渤海L油田不同开发方式下注采井钻遇隔夹层位置优选实验研究

罗宪波，李金宜，段 宇，朱文森，信召玲，张旭东



渤海L油田不同开发方式下注采井钻遇隔夹层位置优选实验研究

罗宪波1，李金宜1，段 宇1，朱文森1，信召玲1，张旭东2

（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 300459 2．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

针对隔夹层发育的海上L油田剩余油挖潜难点，通过提取典型井组地质参数，分别设计注入井单独钻遇隔夹层和生产井单独钻遇隔夹层2种情况下的6种注采井间隔夹层分布模型，对每种隔夹层分布模型均开展水驱和早期注聚实验，一共完成12个二维平板可视化模型实验。实验结果表明，在基础井网下，对于注水井钻遇隔夹层和生产井钻遇隔夹层，其隔夹层相对长度为井距2/3的布井模型的采收率指标均最高。注聚井组筛选应优先考虑2种情况：第一种为注水井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距1/3的模型，注聚采收率增幅可达18.2%；第二种为生产井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距2/3的模型，注聚采收率增幅可达19.0%。

渤海L油田；剩余油挖潜；隔夹层；注采井位设计

聚合物驱作为提高水驱采收率的成熟手段，已在国内多个矿场规模化应用。渤海油田将注聚方式在海上油田工业规模化应用中也取得较好增油效果。目前国内学者围绕隔夹层类型、分布和对水驱开发效果的影响已取得较多研究成果[1–18]，但针对隔夹层对化学驱开发效果影响，特别是渤海早期注聚模式下隔夹层对开发效果影响的研究成果，尚不多见。对于海上油田依托平台的开发方式，需要尽可能考虑全寿命方案，在一次井网条件下尽最大程度满足油藏挖潜的需求，规避风险。对海上油田适合以聚驱为代表的化学驱油藏类型，其开发井网的井位设计和井轨迹优化工作显得非常重要，这在开发前期项目中对油藏的认识和钻完井方案提出了更高的要求。因此，本文基于隔夹层发育的厚储层砂岩油藏类型，根据钻遇的注采井间隔夹层的发育程度，建立二维可视化平板模型，开展此类油藏在水驱和早期注聚两种开发方式下油水分布特征实验研究。

1 实验材料及方案设计

本文以渤海典型厚储层聚驱疏松砂岩L油田为例，该油田主要含油层系为东二下亚段，其主力油组分布稳定，油层较厚（大于30 m）。储层孔隙度主要为24%~35%，渗透率为50×10–3~5 000×10–3μm2，具有高孔、高渗的特征。基于典型井组的地质特征参数，分别按照注水井钻遇隔夹层和生产井钻遇隔夹层两种情况设计，每种情况分别考虑隔夹层相对长度为井距1/3、隔夹层相对长度为井距1/2和隔夹层相对长度为井距2/3的 3种方案，共设置6种注采井间隔夹层发育模型，每个模型分别开展水驱、早期注聚两种开发方式下的驱替实验。

实验平板模型由有机玻璃板、石英砂、塑料管线和胶结剂制作而成，经过相似准则设计，平板模型规格为30 cm×6 cm×0.45 cm（××），石英砂填充，模型渗透率均为1 500×10–3μm2，环氧树脂密封；实验用水是根据L油田水源井离子组成复配的地层水，总矿化度为8 878 mg/L，25℃条件下黏度0.92 mPa·s；聚合物为L油田矿场使用聚合物，用注入水配制，浓度为600 mg/L，有效黏度为7.2 mPa·s；实验用油为现场原油与煤油体积比按2:1配制，25 ℃条件下黏度20 mPa·s，为使实验过程中便于观察，在模拟油中加入适量的苏丹四，将模拟油染成红色。所有模型设置均为一注一采，采用合注合采方式，模型中注入井和生产井井段全部射开，注采速度均为0.5 mL/min，注采平衡。模型驱替至生产井含水率达98%停止实验。

2 实验结果及分析

2.1 注入井钻遇隔夹层

分别在水驱、早期注聚两种开发方式下，对注入井钻遇隔夹层的3种模型开展实验。

水驱开发方式后，代表剩余油的红色区域只在注采井距中间和生产井附近尚有局部富集。在隔夹层相对长度较小时，注入水在厚储层中无隔夹层发育区域渗流时受重力作用影响较大，因此隔夹层相对长度为井距1/3模型的剩余油富集最多，且主要分布在注采井中部和生产井附近的上部区域。在模型隔夹层未发育的局部水动力波及减弱区域出现条带状红色剩余油富集，生产井具有底部水淹特征，如图1a所示。随着隔夹层相对长度增大，可观察到红色富集区域面积逐渐减小，最后只有生产井附近存在少量剩余油富集，如图2a所示。

早期注聚开发方式后，模型中无明显剩余油富集，且剩余油呈零散状态均匀分布在模型中，辨识度相差不大，如图1b和图2b所示。分析认为，聚合物溶液提高了驱替相的黏度，减弱了重力分异作用，驱替过程接近于“活塞式”驱替，大幅提高了纵向波及面积，其剩余油与水驱后的相比减少显著。

图1 隔夹层相对长度为井距1/3模型不同开发方式下油水分布

图2 隔夹层相对长度为井距2/3模型不同开发方式下油水分布

对于水驱开发方式，隔夹层相对长度对开发指标的影响较大。在相同注入孔隙体积倍数下，隔夹层相对长度越短，含水上升越快，开采初期采油速度越低，采出程度越低，如图3a所示。早期注聚开发方式能显著改善隔夹层模型纵向波及状况，使得隔夹层相对长度对最终剩余油分布影响减弱，如图3b所示。从注入井钻遇隔夹层的平板剩余油富集及采出程度分析，井间隔夹层相对长度为井距1/3的井组将是矿场水驱开发后实施注聚优先筛选的挖潜目标。

图3 注入井钻遇隔夹层模型实验各开发指标

2.2 生产井钻遇隔夹层

生产井钻遇隔夹层模型与注入井钻遇隔夹层模型类似，水驱开发方式下，模型内均存在较明显剩余油富集在生产井附近，以在模型顶部及隔夹层底部分布形式为主，但生产井具有底部水淹特征，其中隔夹层相对长度为井距2/3模型的剩余油明显少于其它两个模型，如图4所示。水驱方式下，生产井钻遇隔夹层3个模型的剩余油富集整体差异性小于注入井钻遇隔夹层情况，如图5所示。在早期注聚开发方式下，模型中不存在连片剩余油，并且隔夹层相对长度对剩余油影响同样较小。从生产井钻遇隔夹层的平板剩余油富集及采出程度分析，井间隔夹层相对长度为井距2/3的井组将是矿场水驱开发后实施注聚优先筛选的挖潜目标。

图4 水驱开发方式下生产井钻遇隔夹层模型

图5 生产井钻遇隔夹层模型水驱采出程度变化曲线

12个实验方案结果数据见表1，注采井钻遇隔夹层模型的水驱与聚合物驱采收率对比如图6所示，可以看出，对于注入井钻遇隔夹层，其隔夹层相对长度为井距2/3模型最终采收率值最高，水驱和早期注聚收率分别为60.5%和69.9%；但隔夹层相对长度为井距1/3模型的注聚提高采收率增幅最大，增幅18.2%。水驱开发方式下，隔夹层相对长度对采收率指标影响非常大；早期注聚开发方式下，隔夹层相对长度对采收率影响不大。因此，对于在水驱后考虑注聚提高采收率的油田应优先筛选隔夹层相对长度为井距1/3的井组，剩余油挖潜潜力更大。对于生产井钻遇隔夹层，同样是隔夹层相对长度为井距2/3模型最终采收率值最高，水驱和早期注聚采收率分别为57.3%和76.2%。可以看出，两种开发方式下，隔夹层相对井距长度对采收率增幅影响整体小于注入井钻遇隔夹层情况。

表1 不同注采井间钻遇隔夹层分布实验采收率

图6 注采井钻遇隔夹层模型的水驱与聚合物驱采收率对比

因此，对于隔夹层发育的油藏，在油藏前期方案研究中，开发井井位和井轨迹设计应优先考虑注采井间隔夹层相对长度为井距2/3的情况来布井，同时在后期注聚挖潜剩余油方向上，须根据注入井和生产井钻遇隔夹层情况区别对待，有针对性的优选井组挖潜方案。

3 实际应用

L油藏属于典型的海上早期注聚油藏，在开发过程中，因层内韵律性的复杂变化，层间夹层分布影响会对油水在纵向上的运移规律产生重要影响。 以矿场井组为例，注入井A23于2005年开始注水，生产井C13为2015年3月实施的挖潜井，注采井间发育多套大段隔夹层。由图7可见，通过优化C13井的井眼轨迹，调整井实施后，在靠近生产井的部位，隔夹层下部富集剩余油，各射孔段生产呈现底部水淹特征，与实验规律基本吻合。C13井通过精准挖潜剩余油，投产初期产能达100 m3/d，含水低于20%，截至2018年5月，已累产原油7.5×104m3。

图7 A23–C13井组剩余油分布

4 结论

（1）注采井间隔夹层发育情况对注水开发和注聚开发油田的开发效果具有较大影响，在一次井网条件下，其开发井井位和井轨迹设计应优先考虑注采井间隔夹层相对长度为井距2/3情况。

（2）室内实验表明，对于注入井钻遇隔夹层，隔夹层相对长度为井距1/3模型的注聚采收率增幅最大，可达18.2%；对于生产井钻遇隔夹层，隔夹层相对长度为井距2/3模型的注聚采收率增幅最大，可达19%。

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Experimental study on optimal location selection of drilled interlayers in injection-production wells with different development methods in Bohai L oilfield

LUO Xianbo1, LI Jinyi1, DUAN Yu1, ZHU Wensen1, XIN Zhaoling1, ZHANG Xudong2

(1.Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China; 2. (Engineering Technology Branch Company of CNOOC Energy Development Co., LTD., Tianjin 300452, China)

Aiming at the difficulty on residual oil potential tapping of offshore L oilfield with developed interlayers, through extracting typical geological parameters of well group, 6 kinds of interlayers distribution models of injection-production wells under 2 circumstances were respectively designed, namely the injection wells drilled interlayers alone and the production wells drilled interlayers alone. Towards each kind of interlayers, the water flooding and early polymer injection were carried out and a total of 12 two-dimensional visualization model experiments were completed. The experimental results showed that under the basic well network, the recovery was the highest when the relative length of the interval was 2/3 of the well spacing. Two models should be given priority in the selection of polymer injection well group. More details can be seen in the paper.

Bohai L oilfield; residual oil potential tapping; interlayer insulation; injection and production well location design

1673–8217（2019）02–0087–05

TE341

A

2018–06–22

罗宪波，博士，首席工程师，1975年生，现主要从事油气田开发工程研究工作。

国家科技重大专项“海上稠油油田开发模式研究”（2016ZX05025–001）和课题“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058–001）。

编辑：黄生娣