不同类型油藏效益开发技术对策及方向

2021-04-21孙宁宁

当代石油石化 2021年1期

孙宁宁

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

2014年以来，受国际油价持续低迷影响，胜利油田利润由盈转亏、可持续发展面临严峻挑战，油田开发呈现三大矛盾：一是未动储量和新发现储量品味低，开发技术不适用，经济有效动用难度大。现有技术条件下60美元可动用储量占总未动储量比例不到10%，亟需创新攻关低成本高效开发技术。二是老油田特高含水期稳产制约因素突出，油田抗风险能力有待提升。如井况因素方面，45%的井生产时间在15年以上；年新增套损井不断增加，套损井数由“十二五”的年均400口上升到目前的600多口。三是原油产量大幅下滑，完全成本快速上升。2014年以来，原油产量由2 787万吨降至2 340万吨，降幅16%，产量下降导致折旧、折耗大幅上升，吨油完全成本增幅达38.6%，50美元/桶盈亏平衡难度大。

胜利油田油藏类型、开发方式多样，不同类型油藏开发矛盾存在差异性，面对严峻形势，有必要结合不同类型油藏阶段特征和开发矛盾，深化潜力认识，提出不同类型油藏提质增效的对策及方向，通过做大做优增量、控制存量递减、有效增加SEC储量，实现油田的可持续发展。

1 液流转向，流场调控，延长整装油藏经济寿命

胜利油田整装油藏主要分布在胜坨、孤岛、孤东、埕东4个油田，占总储量的20%左右，含水高达96.8%，处于特高含水开发后期，水油比高，运行成本高，提升效益难。开发面临的矛盾有2个方面：一是纵向动用不均衡，高耗水层发育；二是井网、流线长期固定，平面驱替不均衡，存在高耗水带。室内实验和矿场实践表明，特高含水后期水相渗流能力存在突变点，突变点后含水饱和度的微小增加，带来水相渗透率急剧上升，造成流动阻力急剧减小，达到突变点的油藏局部区域，注入水基本达不到驱替原油的作用，呈现出高耗水现象。此时，绝大多数的注入水量消耗在局部极端高耗水区，注入水低效循环，驱替严重不均衡，降低了注入水利用效率。基于特高含水后期水驱开发理论认识，以“液流转向”为核心，应用特高含水后期极端耗水调控配套技术，通过动态优化组合层系，矢量井网调整注采方向及强度，抑制平面、层间、层内高耗水层带。

1.1 层系细分，解决纵向矛盾

传统层系细分重组指标以静态指标为主，包括渗透率、原油黏度和油层厚度等，不能反映特高含水后期储层动态非均质性特征。随着开发进入特高含水后期，储层物性、流体参数均发生变化，各层的剩余油饱和度也相差较大。根据开发需要，建立以随饱和度变化的拟渗流阻力作为动态表征参数的纵向细分优化方法。针对特高含水期层间动态非均质性强、动用差异大的矛盾，使拟渗流阻力相对低的小层组合到一起，拟渗流阻力相对高的小层组合在一起，尽可能的减少纵向干扰程度，抑制纵向极端高耗水层，最大程度地改善开发效果。该方法改变了传统的按绝对渗透率大小层系重组模式，建立了以拟渗流阻力级差为主要指标的层系重组优化新方法。

拟渗流阻力计算公式[1]：

式中，ko为油相有效渗透率，10-3μm2；kw为水相有效渗透率，10-3μm2；μo为地层原油黏度，mPa·s；μw为地层水黏度；R’为拟渗流阻力，（mPa·s）/μ m2。

1.2 矢量注采调控，解决平面矛盾

矢量开发优化是在矢量井网基础上，进一步改善油藏驱替均衡程度，提高驱替效率。在开发初期中低含水阶段，主要考虑不同方向渗透率、油层厚度等物性参数，优化标准为注入水到达周围生产井时间相同；进入特高含水后期，不仅考虑物性参数，还需进一步考虑储层动态非均质性。针对特高含水后期平面剩余油分布差异大，驱替不均衡的矛盾，建立以饱和度方差最小化为均衡驱替标准的矢量注采优化方法，目标函数取各注采控制面积内平均含水饱和度的方差最小化。主要技术内涵是应用不均衡的井网和注采参数，达到均衡驱替的目的。

饱和度方差最小化公式[2]：

式中，D为饱和度方差；n为按水井对应的油井数划分区域数；Sw为含水饱和度，小数；E为期望（n个区域加权平均）。

胜坨油田胜二区沙二9-10单元实施矢量注采优化调控效果显著，调整前区块含水率达96.8%，耗水率37.5%，自然递减率14.4%。调整方案部署细分为2套层系开发：沙二9砂层组以利用老井为主，通过沙二10砂层组老井上返加密井网，注采井网由350米×260米加密到200米×250米，提高采液强度；沙二10砂层组主要以新井为主，注采井网由300米×260米抽稀到380米×300米，形成行列式大井距井网，控制采液速度。调整后区块含水率降至93.7%，耗水率降至20%，自然递减率降至6.2%，耗水量、递减率下降过半。

1.3 变流线调整，抑制极端高耗水带

在充分利用老井前提下大角度转变流线，流场发生了根本改变，达到控强扶弱、提高采收率的目的。注采井网长期不变造成流线固定，整体出现沿油水井连线方向发育的极端耗水带，打新井不经济，需改变注水流线方向，避开耗水带、转向潜力区。通过特高含水期水驱开发理论和剩余油分布规律研究，孤东七区西63＋4开展变流线调整井组试验，油井隔一转为注水井，注水井隔一转为油井，一口注水井已累积注水209万立方米，后转为生产井，第191天开始见油，稳定后日产油是邻近生产井的5.4倍，已累产油3 360吨。注水井转油井试验取得成功，打破了水井转生产井不可行的传统观念，该单元整体转流线调整后，单井日产油由0.9吨提高到3.2吨，吨油耗水量由66吨降至25吨，单位完全成本下降47.1%，采收率提高2.8个百分点[3]。

2 精雕细刻，高效挖潜，发挥断块油藏创效潜力

断块油藏约占总储量40%，目前含水93.3%，具有断层多、倾角大、纵向小层多、面积小、含油条带窄等特点。受断层、倾角、动态非均质等因素组合控制，断块油藏高效开发面临的主要挑战：一是断裂系统组合、砂体边界刻画、储层预测难度大；二是纵向小层多，非均质性严重，均衡开发难度大；三是平面受断层、井网、物性、流体等非均质影响，动用不均衡。

2.1 精细表征断裂系统，部署优质高效井位

特高含水期，低序级断层分布及复杂断裂系统组合方式是断块油藏剩余油的主控因素，因此精细油藏描述是实现剩余油高效挖潜的基础。在低序级断层地震解释方面，利用分频突出低序级断层技术，精细解释10米以下低序级断层，发现新的剩余油富集区；在断棱描述方面，利用“井、震、模”断棱刻画方法，精细刻画断棱形态、位置，为实施近断层复杂结构井奠定地质基础；在复杂断裂系统组合研究方面，应用多种地震属性分析，由平面到空间提高组合的准确性。东辛油田永3-1区块在精细地质研究的基础上，综合调整取得显著效果，实施近断层水平井3口、多靶点定向井14口、多层系细分井31口，日油增加5.7倍，含水下降3.6%，采收率由42.5%提高到52.3%，提高了9.8个百分点，其中采收率50%以上的高含水近废弃层又提高采收率7.1个百分点，按30美元/桶评价，税后内部收益率28.6%[4]。

2.2 精细流场调控，实现均衡驱替

在精细描述断层、储层、流体非均质基础上，通过注采完善、三级细分、注采耦合、改性水驱、复合降黏等技术手段，可以有效改善断块油藏水驱动用不均衡程度，达到最终提高采收率的目的。

一是推广人工边水驱技术。屋脊断块油藏上倾方向受断层遮挡，具备一定原始边底水能量，其中较厚油层多层开采条件下采出程度高，多处于特高含水、近废弃阶段，边内注水边水舌进，易造成原油外溢。针对其地质特点和开发难点，提出“变腰部注水为边外注水、变控制注水为强化注水、变连续注采为间歇注采”，通过超平衡注采，实现腰部分散剩余油高效动用。东辛油田辛1断块沙一4块调整前处于近废弃状况，未钻新井，充分利用油田产出污水，通过边外水体增压，8口水井单井日注200～600立方米/日，累注27.8万立方米，压力系数恢复至1.2；扶停顶部油井5口，单井液量200立方米/日生产。调整后，单井累增油1.6万吨，提高采收率7.4个百分点，实现近废弃油藏的再开发[5]。

二是推广三级细分开发技术。针对层间干扰大、各层采出程度差异大的难题，完善层系组合界限，建立聚类分析层系组合优化方法，形成层系重组、分采分注、变密度射孔的三级细分开发模式，最大程度减缓层间干扰。该技术油藏筛选标准为主力油层个数大于5个、主力油层厚度大于20米、渗透率级差大于5、储量丰度大于150万吨/平方千米。东辛油田永3沙二7-9应用三级细分开发技术取得好效果，调整前综合含水90.8%，采出程度30.1%，实施层系重组完钻新油井7口、分采分注9口井、变密度射孔11井次，单元含水由90.8%下降到70.9%，日油由13.9吨/日上升到78.2吨/日，采收率由35.4%提高到40.7%，提高5.3个百分点。已推广覆盖储量1.5亿吨，增加可采储量465万吨，提高采收率3.1个百分点[6]。

三是推广注采耦合开发技术。针对极复杂断块注水后含水上升快，不注水没能量的开发特点，通过交替注采方式、工作周期、层系间的耦合，配套分层注采工艺技术，合理补充能量，提高水驱波及程度，实现经济有效开发。创建了三种耦合模式，平面上对于一注一采的单流线流场，配套短注长采的耦合模式；对于一注多采的多流线流场，配套变流线耦合模式；纵向上对于多层系油藏，配套层间轮采的耦合模式。东辛油田营12-126沙二7井组为一注三采模式，通过关停主流线油井、注水升压、只注不采，非主流线油井生产、变流线，注采不见面，开油井时机为油藏压力系数1.0时，开水井时机为油藏压力系数为0.75时，调整后单元又提高采收率4.5个百分点，已推广应用31个单元，覆盖储量2 450万吨，提高采收率2.3～5.8个百分点。

3 转换方式，精细水质，提升低渗油藏开发效益

胜利油田低渗透油藏主要分布在渤南、纯化、牛庄等油田，占总储量20%左右，含水75.1%，采出程度为13.1%，单井日液8.2吨/日，开发效果和效益有待提升，有进一步发挥油藏能力的潜力。开发面临的矛盾一是未动储量规模经济动用难度大（占未动储量50%以上），储量动用率低；二是“注不进、采不出”矛盾严重，注采连通性差，单井日液、日注低，完全成本高，采收率低。

3.1 转变思路，提高储量动用率

低渗透油藏按沉积类型可细分为滨浅湖滩坝砂、陡坡带砂砾岩、滑塌浊积岩和（扇）三角洲前缘砂等4种不同油藏亚类。未开发储量主要以砂砾岩、滩坝砂为主，具有埋藏深、渗透率低、能量弱等开发难点。针对不同的沉积类型，提出了不同的动用对策。

1）砂砾岩油藏

早期胜利油田砂砾岩的动用方式多采用多次压裂、逐层上返的开发方式，导致单次动用程度低、单井产能低、作业费用高。近年来，砂砾岩动用方式发生转变，由逐层上返动用转为多级分段压裂、一次动用，能够充分发挥其厚度大优势，增产效果明显。以盐22块2口井为例，盐22斜27井、盐22斜26井相邻位于扇中，投产井段物性相近，盐22斜27井初次压裂一段动用厚度39米，初期日产油4.6吨/日，年递减率65.2%，阶段累积产油0.28万吨，先后通过4次压裂，10年累产油1.55万吨；盐22斜26井一次压裂三段动用厚度98米，初期日产油12.4吨/日，年递减率28.5%，3年累积产油1.33万吨。通过对比，多级分段压裂一次动用厚度提高了1.5倍，初期产能提高了1.5倍以上，初期递减减缓了40%，采油速度提高2倍。

2）滩坝砂

动用方式由单一直井向多底井转变，降低开发成本。滩坝砂特低渗透油藏主要发育在东营凹陷南斜坡、车镇凹陷南部。地质特点为层多、层薄，物性差、储量丰度低，平均储量丰度37万吨/平方千米，多为异常高压油藏，整体动用难。为提高单井控制储量和产能，提出了多底井开发技术。核心理念是利用地层高压弹性开发，应用多个分支增加单井控制储量，多分支共用直井段、节约投资。目前在利津油田利67块设计多底井4口，包括1个直井眼（7"）和2个分支井眼（4.5"）。压裂完井，直井眼生产废弃后，依次侧钻分支井眼生产，每废弃一支侧钻下一支。方案设计动用储量154万吨，单控储量提高2倍，开发成本降低50%，区块整体平衡油价将至60美元/桶以下，为滩坝砂的经济有效动用提供借鉴[7-9]。

3.2 转换方式，规模化推广CO2驱

致密油藏弹性开发采收率低（小于10%），无法有效注水开发，注入作用距离短（小于50 m），注入压力高（大于30 MPa），需寻求新的能量补充方式。国外CO2驱技术已经超过热采，成为第一大提高采收率技术，已规模化应用，CO2驱增油成本为18～28美元/桶，可提高原油采收率7%～20%。国内CO2驱技术仍处于先导试验和扩大试验阶段，但从近几年CO2驱项目数量变化看，CO2驱应用规模正逐步扩大。胜利油田经过数十年攻关，目前初步形成特低渗油藏CO2驱提高采收率技术，并在高89-1块、樊142块等滩坝砂特低渗油藏开展了CO2驱先导试验，取得了较好开发效果。高89-1试验区达到近混相驱，累注CO227万吨，试验区采出程度14.5%，其中中心井区达到17.5%，已提高采收率8.6%，累增油6.3万吨，换油率0.23吨/吨。樊142-7-斜4井2013年6月注气，注入CO21.95万吨，地层压力恢复21 MPa，实现混相驱，油井连续自喷半年，平均产油4.2吨/日，增产倍数2.4倍以上[10-11]。建立了CO2驱提高采收率油藏适应性评价标准，通过筛选胜利油田适合CO2驱的储量7.24亿吨（其中新区1.76亿吨），按提高采收率10%计算，新增可采储量1 760万吨。

3.3 精细水质，提升单井产能

低渗透油藏由于其孔喉半径、特别是喉道半径细小，在注水过程中，注入水包含的固相悬浮物等杂质更容易对喉道造成堵塞，导致注水压力升高、注水量下降、油井能量水平下降等问题，对于因水质问题造成油井低液、低油、低能量的低效单元，强化精细注水，提升地层能量，是提质增效的关键。

研究表明：对于能够进行注水，同时渗透率较低[（5～20）×10-3μm2]的低渗透油藏，其喉道直径基本＜0.7μm，按照目前A1水质固相悬浮物颗粒直径＜1.0μm，存在固相颗粒堵塞的可能性；同时，由于孔隙及喉道表面吸附的边界层流体作用，使得有效的喉道直径进一步缩小，对于固相悬浮物颗粒直径的要求更高。因此，需要改变以渗透率作为水质需求判别标准的传统思维，采用喉道及边界层两类指标作为确定注水水质的依据，进一步细化A1范围的水质标准。滨425块按照上述思路，在2015年底已经开展了矿场试验，主要做法：一是结合区块储层微观特征选取水质，细分水质标准，将A1水质标准细分为6级，指导水质选择适配；二是加强现场管理，做好钻井、完井、作业全过程油层保护及水质的精细管理。通过以上措施，滨425块实施精细注水，减少地层伤害，提高注入能力，开发效果明显改善，注水层段合格率提高20%，平均单井日油提高1.0吨/日，注水压力下降4.0 MPa，水驱储量增加226万吨。

4 优化投入，有效提质，助推稠油油藏提质增效

胜利油田东部稠油具有“深、稠、薄、敏、水”的特点，以蒸汽吞吐开发为主，已进入高伦次吞吐阶段，递减较大。通过对低效、无效单元深入分析，目前东部稠油面临的主要矛盾：一是未动储量规模大，缺少经济有效动用技术；二是高轮次吞吐后井间热干扰严重，产量和油汽比下降；三是受纵向非均质和蒸汽超覆影响，吸汽不均匀，动用差异大。针对以上开发矛盾，以提高储量动用率、单井产能、热利用率为目标，采取针对性对策，实现稠油提质增效。

4.1 创新动用思路，提高储量动用率

稠油未开发储量以敏感稠油、特超稠油为主，与已动用储量相比，未动储量敏感性更强、层更薄、油更稠，在低油价条件下，现有的技术存在不适应性。针对敏感稠油，提出了排砂采油技术。中低渗敏稠油油藏存在黏土含量高、强速敏、颗粒运移、井底堵塞严重、供液不足等问题。其主要技术对策是，转“防”为“疏”，采用适度排砂的方式进行开发。根据储层粒度大小及其分布，允许小于某一粒径的砂粒产出，由“防砂”向“排砂”转变，排出地层堵塞物，从而提高单井产能。该技术2015年在王庄油田郑41斜2块成功应用，优化临界出砂界限，优选挡砂屏障精度和临界携砂排量，措施后周期内日油峰值由7.0吨/日上升到13.6吨/日，油汽比提高0.29，单元日油水平由23吨/日提高到78吨/日，单元日产液水平由129吨/日提高到311吨/日。

对于特超稠油，探索低成本增溶降黏体系研发，降低开发成本。HDCS技术实现了特超稠油动用，但由于降黏剂费用较高，造成完全成本高，操作成本3 000元/吨左右。胜利油田经过多年攻关研发了新的CO2增溶降黏体系，该体系既具有降黏剂的降黏性能又兼具CO2的增溶作用，目前室内试验已取得突破，协同降黏提高降黏率13.7倍，10%浓度降黏剂可使沥青粒径降低80%以上，可达到比HDCS技术更高的产能，进而有效降低可动油价。下一步将加快技术攻关，尽快将室内试验成果推广应用于现场。

4.2 热力复合吞吐，提高单井产能

针对稠油吞吐后期边水入侵、油藏压力低、低液低产的开发矛盾，采用“热力＋”方式，发挥热力和化学剂、气体等的互补或协同作用，大幅度提高单井产能。热力复合吞吐方式包括蒸汽＋N2吞吐、蒸汽＋N2＋泡沫吞吐和蒸汽＋N2＋降黏剂吞吐等多种方式。以蒸汽＋N2＋泡沫吞吐为例，利用气液比分布规律及对气泡生灭作用机制，研发耐高温泡沫体系，能够实现深部热前缘自发调控，达到抑制蒸汽超覆指进、蒸汽沿高渗条带窜进、边底水侵入的目的，使蒸汽腔扩展更加均衡，该技术主要作用于热前缘附近，近井地带不起泡。技术经济政策界限研究表明，含水高于80%后，泡沫剂浓度优选为0.3%～0.5%，泡沫封堵压差明显增大。

热力复合吞吐在矿场应用增油降本效果明显。郑36块原油黏度1 000～20 000 mPa·s，针对高渗条带、高渗层因反复吞吐所造成的水淹通道，采取氮气泡沫调剖，在汽窜通道内形成泡沫封堵层，改变蒸汽流向，增大蒸汽波及体积。措施后，周期产量由405吨/日上升到900吨/日，单井日油由2.4吨/日上升到6.4吨/日，吨油完全成本下降1 400元/吨[12]。已先后在草20块、郑364块等8个区块实施氮气泡沫调剖106口，创效5 942万元。

4.3 组合吞吐分层注汽，提高热利用率

针对高轮次吞吐后井间热干扰严重、笼统注采各层吸汽不均的问题，实施组合吞吐、分层注汽等技术措施，提高热利用效率。

组合吞吐是防止汽窜、扩大波及、提高油汽比的有效手段。其机理是考虑渗透率、黏度及厚度等静态因素以及含油饱和度、压力等动态因素，按照“物性相近、动态关联”的原则，从单井吞吐转变为整体组合吞吐，实现抑制汽窜、扩大波及，从而提高热利用率。初期常规吞吐有利于节约投资、动用优势条带，后期转组合吞吐优势条带成为加热通道，矿场应用增油降本效果明显。草33块原油黏度10 000～20 000 mPa·s，多轮次吞吐后汽窜严重，产量递减大。根据草33块矿场注汽能力，应用组合吞吐方法，将32口汽窜井组合为14个井组，措施后，周期产量由558吨/日上升到653吨/日，油汽比由0.26上升到0.3，吨油操作成本下降222元/吨。2014年以来，胜利油田共实施组合吞吐105个井组，覆盖储量1 520万吨，平均单井周期增油50吨，节约注汽量55吨，提高油汽比0.05。

分层注汽是有效提高纵向动用均衡程度的关键技术。数值模拟研究表明，低渗层吸汽占比随着渗透率级差的增大而减小，笼统注汽渗透率级差＞2时，需要适当分层注汽，减小渗透率级差对低渗层吸气的干扰。单家寺油田单146-1井，采用单管分层注汽，周期增油2 121吨，油汽比提高0.6吨/吨，周期含水下降18个百分点[13]。

5 加大建产，提升产能，实现海上油藏提速增效

胜利海上油藏分布在埕岛、新北油田，含水80.4%，处于中高含水阶段，采收率22.9%，采油速度1.1%。当前面临矛盾一是未开发储量呈现“边、杂、小、低”等特点，建产周期长，海工投资大、动用油价高；二是单井液量、单井产能远低于同类油藏，采液速度低。低油价下需要转变动用思路、转化开发方式、优化提液，实现海上油藏提速提效。

5.1 创新动用思路，加大新区建产规模

滩海油藏未动储量特点分布零散、单块规模小，经济有效动用难。以埕北24块和埕北18西为例，2块均位于埕岛主体西部，埕北24块试采产能较低（30～55吨/日），单独开发效益差，可动油价在100美元/桶以上；埕北18西单井产能高（79吨/日），但埕北18平台井槽、处理能力均已满负荷无法兼顾开发。针对此开发难点，动用思路由单块开发转向连片动用，通过整体优化动用，降低平衡油价。整体部署17口井（埕北24块13口、埕北18西4口），动用储量732万吨，新建产能17.8万吨，可动油价可降至60美元/桶以下，实现了零散储量经济有效动用[14]。

5.2 整体优化部署，提升单井产能

目前，胜利油田海上油藏已具备提液的时机和条件：处于高含水初期阶段，油藏供液能力大幅上升，剩余可采储量规模大，具有较大的提液潜力；2010年以来加强提升“三率”工作，地层能力逐渐恢复，地层压力由11 MPa恢复到12 MPa，具备提液现实基础；中心3号平台投产运行，解决了注水能力不足的问题。

此外，海上开发特殊性要求提液开发要统筹考虑、有序实施。首先，通过综合考虑油藏能力、海工规模、经济效益，确定海上最优液量规模，经测算2020年液量处理规模达到7.0万立方米，2025年将达到8.1万立方米。其次，优化实施顺序，提液井效益排序。再次，细分注水，提液与注采调配并重，通过注水层段进一步细分、注水井储层改造、加大测调力度，确保油藏整体注采均衡。通过整体优化部署，含水上升率控制在0.5%～2.0%，实现提速提效开发[15]。

5.3 加快实施海上化学驱

中国海油海上化学驱技术已工业化应用，覆盖地质储量1.49亿吨，累计增油598万吨。针对胜利油田海上油藏采油速度低、采出程度低、平台寿命有限的特点，攻关推广二元复合驱技术，可有效大幅提高采油速度和采收率。与胜利油田化学驱Ⅰ、Ⅱ类油藏条件相比，海上油藏具有实施化学驱的有利条件，油藏条件好，温度更低（63～73℃）、矿化度更低（3 200～8 770 mg/L）；物质基础好，含水低（80%）、采出程度相对较低（16.6%）。

但目前海上实施化学驱仍面临多项挑战，一是注入水质较差，硫化物含量较高影响聚合物黏度；二是海上平台空间小，聚合物分散溶解及工艺设计要求高。为加快海上实施化学驱进程，首先要研发高效速溶聚合物，确保其能快速完全溶解，且增黏性能良好；同时研究海上平台条件下全密闭撬装配注工艺可行性，实现全流程绝氧。下一步首先开展现场先导试验，再分批实施，预计技术攻关实施后，可覆盖储量2亿吨，提高采收率10个百分点，增加可采储量2 002万吨。