海上油田特高含水期剩余油富集规律与挖潜策略研究

常 涛，黄 磊，卢美月，孙藏军，周立业

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

随着我国经济的快速发展，能源安全的供应问题已成为重大战略问题。在国内油田产量中，海上油田占比越来越高，同时作为国内海上产量第一的渤海油田已步入高含水期，部分油田更处于特高含水期，阶段性调整与挖潜成为渤海油田的主旋律。目前对特高含水期的剩余油富集特征与挖潜已经有很多研究，主要观点是受静态地质与动态注采关系影响，但它主要针对陆地油田，缺少海上油田的针对性。而海上油田由于开发特点及不同开发阶段调整重点，使得剩余油富集既有共同性，也有复杂性和差异性。因此，需要开展海上油田相关研究，以支撑产量稳定。本文以海上油田开发特点研究为背景，结合海上油田不同开发阶段的重点工作分析，在详细分析油藏渗流过程的基础上，提出特高含水期的主要剩余油富集类型，分别有：整体富集型、局部富集型、整体分散型等三类。针对不同剩余油的原因分析，提出不同的动用策略，从而指导海上油田开发调整。

1 海上油田开发特点

1.1 与陆地油田开发的相同点

我国现有油田90%以上都赋存于陆相湖盆储层中，这是海上、陆地油田共有的特点，它是油田开发的原始条件，理清其特点和基本特征是实现油田高效开发的基础。陆相湖盆是以大陆上的湖泊为沉积中心，湖泊中的水体较小，且盆内的内生沉积物不多，围绕其周围的高地为主要沉积物源供给区，高地上的外生碎屑物为盆地供应绝大部分沉积，因而，碎屑岩成为占绝对优势的沉积产物。这些特点明显有别于海洋盆地[1]。

陆相湖盆的四周高地都存在向盆地中心供应物源的可能，因此，多物源、多沉积体系是湖盆沉积的重要特点，同时受湖泊水体限制，其波浪潮流、湖底的重力流作用较小，河流就成为搬运高地碎屑物的主要动力。相对海相沉积，湖盆的整体规模决定了物源区与盆地沉积中心距离较短，近源搬运的沉积特点导致低矿物成分和低结构成熟度长石、岩屑砂岩占比较高，结合多方向物源供给，使得平面非均质性严重。同时由于湖泊的水体小，受湖近湖退很敏感，使得多旋回性又成为陆相碎屑岩沉积储层的另一个显著特点，导致层间非均质性明显增强。陆相油气藏储层按沉积类型可以具体分为：河流相、三角洲相、扇三角洲相、冲积扇相、水下扇相、摊坝相，以东部中新生代含油气盆地的在生产油田为例，占比如图1所示。总的来说，海上油田与陆上油田的原始条件一致，油气藏均是发育于非均质性严重的陆相砂岩储层，开发难度较大。

1.2 与陆地油田开发的不同点

区别于陆地开发的陆地油田，海上油田在海上开发，两者单就外部环境而言仅是一层海水的差别，客观地说，除去海水，两者的开发过程、开发原理大致相同。但依据实际情况，无论浅海与深海，都为油田开发带来诸多困难，也影响了油田开发规律，形成了海上油田的特点[2-4]。

海上的外部环境使得必须采用建设平台、人工岛进行开发，对比陆地油田额外增加了大幅费用，导致开发初期的经济投入巨大，提高了油田开发门槛。同时复杂性的陆相沉积特征引发了高投入之外的高风险性，使得油田开发初期客观评价油藏规模时需要兼顾地质油藏存在的风险。因此，大井距、稀井网的“少井高产”原则成为海上油田初期开发显著的开发策略。海上平台建成后，油田开发的井槽数量、工程电量及油气水处理量等生产参数全部确定，受井槽和工程的巨大费用的限制，使得多层合采、大尺度的分层系开发、笼统生产广泛存在于海上油田实际开发中，这对强非均质性地质沉积的陆相油田影响明显。同时海水的强腐蚀性使得平台的使用年限一般仅为15～20年，开采时间短。因此，需采用较高的采油速度进行生产，提高海上油田的开发效果。总的来说，海上油田受到开发投资、开发环境影响，开发过程中面临开发难度与风险巨大，所采取的开发策略和开发周期不同于陆地油田，这些是整体形成海上油田开发特点的基础和背景。

2 海上油田开发阶段划分

海上油田的“少井高产”、“高速高效”大开发策略以及复杂的地质条件影响，使得油田开发呈现阶段性，即整体方案设计与实施阶段、注采完善阶段、深入调整阶段。海上油田特高含水期往往存在于注采完善或深入调整阶段，阶段性的调整区别于陆地油田不间断的持续性调整，这些特点亦为特高含水期独特的剩余油分布规律形成创造了条件，只有掌握海上油田开发调整的普遍规律才能抓住特高含水期剩余油研究的核心[5-10]。

2.1 整体方案设计与实施阶段

在油田开发前，通过海上探井对储层变化、流体测试等资料的分析，完成整体方案设计，主要包括构造、储层、油井产能、井网部署、采收率的预测等研究内容。只是由于海上开发环境差、持船成本高，导致早期探井、评价井数较少，录取资料有限。因此，整体方案设计面临较高风险。

油田开发前的整体方案是一次井网，其往往难以应对复杂的地下油藏。因此，油田正式生产时，形成的层内、层间及平面矛盾明显，有采无注、有注无采等注采不完善问题突出，难以实现油田的高速、持续性生产，从而引出下一个阶段。

2.2 注采完善阶段

油田开发整体方案实施就是油田调整的序幕，实现油田高产、稳产的首要条件是保持较高地层压力。因此，形成较为完善的注采井网，提升地层能量水平是本阶段关键任务。

在注采完善阶段中，首先利用钻前预测与钻后实际、油田生产资料的对比，对主力产层与油组开展全方位的油藏地质研究，主要包括储层及砂体的展布规律、注采井连通关系、天然水体能量水平、断层的渗透性等等，以修正前期预测，达到进一步认识地下真实情况的目的，并对井网不理想区域调整。经过注采完善阶段，主力油组“有注有采”和“注采平衡”的目标基本达成。

2.3 深入调整阶段

随着油田含水的不断上升，产量递减的不断加大，使得深入调整是海上油田必须采取的措施，此时，地下油藏压力保持并不是油田面临的主要问题，新阶段的棘手问题是井网低控制程度下的剩余油富集。因此，深入调整阶段往往是在油藏能量恢复基础上，结合一定剩余油认识，所采取的深入挖潜措施，该阶段是本文研究的主要背景阶段。

常规深入调整阶段的研究会缩小主力油组中小层的研究尺度，提高研究精度，利用长时间动态特征，采取动静结合加大砂体的连通程度、隔夹层分布大小、构造起伏高低等内容，从而厘清剩余油富集的主控因素和主控程度，准确描述剩余油存在立体空间和分布大小。同时在此阶段，会逐渐增加非主力产层的认识，逐步提高非主力产能的产量占比。经过深入调整阶段，注采关系持续完善，大幅提高了水驱控制程度，改善了油田整体开发效果。

3 特高含水期的剩余油富集类型

海上与陆地油田进入特高含水期后油田的重点工作都是“认识剩余油，挖潜剩余油”。剩余油是指在目前阶段、井网条件下仍存留在地下的原油，它进一步可分为两类：一类是现井网水驱波及到，但仍未完全采出的剩余油，它的特点是只要时间允许，就能被采出，时间跨度可以从几年到几十年不等；一类是现井网尚未控制，未实现水驱波及的区域，它从油田开发投产至今一直处于静止状态，此类剩余油是油田调整的重点。综合分析，海上油田由于开发难度、井网、周期、阶段调整的特殊性，在特高含水期的剩余油富集类型主要可分为三类。

3.1 整体富集型剩余油

与陆地油田长时间、持续性调整不同，海上油田调整难以达到。因此，海上油田“大井距”开发井网进入特高含水期时仍可能存在整体富集型剩余油，动态往往表现出含水上升慢、井控储量高的特点。主要的形成原因是多层合采，较为明显的情况有两种：

第一种，当油藏储层普遍发育并大段合采，由于各油层间渗透率差异大，在注水过程中，注入水会沿着渗透率高、阻力小的层迅速地“突进”，使注入水快速进入生产井，使生产井的含水率不断上升。此时，中、低渗透层中的原油普遍动用程度低、甚至仍未动用，如图2、图4所示，且当油水黏度比越高时，储量动用的状况差异性越明显，同时随着物性好的高水淹层过水倍数的不断增加，渗透率不断提高，导致层间差异性越来越大，致使油层水驱波及体积小，最终导致在特高含水期的剩余油呈现整体富集的特点[11-15]。

第二种，当不同储层沉积特征合采生产时，会造成明显的整体剩余油富集特征。以曲流河与辫状河三角洲储层合采为例，曲流河河道坡降较缓，能量弱，一般为单河道的泥砂沉积，加之河流频繁摆动的影响，导致其沉积特点是储层薄、且横向变化快。而辫状河三角洲则与之相反，呈现储层厚、平面分布稳定的特点[16-17]。当两类储层合采时，曲流河沉积油藏不利于形成注采井网，与辫状河三角洲沉积油藏强能量保持状态差异明显，使得曲流河油藏形成整体富集的剩余油，如图3、图4所示。

3.2 局部富集型剩余油

在海上油田开发初期的井网较为完善的情况下，随着开发阶段的深入，进入特高含水期油田的剩余油呈现局部富集特征是相对普遍现象，此类剩余油的主控因素包括断层、构造、储层韵律、夹层、油藏类型等。主要形成过程为当油藏为层状油藏时，构造高部位和夹层是实时控制边水及注入水流入的重要阻力，构造越高，水越难以波及，夹层越大，剩余油分步越广；而断层的存在，导致其附近没有驱动压力，难以形成有效的注采井网，使得原油静止，形成局部剩余油；同时当注采井储层为正韵律时，综合重力的影响，注入水向储层底部运动，导致储层上部驱动压力低，形成剩余油，同理注水井间、油井间亦无驱动压力，导致剩余油富集。当油藏为底水油藏时，由于生产井附近水锥的含水上升模式，导致井控范围极为有限[18]，井控之外即为剩余油富集区，如图5所示。

3.3 整体分散型剩余油

整体分散型剩余油是普遍存在于特高含水油田中，对此区域的研究是油田中后期稳产的关键技术和重要基础，此类剩余油的主控因素包括微构造、注采井网等，动态往往表现出采出程度高、含水率高、单井产量低、井控储量低的特点。受不同原因的控制，剩余油富集较为明显的形成过程有两个：第一，微构造的控制。由于流体重力差异影响，微构造的向上幅度引起剩余油富集，但其构造幅度较小，形成剩余油厚度较薄，呈现整体分散的特征。第二，注采井网的控制。在水驱波及范围内，存在着驱动压力，原油已经发生流动，但由于油水黏度差异，发生了非活塞运动，导致水驱波及范围内仍有剩余油，它的大小决定了水驱油效率的高低。稠油油藏，水驱前缘饱和度低，动态表现出见水快、高含水采油期长；稀油油藏，水驱前缘饱和度高，动态表现出见水慢、高含水采油期短(如图6)。同时整体平面存在强驱替区与弱驱替区，它们的流体流动快慢差别较大，虽然都已是水驱波及到，但弱驱替区可能需要十几年、几十年才能被采出，强水驱方向的存在导致生产井成为单一受效方向(如图7)，形成整体富集的剩余油[19-26]。

4 不同类型剩余油挖潜策略

首先，针对整体富集型剩余油，由于其剩余油规模大、饱和油程度高，应采取全面重构新井网为主、全面调整现井网为辅的挖潜策略，重构新井网包括细分层系、整体加密、规模化的定向井与水平井联合开发等，如渤海区域的绥中36-1油田和秦皇岛32-6油田；调整现井网包括对注水井的笼统注水改为分层注水直至施行实时调配的优化注水，对高含水生产井的无效水循环层采取卡堵水措施等。整体富集型剩余油的挖潜是以减小层间矛盾为出发点，开启海上油田另一阶段的重要动力，是完成综合调整、新建新平台与处理设施，进而推动老油田稳产、上产的重要基础。

其次，局部富集型剩余油相对分散，对比整体富集型，加大了研究与挖潜难度，对其应采取局部组合新井网与全面调整现井网并重的挖潜策略。局部组合新井网主要针对断层、夹层、构造、油藏类型等因素引起的局部剩余油，利用增加注采井，完善井网的措施动用区域储量，协调层内剩余油分布；全面调整现井网是利用现井网注水井采取不稳定注水、周期注水、调剖，结合储层韵律与夹层分布研究对生产井采取卡堵水措施。同时对尚未动用的新层利用补孔单采或合采生产。局部富集型剩余油的挖潜是大多数海上小油田、老油田面临的普遍难题，是完成平台改建与扩建，或创新海上油田开发工程方案的契机，可以开启老油田开发新周期。

最后，由于整体分散型剩余油的油田采出程度、水淹程度高，应采取全面调整现井网为主，局部组合新井网为辅的挖潜策略。全面调整现井网包括对生产井采取转注措施，增加注采井数比，提高采液速度，增加生产井水驱方向。同时当原油黏度大时，生产井提液是经济有效的措施或对注水井采取调驱，提高驱油效率。

总的来说，整体富集型剩余油的挖潜是以减小层间矛盾为出发点，而其余两个主要降低层内和平面矛盾。随剩余油富集程度降低，全面构建新井网在挖潜中所占的比重逐渐降低。同时剩余油富集程度是相对的，并无绝对的定量标准，它与油田开发阶段、剩余油研究深度、认识尺度密切相关。因此，在海上油田特高含水期应灵活掌握综合研究与分析方法，综合运用挖潜策略，才能实现老油田再稳产、再上产。

5 结论与认识

1)海上油田与陆上油田的原始条件一致，油气藏均是发育于非均质性严重的陆相砂岩储层，开发难度较大。同时海上油田受到开发投资、开发环境影响，所采取的开发策略和开发周期不同于陆地油田。2)海上油田的“少井高产” 、“高速高效”大开发策略以及复杂的地质条件影响，使得油田开发呈现阶段性，即整体方案设计与实施阶段、注采完善阶段、深入调整阶段，特高含水期往往存在于注采完善或深入调整阶段。3)在海上油田特高含水期的渗流过程中，剩余油受现井网未波及或已经波及，但流动速度较慢的影响，其富集类型主要可分为三类，即整体富集型、局部富集型、整体分散型。4)在全面分析各类剩余油富集机理的基础上，提出不同的动用策略，主要包括新井网重构、现井网调整等措施。调整不同挖潜措施的占比，完成剩余油富集差异下的挖潜策略。