高含水砂岩老油田剩余油综合分析及开发实践

王有慧，鲍君刚，王呈呈，高益桁

（中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）

北布扎奇油田属于哈萨克斯坦境内的亿吨级大型砂岩油田，为中石油海外市场中亚地区主力生产区块之一。海外项目以快速收回成本、降低投资风险为首要经营目标，油田开发初期注水工作相比产能建设滞后，致使注采系统严重失衡，油藏能量补充不足，地层压力迅速降低，原油脱气十分严重，油水黏度比逐年变大，注水开发“层间、层内、平面” 三大矛盾尤为突出，剩余油分布高度零散差异富集。为扭转注水开发老油田高含水、低采出程度、低效水驱开发的不利局势，确保砂岩老油田持续合理高效开发，本课题针对高含水砂岩稠油油藏注水开发技术特点，运用综合分析方法对注水稠油油藏开发中后期剩余油分布特征开展系统攻关，为海外中亚哈萨克斯坦高含水砂岩老油田二次开发综合调整的成功提供可靠依据和有力技术支撑。

1 油田概况

哈萨克斯坦北布扎奇油田位于里海东北岸的布扎奇半岛西北端，构造位于乌斯丘尔特盆地西部，属于乌斯丘尔特盆地西部，工区面积125.8 km2，含油层位为白垩系和侏罗系地层，属于高孔高渗边底水普通稠油砂岩油藏。

油田1996 年正式投入开发，2005 年进入快速上产阶段，2006 年转注水开发。截止到2018 年12 月，油田有采油井1 109 口，注水井386 口，平均单井日产油3.9 t/d，综合含水率93%，采出程度8.6%。油田已进入高含水低效开发阶段，受储层非均质性和原油黏度影响，注水开发平面波及方向性强，井间水窜现象严重，高含水老油田二次开发综合调整剩余油分布研究已刻不容缓。

2 高含水砂岩油藏剩余油研究

2.1 物质平衡剩余油饱和度确定

运用物质平衡法确定剩余油饱和度。

根据容积法原理及油田剩余可采储量公式整理得：

式 中，No为 地质储 量，104t；Np为累积 产油量，104t；Boi为原始地层原油体积系数；Bor为目前地层原油体积系数；Soi为原始含油饱和度；Sor为目前地下剩余油饱和度。

经计算，油田目前白垩系和侏罗系油层剩余油饱和度分别为0.57、0.60。

2.2 测井综合解释水淹层识别

2.1.1 水淹层解释方法及识别标准 测井资料综合解释常用Archie 公式：

式中，Sw为地层含水饱和度；So为含油饱和度；Rw为地层水电阻率；Rt为地层电阻率；a、b、m、n为岩电实验得出的岩性参数。

式中，Swb为水淹层含水饱和度；Rtb为水淹层电阻率；Sw为原状地层含水饱和度；Rt为原状地层水电阻率。

由式（6）可知，在储层物性相同的情况下，含水饱和度升高，储层的电阻率下降。因此，在水淹层解释过程中可根据储层电阻率变化情况（见表1）和生产产水率的大小（见表2）识别和定义不同水淹级别。

表1 水淹级别划分电阻率变化参考标准Table 1 Reference standard of division of flooded levels by resistiv ity changes

表2 水淹级别划分标准Table 2 Division standard of waterflooded levels

2.2.2 水淹层电性变化特征 对比区块内原始储层和水淹层的电阻率变化特征，水淹层电性变化具有以下规律：水淹后储层中、深侧向电阻率与原始储层电阻率相比都明显降低，且中、深侧向电阻率间的差值明显；水淹后储层中、深侧向电阻率曲线都出现顶平现象；储层水淹强度与储层韵律层有关，一般储层物性越好，水淹强度越高，电阻率值降低幅度越大；储层物性相近，水淹后自然电位曲线（SP）幅度一般有变化。

2.2.3 水淹规律 统计解释水淹层发现，层内纵向上水淹强弱分布与储层沉积韵律直接相关，即正韵律下部水淹级别高或整体水淹，反韵律上部水淹级别高，符合韵律物性好的层段水淹程度高。

2.3 动态综合分析水淹图绘制

运用动态综合分析法绘制油藏水淹平面分布，研究剩余油分布规律[1-2]。

以油藏地质特征研究为基础，收集白垩系和侏罗系油藏油井和注水井的动、静态资料，结合现场吸水、产液测试数据，按井组分析注采动态情况和水驱波及状况，同时分析找堵水、调补层、固井质量等资料，在此基础上绘制油藏水淹平面图。

研究结果表明，河道沉积、储层物性好、井控制程度高的主体部位水淹程度较高，剩余油局部富集。

2.4 水流优势通道高渗窜流判别

由于长期注水开发，层间窜流现象严重，注采井间形成水流优势通道，受效油井高含水、高排液，致使注入水无效循环，油田长期处于低效水驱开发。利用水流优势通道高渗窜流判别法对区域水流优势通道进行概率统计，定量分析无效水流体积，并结合示踪剂研究证实了水流优势通道分布真实可靠。

统计模拟区块注水井波及区域的采油井小层水驱通道（每注入井平均通道数9 个），以生产井端小层含水率以及波及系数为标准，识别窜流程度，划分五个级别（见表3）。根据优势通道模拟结果显示，目前油田平均含水率为93%，相对而言I、II 类通道是真正的无效循环的水驱通道，水驱波及系数低，仅为0.120～0.175，占据注水总量的51%，主力层位水淹状况差异大，井间、层间、层内存有大量剩余油，I、II 类水窜通道治理为措施调整的工作重点。

表3 窜流通道级别分级统计Table 3 Grading statistics of channeling levels

2.5 精细数值模拟剩余油定量描述

以储层精细地质建模研究为基础，针对油藏主力开发区块建立120 万个网格结点的精细地质模型，通过模拟区块油水井实际注采，拟合油井射孔、压力、产量，再现油藏生产动态历史，分析不同时间、不同区域油藏平面剩余油分布特点及规律以及纵向上剩余油分布特点及规律（见图1），直观地反映注入水和边底水侵入方向、层位与速度，准确量化油藏剩余储量分布[5]。

3 剩余油分布特征

通过上述综合分析方法对高含水砂岩老油田剩余油分布进行研究，认为北布扎奇油田注水开发现阶段剩余油分布具有以下特征[6-9]：

（1）平面分布特征。水驱控制程度较高区域，沉积相以水下分支流河道和河道间为主，储层物性好，水驱动用程度高，水淹严重，个别注采井间存在舌状突进现象；油水井分布较少区域，水驱控制程度较低，剩余油相对富集；油藏边部油水过渡带附近直井开发难动用，剩余油潜力较大。

（2）纵向分布特征。受储层非均质性影响，层间、层内矛盾突出，注入水易形成单层突进，致使纵向吸水动用差异较大。由数值模拟和动态分析结果可知，层间、层内储层物性好，油层厚度大的主力层优先吸水排液，形成油水运动通道，表现为水淹程度相对较高，剩余油饱和度较低；注水开发采出程度不断提高，油藏边底水持续侵入，多造成油藏底部及边水发育生产层位强水淹，剩余油饱和度低。

图1 油藏平面剩余油和纵向剩余油的分布特点和规律Fig.1 Distribution characteristics and regularity of plane remaining oil and vertical remaining oil in reservoirs

4 开发调控对策

结合注水开发矛盾和剩余油差异富集特点，开发调整由单元整体向局部和井组转移，遵循注采调整与综合治理相结合的调控思想，提出优化注采井网、注水方式和注采结构等挖潜剩余油技术对策，明确高含水砂岩老油田二次开发调整方向。

4.1 注采井网调整

4.1.1 井网完善 提出油井转注，部署新井完善注水开发井网，提高平面水驱波及范围。根据数模理论计算表明，当注采井网不完善井，缺乏边井和角井，井间存在大量剩余油，想要提高平面波及系数，必须完善对应的井网，最终提高井组水驱控制程度。 针对X 区不完善注采井网进行综合调整。调整前，侏罗系油藏共有7 个完善的注采井组，而白垩系油藏没有完善的注采井组；调整后，侏罗系油藏有完善井组27 个，白垩系油藏有完善井组25 个。

4.1.2 井网抽稀重构 针对油藏主体部位白垩系和侏罗系油藏同时发育区域，提出纵向叠置平面交错开发两套层系立体井网结构设计，125 m 加密井网抽稀重构形成两套176 m 井网，将白垩系和侏罗系油藏分层开发，如图2 所示，有效提高储量动用状况。据此选取VI 区井网抽稀重构井组8 个开展先导试验，预测阶段提高采出程度2.9%。

图2 井网抽稀重构示意Fig.2 Schematic diagram of well pattern thinning and reconstruction

4.1.3 井网转换 针对油田局部注水开发井组高含水、高采出程度的“双高”井组，提出反九点转五点井网设计，通过改变液流方向，进一步提高波及体积，如图3 所示。2012 年VI 区南部实施反九点转五点井网井组8 个，井网转换后注水井数增加一倍，实现阶段提高采出程度2.3%。

图3 数值模拟方法演化井网转换井组水驱波及动用状况Fig.3 Waterflood conformance and producing status evolved by numerical simulation for well pattern conversion

4.2 注采方式优化

4.2.1 分层注水 分层及细分层注水，优化储层纵向差异，增加吸水动用厚度，提高水驱动用程度。油藏开发过程中，特别是纵向上多套油层发育的油藏，分层注水的有效应用使注水井的分注率和利用率得到很大的提高，对高含水期砂岩油藏，可以有效的在层间进行调控，使层间矛盾得到有效的缓解，提高纵向动用程度，恢复地层压力，达到稳油控水的效果，从而提高经济效益。油田分注后，吸水动用程度得到提高，井组含水有效控制,产油量增加，油田136 口分注井实施有效率达85.3%。

4.2.2 化学调剖 化学剂从注水井注入高渗透层段内，通过化学剂的吸附、动力捕集、物理堵塞等作用，大大降低高渗层的水相渗透率，调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善注水开发效果，提高原油产量[10-14]。本油田长时间注水开发造成储层和注采之间矛盾加剧，化学调剖可有效改善储层及注采之间的矛盾。目前本油田实施的化学调剖堵水主要分为两类，一是化学分注，解决白垩系和侏罗系层间非均质性矛盾；二是层内调剖，解决侏罗系厚层油藏层内非均质性矛盾。2018年11 月-2019 年2 月，油田现场实施10 个化学调剖井组，目前阶段累积增油22 911.9 t，取得了较好增油效果。

4.3 注采动态调配

优化注采结构，抑制强驱，强化弱驱，提高井组注水利用率。针对低效注水开发井组，提出油水井联动调控思想，采取“动态调配注水与优化产液结构”两步走的注采调配对策，优化井组注采流线分布，从而提高注水效率（见图4）。

图4 注采动态调配井组流线优化分布示意Fig.4 Schematic diagram of streamlined distribution of dynamic adjustment injectors and producers

以NB43 注水井区为例，注采调配结果如图5 所示，周围油井中，NB618-3 井和NB632-2 井为高耗水区，水驱无效循环严重。通过对NB43 井提高注入量和高耗水区油井降液减少无效循环，低耗水区油井提液增加有效动用的油水井联动调控方法后，随着井组产液量的提高，日产油由15 t 上升到23 t，井组注采流线分布逐渐均匀，注采结构调整取得较好效果。

图5 NB43 井组动态调配前后水流优势通道分布Fig.5 Distribution of dominant channel in NB43 well area before and after dynamic allocation

5 结 论

（1）研究成果为北布扎奇油田注水开发后期二次开发调整明确了方向，油田现场开展注采井网调整、注采方式优化、注采动态调配等剩余油挖潜开发调控对策，取得显著增油效果。

（2）对于高含水期砂岩稠油油藏低效开发阶段的剩余油分布规律的研究，运用单一方法具有很大局限性，应用多种方法等技术手段进行综合分析和预测，可得到较为准确、客观的预测结果。

（3）在剩余油分布研究中，采用的物质平衡法、测井综合解释、动态综合分析、优势通道识别、精细数值模拟等研究方法对于探索出一套解决高含水砂岩老油田剩余油综合分析的有效方法具有普遍指导意义，为老油田注水二次开发调整提供可靠依据和有利技术支撑。