边底水稠油油藏水侵规律与开发技术对策研究

任伟伟

（胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东东营 257000）

我国稠油资源储量丰富，探明储量约40×108t[1]，具有层薄、敏感性强、边底水强的多种特点的稠油油藏的比例逐年提高[2]，且开发效果不理想，亟需探索有效的开发方式。其中，边底水稠油油藏的地质条件和流体特征复杂，动用难度大，是重点攻关方向之一[3-4]。

太平油田是一大型的潜山披覆构造带上的强边底水稠油油藏，探明地质储量2 872×104t，主力含油层系为馆陶组，储层埋藏浅，高孔高渗，边底水活跃。油田主要利用边底水天然能量开发，平均单井日产液15.0 t，单井日产油2.0 t，综合含水率86.9%，整体表现为“低单井产能、低采油速度、低采出程度、高含水率”的“三低一高”开发态势，采出程度仅为6.9%。在开发过程中，油田存在三方面的开发矛盾：受边底水侵入和水油流度比大的影响，含水率上升快；储层胶结疏松，易出砂；注汽热采和化学堵水效果不佳。

为改善太平油田的开发效果，在充分认识开发矛盾的基础上，首先利用“小尺度网格全区数值模拟模型”研究了典型区块沾5 块的水侵规律，在室内实验筛选出合适的降黏体系基础上，提出了“降黏+新井整体转流线”和“降黏+调堵局部转流线”的技术对策，并进行了矿场实践，形成了边底水稠油油藏降黏复合开发技术，为同类型油藏开发效果的改善提供了理论和现场依据。

1 水侵规律研究

1.1 小网格模型建立

根据前期研究的认识，对底水油藏，平面网格步长越大，见水时间越晚，底水锥进形态失真越严重；对边水油藏，平面网格步长越大，见水时间越早，无水期采油量越低。当平面网格步长小于20 m 后，对模拟结果的影响较小，可较好地描述底水锥进形态。

选择油田典型区块沾5 块作为研究对象，根据油藏地质特征，建立了全区三维地质模型。采用组分模型，九点中心差分计算方法开展模拟研究。模型X 方向220个网格，Y 方向205 个网格，网格步长均为10 m；纵向上为刻画隔层的分布细分为30 个层。模型包含20 口水平井，生产时间从2004 年7 月到2023 年7 月。在对区块储量拟合基础上，对区块平均地层压力、累计产油量、综合含水率以及单井含水率、日产油等指标进行了拟合，各项生产指标达到了较高的拟合精度。

1.2 剩余油分布规律研究

1.2.1 平面剩余油分布 从剩余油分布来看，油藏中上部和水平井井间饱和度较高，西边部、东边部无井控制的区域饱和度较高，油藏下部饱和度变化范围在30～40 m，表明水锥半径很小，而且越靠近油层顶部水锥半径越小，底水水驱的波及范围非常有限。

1.2.2 纵向剩余油分布 沾5 块地面脱气原油黏度大，水平井动用半径小，井间剩余油富集。根据区块的经验公式，计算沾5 块水平井开采的动用半径，最大生产压差8 MPa，未加热区极限流动距离10 m，吞吐末牛顿区半径30 m，计算出蒸汽吞吐动用半径为40 m。

式中：Rh-水平井动用半径，m；ΔP-生产压差，MPa；k-平均渗透率，mD；μ-原油黏度，mPa·s。

1.3 水平井水侵规律研究

按照井眼轨迹，研究区的水平井可分为三类：下扎型、鱼钩型和规则型。不同类型水平井的水侵规律存在较大差异。

1.3.1 下扎型 以沾5-平18 井为例，该井为筛管完井，筛管轨迹先斜向下穿过油层上部隔层，然后沿油层走向近似平行于隔层，该水平段下部还有两套隔层，但东西方向分布范围较窄。对于此种类型的水平井，数值模拟显示，底水绕过下部两套隔层进入水平段，隔层下部筛管段是主要见水井段，产液量、含水率较高（图1）。

1.3.2 鱼钩型 以沾5-平5 井为例，该井为套管完井，井身轨迹中间低，两头高，B 靶上翘，轨迹低点靠近中部，A 靶下部油层分布一套隔层，但是没有射孔生产，射孔段1 338 m 附近位置偏下，且没有隔层遮挡底水。对于此种类型的水平井，数值模拟显示，射孔水平段中部含水率高、产液量高，是主要的见水井段，150 m 以后底水影响小，因而只有中段受到水锥影响（图2）。

图2 鱼钩型水平井含水率分布曲线

1.3.3 规则型 以沾5-平19 井为例，该井为筛管完井，井身轨迹规则，水平段下部没有隔层。对于此种类型的水平井，数值模拟显示，隔层下部筛管段是主要见水井段，产液量、含水率较高（图3）。规则型水平井底水均衡推进。

图3 规则型水平井含水率分布曲线

2 开发技术对策研究

2.1 降黏剂筛选

稠油黏度高，降黏是提高原油流动性，改善开发效果的关键[5-6]。组分分析表明，太平油田胶质沥青质的含量接近或超过50%，重质组分是导致高黏的直接原因，降黏剂能够显著改善原油的流动性。通过室内实验，筛选评价了一种“双效”降黏体系，该体系兼具分散降黏和乳化降黏的特点，能够降低稠油黏度、增加流动能力，有效作用于高黏原油。该体系室内降黏率达99.0%以上，具有很强的适配性（表1）。

表1 不同原油黏度条件下的降黏效果

2.2 降黏复合开发技术

为改善太平油田的开发效果，在降黏剂筛选基础上，提出了“降黏+新井整体转流线”和“降黏+调堵局部转流线”的技术对策。

2.2.1 降黏+新井整体转流线 在剩余油分布研究基础上，在沾5 块优化部署侧钻水平井3 口（沾5-侧平3、侧平6、侧平9 井），用于挖潜水平井井间剩余油（图4）。沾5-侧平3、侧平6、侧平9 井分别钻遇油层166、185、160 m，水平井轨迹控制很好。通过测井曲线的对比，电阻率都在20～30 Ω·m，剩余油分布与数值模拟的结果一致。在布新井基础上，降黏冷采投产后，初期平均单井日产油4.0 t，效果良好。

图4 加密水平井挖潜井间剩余油

2.2.2 降黏+调堵局部转流线 根据油井低液或高含水率，分别提出“解堵+降黏”与“堵水+降黏”两种对策，实现局部流线的调整，改善开发效果。

（1）解堵+降黏一体化：对于投产初期液量高，但目前液量低、含水率不高、长期低效生产的油井，进行解堵措施。采用“泡沫返排+前置抑砂降黏+充填防砂”一体化实施工艺，进行原层防砂增油提效。

以沾29-斜65 井为例，该井于2016 年3 月防砂注汽投产Ngx21层，注蒸汽2 004 t，注汽压力12.9 MPa，初期日产油14.5 t，末期低产间关，累计产油5 714 t，累计产水20 271 m3。分析主要原因为出砂、油泥堵塞渗流通道导致油井低产低效。制定了技术对策如下：拔防砂管、下绕丝至1 204～1 208 m，其他井段盲封，高压充填防砂，前置降黏。措施前间开，日产油仅有0.2 t，作业后初期日增油5.0 t，含水率下降21.1%，累计增油1 500 t，措施效果明显，见图5。

图5 沾29-斜65 井开发生产曲线

（2）堵水+降黏一体化：对于出水量大，含水率高的油井，通过光纤测温，确定出水段，然后精准定向堵水，结合化学降黏，实现控水增油。

以沾29-平21 井为例，对该井进行光纤测温，显示水平井有效生产长度近A 靶100 m，确定了水平段主要出液层段为1 350～1 450 m，对该井段打化学封隔，下插管桥塞（留B 堵A），实现“管内管外双封”。措施后改经含水率从95.0%降至65.0%，日增油5.2 t，累增油2 035 t，措施效果明显，见图6。

图6 沾29-平21 井开发生产曲线

3 结论与认识

（1）研究区边底水稠油剩余油主要分布在油藏中上部和井间。水侵规律研究表明，下扎型水平井含水率上升迅速，注汽开发更容易造成底水锥进，导致水平井暴性水淹；鱼钩型水平井射孔水平段中部含水率高、产液量高，是主要的见水井段；规则型水平井底水均衡推进。

（2）降黏复合吞吐对太平油田边底水稠油油藏具有良好适应性，形成了“降黏+新井整体转流线”和“降黏+调堵局部转流线”两种技术对策，矿场实践证明新井直接降黏、解堵+降黏一体化、堵水+降黏一体化均取得了较好效果，初步解决了边底水稠油目前存在的开发难题，是低油价下边底水稠油高效开发的有效方式。

（3）边底水稠油油藏降黏开发的关键是如何保证剂与油的充分接触。下一步主要加强老井压水锥技术、进一步研究均匀注入技术，从而改善开发效果，这为其他边底水稠油下步的高效开发提供了借鉴，具有广阔的推广应用前景。