层物性变差，边水的推进速度较慢，水淹程度低，剩余油饱和度较高；席状砂砂体物性较差，渗透率低，驱油效率不高，也是剩余油富集的主要场所[5]。

(3)储层非均质性。由于生产目的层仅是一个小层，为了精细刻画小层内的剩余分布情况，需要对小层细分。研究区东营油组砂体厚度21～45 m，为多期河道叠覆沉积，由于河流强烈的切割作用和不同时期河道位置的继承性，每期河流沉积物都可能被后来的河流冲刷改道，不同时期河道砂叠置成厚度较大的复合砂体，缺少稳定分布的泥质隔夹层。

本次研究以高分辨率层序地层学为理论依据，采用测井曲线频谱属性分析和小波频谱分析等数学方法，提出了“地震界面控层段，属性分析划砂组，岩心-测井定界面，旋回对比分小层”的厚层砂体高分辨率层序地层划分与对比技术手段，即以地震界面反射特征识别为主，结合岩性、测井分析实现东二段顶底界面的识别；采用测井曲线频谱属性分析技术实现砂组的划分；通过岩心、测井资料分析，识别各级层序界面；以旋回对比技术实现小层的划分与对比[6](图2)。图2中从左到右分别为原始曲线、最大熵谱分析、预测误差滤波分析与合成预测误差滤波分析，在此基础上，将东营组油层由一个小层细分成5个小层(图3)。

CB油田砂体纵向上变异系数为0.5～1，渗透率级差为9～40，非均质性较强。渗透率变异系数越大，剩余油饱和度越高，水驱受效油面积越小。图4模拟了变异系数分别取 0.3，0.4，0.5，0.6和 0.7时砂岩油藏剩余油饱和度和原始含油饱和度的比值[8]，可以看出，渗透率变异系数大于0.5的情况下，剩余油饱和度/原始含油饱和度的值较高，CB油田储层为正韵律形态，剩余油在储层顶部富集。

(4)流体性质。原油黏度是影响水驱开发效果的重要因素，油水黏度比越大，水驱开发效果越差。图5模拟了地下原油黏度分别为 10，30，50，70和90 mPa·s 时，砂岩油藏剩余油饱和度和原始含油饱和度的比值[7]，可以看出，原油黏度越大，剩余开发潜力也就越大。CB油田地下原油黏度为57 mPa·s，剩余油饱和度/原始含油饱和度为65%左右，油水黏度比差异导致的剩余油富集是该油田挖潜必须考虑的主要因素之一。

2.1.2 动态因素

在CB油田开发方案执行的过程中，气顶区以及靠断层附近井距较大，井网不完善，同时，出于保护气顶和避免油井发生气窜的考虑，气顶区油井都在上部进行了不同程度的避射，避射厚度为5～11m。平面井网以及纵向区域射孔不完善，影响了平面以及纵向的水驱波及系数，因此，断层附近、井网及射孔不完善区域是剩余油相对富集的区域。

2.2 剩余油潜力分析

图2 CB油田合成预测误差滤波分析

图3 CB油田小层细分

图4 渗透率变异系数对剩余油饱和度的影响

2.2.1 动静结合分析剩余油潜力

在地质研究的基础上，为进一步落实油田的水淹状况，在油田的不同构造部位实施了15井次的生产测试，如表1所示。可以看出，水淹厚度由边部到内部逐渐变小，其中边部井的水淹厚度为10 m左右，水洗比较严重，油田内部气顶区的井水淹厚度为3～5 m。

图5 地下原油黏度对剩余油饱和度的影响

结合生产测井资料和生产动态数据，在精细地质研究的基础上，进行相控建模和数值模拟，拟合过程中，采用既考虑整体又顾及局部的拟合方法。为了提高模型的拟合精度，对油田15口测试的饱和度与模型拟合，测井饱和度拟合方法[9]与常规历史拟合同时进行。通过反复拟合，油藏生产动态数据与测井饱和度得到拟合，有利于有效评价剩余油潜力位置。

表1 油田生产测井统计分析

2.2.2 剩余油潜力分布

(1)纵向各小层剩余油分布。根据动、静态结合的研究方法对单层的剩余油储量进行了计算(表2)，可以看出，CB油田剩余油在纵向上主要集中在储层上部，剩余储量潜力主要分布在1砂组1小层和2砂组1小层和2小层。

表2 各小层剩余储量与采出程度统计

(2)平面剩余油分布及定量表征。为了更加直观地描述平面剩余油分布，本文采用油藏工程方法，将含水饱和度和含水率做一转换[10]，利用含水率平面分布图直观描述剩余油。

对于砂岩油层，忽视毛细管压力和溶解气的作用，即满足油、水两相稳定渗流条件，油、水相渗比与含水饱和度之间满足关系式(1)：

(1)

含水率与含水饱和度满足关系式(2)：

(2)

式中：n,m——与储层结构和流体性质有关的参数；Kro——油相相对渗透率；Krw——水相相对渗透率；Sw——含水饱和度；fw——含水率；C——流体系数。

(3)

然后，根据该油藏目前的开发现状和综合含水率的高低，划分不同含水级别并进行统计分析，确定其剩余油储量的分布特征。图6为不同含水区间的储层厚度占总储层厚度的百分比，可以看出，研究区各小层的水淹程度相对较高，产层平均含水率达到了80%左右，含水90%以上的储层占总储层的38%以上。

图6 CB油田目前含水级别统计

绘制含水率小于80%的剩余油厚度图(图7)，从而更加有效地指导调整挖潜。从平面的剩余油分布来看，剩余油主要分布在构造高部位及断层附近。

图7 CB油田含水率小于80%的剩余油厚度分布

3 现场实施效果及分析

依据剩余油描述成果，主要采用水平井挖掘剩余油富集潜力。结合剩余油厚度图，在含水率小于80%、剩余油厚度大于7 m的区域部署了7口水平井。调整井实际投产后，日产油60～120 m3，其中5口调整井未钻遇水淹层，投产初期基本不含水(表3)。 7口调整井的部署位置分为3类：断层夹角区域、井间区域和油水过渡带区域，以下对每种类型各举一例进行阐述。