渤海S油田高含水期剩余油的分布研究及挖潜方向

2020-04-14陈勇军胡廷惠

天津科技 2020年3期

李彪，王迪，杨彬，陈勇军，胡廷惠

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452)

0 引言

目前我国注水开发油田大部分已经处于采出程度较高，综合含水较高，采出程度较低的两高一低阶段，而新发现的储量大部分受储量规模、储层物性、经济效益等影响开采难度较大。因此，注水开发油田中高含水期的剩余油挖潜和研究工作对于增加油田的可采储量，进一步提高油田的原油采收率具有非常可观的经济效益和现实意义[1-2]。特别是对于海上油田，由于海上采油平台安全工作年限一般为25～30年，为了在平台安全使用期限内尽可能多地采出地下原油，必须保证油田具有较高的采油速度和采出程度。因此，研究注水油田剩余油分布规律，充分挖掘油层的潜力，进一步提高油田采油速度，是直接关系到海上石油生产效益的重要问题。

1 油田基本概况

S海上油田是典型的大型重质稠油油田，地质储量超亿吨，属于河湖相三角洲沉积，以三角洲前缘亚相发育为主，主要有三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝等沉积微相。该油田是受构造控制的多层砂岩油藏，属于物性较好，储层非常发育，高孔高渗的大型整装油田。该油田经过二十余年的开发，注水层间矛盾逐步暴露，部分小层砂体动用程度差，平面上剩余油分布差异较大。为充分动用油田储量，提高油田的开发效果，有必要针对油田自身的地质油藏特点进行一系列有针对性的剩余油分布研究及挖潜工作，从而稳定油田的生产，保证油田处于较高的采油速度及进一步提高油田采收率。

2 剩余油的形成与分布控制因素

国内外学者对剩余油的形成与分布做了大量的研究，普遍认为油藏地质特征与开发生产采油方式是影响和控制剩余油形成与分布的2大主要因素[3]。虽然两者成因不同，但是相互影响、相互制约，共同控制着剩余油的形成和分布。

根据 S油田自身的地质油藏特点，将油田剩余油形成分布的控制因素主要分为3方面。

2.1 断层构造对剩余油分布的控制作用

S油田主要采用反九点面积注水开发，断层分布相对简单，但在断层附近所部署的注采井网不完善，采油井大多数存在只采不注或多采少注单向收效的情况，故其注采井网不规则、不完善，往往造成注入水波及面小，水驱效果差的情况，因此断层附近成为了剩余油的富集区[3]。如图1所示，断层附近的剩余油饱和度一般要高于油藏内部的，这些区域的剩余油饱和度高于油田内部剩余油饱和度平均值的 10%左右，成为油田潜力区之一。

图1 渤海S油田含油度饱和图Fig.1 Oil saturation of Bohai S oilfield

2.2 注采井网对剩余油分布的影响

注采井网中的注采井数比、井距大小和井网完善程度对剩余油的分布起着主要影响。研究表明油水井数的注采井数比高低、注水井的布井位置以及油水井间的井距大小关系，都会影响到注采井网的完善程度。因此从平面上看，注入水波及程度低的地带，剩余油的饱和度较高，剩余油量大。

S油田采用均匀的面积注水井网开发，根据渗流力学理论可知，两口井之间不可避免地会出现死油区，该区域附近由于等势点的存在导致水驱效果较差，存在大量剩余油聚集。因此对于该油田而言，两口井之间的死油区存在大量的剩余油富集，是挖潜的另一主要目标。

2.3 砂体内部构造对剩余油分布的影响

层内非均质性大小及砂体内隔夹层分布情况同样影响着剩余油的分布大小。层内渗透率级差、变异系统、突进系数以及水平渗透率与垂直渗透率的比值越大，非均质性越强，注入流体越容易向高渗透段窜进[3]。根据 S油田厚油层的地质特点，对不同韵律砂体水驱油过程进行数值模拟，从结果可以看出，正韵律砂体顶部存在大量的剩余油富集，而反韵律砂体(渗透率级差为4)顶部水淹较为严重[4]。

通过分析认为，油水运动是驱动力、流动阻力、重力等共同作用的结果。正韵律厚油层因其储层物性特征，使得油层下部注入水推进速度快于油层顶部，从而造成纵向上的波及不均匀，油层顶部很难受到注入水波及，因此油层的顶部往往也成为剩余油较多的地方。对于渗透率级差较大的反韵律油层，注入水沿着上部高渗透层突进现象明显，并且随着注水时间的延长，油层底部是剩余油富集区域，具备一定潜力[5]；而对于渗透率级差较小的反韵律砂体，注入水受重力作用影响较大，初期主要沿着中高部推进，随着注水时间的延长，注入水在重力作用下向下部渗透，油层顶部存在剩余油富集区域[6]。

3 剩余油挖潜措施

综上所述，本文将油藏工程方案与油藏数值模拟相结合，对油田剩余油分布规律进行研究。研究表明，S油田剩余油从平面上来看主要存在于油田南部大部分区域、油田东部构造低部位区域以及油田西侧构造高部位区域。而从纵向上剩余油储量分布表明，油田构造高部位剩余油储量多层分布，主要储量多层分布，油田构造低部位剩余油储量分布相对集中，主力层系剩余油储量占据了剩余油储量的 70%，主要剩余油储量分布在其中2～3层。

3.1 打加密调整井，挖潜剩余油富集区潜力

根据油田产量挖潜的需求，在对剩余油分布规律重新认识的基础上，针对 S油田局部区域剩余储量仍较大，加上油田预留有部分井槽，使油田具备进一步挖潜的物质和工程实施基础。根据已实施开发井所落实储层水淹状况，并综合考虑储层分布、注采井网等因素，部署调整井，以挖潜剩余油和完善注采井网。调整原则为：

①维持ODP设计井网(行列注水)。

②基于剩余油分布，采用水平井挖潜油藏顶部剩余油。

③部署少量定向井挖掘断层附近剩余油。

④从均衡驱替及注采平衡需求出发，加密部分注水井，完善注采井网。

⑤对于水平井的布井界限由单砂体有效厚度大于6m，含水低于60%，放宽至有效厚度大于4m，含水低于80%。

遵循以上原则，当年油田共实施 24口调整井，实钻结果、钻后储层以及构造与钻前预测基本一致，水淹程度与钻前预测一致，剩余油认识基本符合钻前认知。钻前配产683m3/d，实际投产925m3/d，超过钻前配产35%，取得了较好的投产效果。

3.2 放大生产压差，大泵提液强采

对于稠油油田来说，当含水率上升到中高含水期后，通过提高采液强度，适当放大采油井的生产压差来进行强采是目前较为普遍采用的做法。通过开展提高生产压差能够使得原来在低压差下不易动用的原油在大压差下容易流出。

本文结合 S油田的实际情况，对油田进行了大泵提液研究。其无因次采液指数曲线(图2)表明：随含水率上升无因次采液指数逐步上升，此时可小幅度提液；在含水率大于 80%后无因次采液指数迅速上升，此时油层产液能力好，应较大幅度提高注水井注水量和油井产液量，以保持油田稳产。

图2 渤海S油田无因次采油/采液指数曲线Fig.2 Dimensionless oil recovery/liquid recovery index curve of Bohai S oilfield

采用 IPR方程研究井底流压低于饱和压力后，脱气对油井产能的影响随着生产压差的增大油井产能逐渐增加，但增加的幅度逐渐变小，当生产压差大于5MPa后(图3)，产能增加不明显。

采用数值模拟方法，运用油田实际地质模型和油藏模型，在历史拟合的基础上，模拟放大生产压差提液生产后，地下油水变化情况对开发效果的影响。结合本油田油井采用砾石充填防砂完井工艺，临界出砂压差为 7～8MPa，据放大生产压差后油田的开发效果，初步优化出提液生产的合理生产压差为 4MPa。从试验井采液强度与生产压差关系分析(见图4)可知，当生产压差达到 3.5～4.5MPa后产液强度大幅度提高，之后随着生产压差的增大产液强度增加不明显，进一步说明合理生产压差为 4MPa基本符合油田实际。

图3 渤海S油田产能随压差变化曲线Fig.3 Change curve of productivity with pressure difference in Bohai S oilfield

图4 采液强度与生产压差关系Fig.4 Relationship between production pressure difference and production strength

近两年共实施30口大泵提液井，其中27口井日增油量超过 20m3/d，只有 3口井由于泵效降低和含水上升影响，没有增油量。提液井措施前平均日产液量 200m3/d、日产油量 52m3/d、含水率 74.2%，措施后平均日产液量 410m3/d、日产油量 107m3/d、含水率 74.0%，油气比未见明显上升，平均单井日增油量55m3/d，全年措施增油量达到 34.7×104m3，取得了很好的措施效果。

3.3 调整产液结构，改善水驱油效果

对于中高含水阶段的油田来说，产液结构调整也是重要的稳油控水手段之一。通过改变原来油藏中的液流方向，在平面或纵向上液流方向的调整，把原来未驱替的原油驱替出来，从而达到提高水驱油效果的目的。而细分开发层系将是进行产液结构调整的重要手段之一。

在 S油田选取了储层条件较好的某区块作为细分层系先导试验区。该区块为发育Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油组3个油组，平均渗透率级差为 7.73，平均突进系数13.35。行列注采井网，排距 350m，井距 175m，实现了分注合采。该区块细分层系前采油井 25口，注水井10口，综合含水78%，采出程度29.2%。由于储层厚，发育层数多，层间干扰严重，从分层生产测试产能结果来看，段间压力差别较大，Ⅰ上油组静压最大为 14.2MPa，Ⅱ油组静压最小为 10.9MPa，段间含水差异最大值为 25%。以采油指数法统计干扰系数，计算得到的干扰系数在 0.5左右，说明具备实施分层开发的条件。

通过对试验区细分开发层系的实施，层系间油层物性的差异得到有效改善，平均渗透率级差由层系划分前的 7.3减小为细分层系后的 3.8，层系内物性的差异减小，比采油指数由 0.35m3/(d·MPa·m)提高到 0.56m3/(d·MPa·m)，提高 47%，采液强度从7.1m3/(d·m)提高到 9.5m3/(d·m)，提高 33%，采油强度从 1.6m3/(d·m)提高到 2.8m3/(d·m)，提高75%。当年实现累增油 8.43×104m3，取得了非常好的增油效果。