海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例<br/>

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

2013-03-06刘宗宾张汶

石油天然气学报 2013年5期

刘宗宾，张汶

马奎前，刘英宪（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津300452）

对于注水开发稠油油田而言，由于储层自身非均质性导致水驱开发油田注采不均衡、油层含水差异较大，随着开发的深入以及开发方式的影响，使得这种差异越来越明显，从而使得剩余油的分布复杂多样。如何正确认识剩余油的分布并有针对性的进行挖潜，已经成为油田中高含水期提高采收率、改善开发效果的核心内容［1～3］。剩余油的分布模式受多种因素控制，海上稠油油田大井距多层合采条件下的剩余油分布除了受自身地质油藏内在因素控制外，还受开发方式等客观因素的影响，如何准确描述剩余油的分布规律并采取针对性的调整思路进行剩余油挖潜一直是海上油田中高含水阶段普遍面临和亟需解决的问题［4，5］。XX油田作为渤海典型三角洲沉积的大型油田之一，投产到目前已经有20年的开发历程，已处于中高含水阶段，由于较强的储层非均质性导致开采不均，单层、单向突进现象明显，强水淹带常呈带状或蜂窝状分布，剩余油分布情况复杂。笔者从储层非均质性研究入手［6，7］，结合取心井资料、生产测试资料以及40余口加密调整井实钻资料进行水淹规律研究并挖掘其形成机理以及控制因素，在此基础上描述了多层合采条件下剩余油分布模式，提出了利用水平井进行剩余油挖潜的思路，针对性地解决平面、层间、层内开发矛盾，并期望通过研究实践探索出一条适合海上油田中后期调整挖潜的正确思路。

1 油田地质油藏特征及开发效果

XX油田位于渤海海域，是一个在古潜山背景上发育起来的半背斜构造，储层为三角洲前缘沉积，以水下分流河道砂、河口坝以及席状砂沉积为主，为典型的构造层状稠油油气藏。成岩作用较弱，属于胶结疏松砂岩。垂向上表现为多套砂泥互层的储层结构，垂向上共可划分为14套砂体。储层在平面、层间以及层内均表现出较强的非均质性，渗透率范围主要集中在50～8000mD，平均2100mD。在平面上由多个三角洲前缘朵叶体相互切割叠置呈现连片分布的特征（图1）。

油田采用多层合注合采开发方式，中后期表现出单井含水率较高，层间干扰、单层突进现象明显；平面上注水见效方向性强，具有见效快、水窜快、注水波及体积小的特点，导致注入水无效循环，存水率较低，影响开发效果［8～10］。

图1 XX油田沉积相模式图

2 剩余油分布模式

油田开发中后期，剩余油的分布复杂多样，除了受油藏自身的地质条件影响外，同时也与开发方式和井网系统有着密切的关系。对于注水油田而言，水驱油的效果和水淹规律决定了剩余油的分布特征。

2．1 油水运动规律

2．1．1 纵向油水运动规律

多层合采注水条件下开发，注入水首先沿厚度大的高渗层突进，使个别层迅速成为优势通道层，一旦见水层间

干扰增大，中低渗透层水驱效果越来越差。这种差异会随着开发的持续而增大。油田内密闭取心井资料显示（表1），厚度大、物性好的主力层剩余油饱和度普遍偏低，均表现为不同程度的水淹。如表1所示，2、4、6、10、11小层中均出现比例较大的中、强水淹层，这些层具有厚度大、渗透率高的特点，厚度薄且物性差的层基本未水淹，表现出较强的差异性。

对于层内水淹规律在很大程度上受沉积韵律控制，同时受水驱动力以及重力共同影响使得这一规律更为复杂。正韵律油层，注入水首先沿底部高渗层突进，重力作用以及大井距影响使得这一突进过程得到加剧，以致底部水淹严重，注入水波及体积小。反韵律油层，注入水首先沿上部高渗透率段向前推进，在垂向渗透率级差较大的情况下，表现为顶部水淹，但在级差＜5的情况下，受重力作用注入水在运移过程中进入下部低渗透层段，常表现为底部水淹，水淹厚度和水淹强度较正韵律大（图2），并且这种差异随着井距的增大而越发明显。

表1 XX油田密闭取心井各小层水淹状况与物性关系分析表

图2 不同韵律砂岩水淹特征

2．1．2 平面油水运动规律

不同沉积相带中，由于水动力条件的差异，其颗粒大小、分选程度、渗透率和原始含油饱和度的变化都各不相同。大量的油田注水资料表明，对河道型沉积砂体而言，平面油水运动规律受沉积相带和主流线的流向所控制［11］。

研究区内水下分流河道砂体发育，河道的展布影响着注入水的运移方向，如图3所示，A10井为注水井，位于河道带中心且属于古水流上游方向，2010年在周边实施了3口加密调整井，其中K5井位于河道带中心，K9井属于河口坝沉积，K26井位于河道带边缘。结果表明K5井该套油层底部表现为强水淹（图3），而其余两口井为未水淹或弱水淹。进一步说明注入水突进方向几乎全部指向河道方向且向河道下游方向运动速度最快，见水强度及见水时间与油水井间的绝对距离关系不大。当注水后，注入水总是首先沿河床中心运动，然后向两侧推进。这种依次的油水运动规律，决定了油井见效见水的次序和油井由高产变低产，低产变高产的转移接替规律。

图3 注采井及沉积微相关系图

2．2 剩余油分布特征

在纵向以及平面油水运动规律的控制下，油田剩余油的分布具有以下特点：大井距条件下，非主力相带及主力相带边缘或侧翼是剩余油富集区；多层合采条件下，中、低渗层动用程度差，剩余油大量富集；主力油层剩余油饱和度低，但剩余储量丰度高，油层中上部仍是剩余油富集区。

2．2．1 平面剩余油分布特征

平面剩余油分布受多种因素影响，除井网不完善、海上大井距开发以及断层等客观因素影响外，沉积相带是控制油水运移规律的内在因素，从而根本上决定了剩余油的分布特征。研究区内，水下分流河道及河口坝相带发育，也是水驱效果和动用程度较好的区域，而河道的侧翼以及非主力相带砂体边缘和废弃河道等分布局限的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。

2．2．2 层间剩余油分布规律

研究区已有生产资料及油水运移规律研究表明，在合注合采时单井控制油层的层数多，储量大，各层渗透率级差明显，因而造成各层开采不平衡。具体表现为高渗层开采过快，采油强度大，见水和含水上升速度快；低渗层开采慢，采油强度低，很难见到注水效果，剩余油富集。结合研究区储层特征，建立相应的机理模型进行数值模拟研究，结果表明层间剩余油饱和度差异会随着渗透率级差的增大而增大。XX油田油井间加密调整实施资料也充分表明，多数中低渗层动用程度较差或未动用，动用好的仅是少数主力油层（表1、图4）。统计显示动用较好的层位平均渗透率范围在2000～5000mD，而动用程度差、甚至未动用层平均渗透率在800mD以下，平均级差达到10倍。因此，对于层间范畴内的剩余油分布规律而言，中低渗层是剩余油的富集层。

2．2．3 层内剩余油分布规律

储层层内非均质性导致不同韵律砂岩的水淹层段多样性，从而使得剩余油的分布具有不同的特征。研究表明，正韵律砂岩为典型的底部水淹，其明显的特征是底部驱替效果好，表现为明显的强水淹，而上部油层基本处于未动用状态（图4）。统计显示，虽然整段表现为高含水，但该类型的油层中强水淹比例往往不到整段油层的20%，剩余储量丰度很高，仍是挖潜重点。

对于反韵律特征的油层来说，根据水淹规律认识认为剩余油分布受渗透率级差控制：顶底渗透率级差大于5的情况下，顶部仍是剩余油的富集段；渗透率级差小于5的情况下，剩余油主要分布在油层的底部，类似正韵律。

图4 渤海XX油田开发中后期剩余油分布模式

3 水平井挖潜策略研究

油田开发经验表明，宏观分布的剩余油在很大程度上可以通过调整开发措施，部署加密井，甚至建立独立开发层系的方法把宏观因素控制的剩余油采出来。根据国内外一些油田的研究，第一次加密调整井网后，储量综合利用仍只有76%～85%，可见进行油田开发后期的潜力调整仍然十分重要。结合该油田剩余油分布规律的研究，在平面整体加密调整的基础上提出了利用水平井挖掘不同类型剩余油的策略。注采系统的纵向调整，根本是搞好层间接替，主要方法是注水和采油两方面，注水尽量实现分层注水，实现调整层间差异，减少注水井的层间干扰，从而延长油田高产稳产期和提高采收率。对于油井来说，纵向上由于非均质性引起的开采不均衡，通过上述平面调整加密很难改善其开发效果。根据纵向上对剩余油分布模式的研究结果，解决垂向非均质性导致的剩余油分布有效的调整策略是利用水平井挖潜。

图5 水平井分层系开发示意图

3．1 层间水平井挖潜

陆上油田多年开发实践已证明［12～14］，油田在合注合采情况下主要是开采高渗主力油层，层间的动用程度差异较大。研究区内加密调整井实施结果进一步证明这种差异性（表1、图5），多数中低渗层却具有一定规模储量的油层动用较差。实践也表明在开发中后期，该类型的油层在合采情况下开发效果很难有所改善。基于该认识，结合油田不同类型储层发育规模及剩余油特点，按照物性、储层条件由中－低－差的原则进行层位筛选，采用水平井有选择的实现分层系开发。筛选结果主要集中在4～8m厚的油层，平均渗透率中等为主，该类型油层约占油田总储量规模的30%。如图5所示，X1H井设计层位为第6小层，水平段长度260m，油层厚度6．1m，平均渗透率920mD，储层平面分布稳定。周边定向井平均日产油55m3，含水率74%，该井实施后，平均日产油76m3，综合含水率45%，生产稳定。实践证明，利用水平井分采该类型油层，产能是定向井的3～4倍，在XX油田取得了很好的效果，能够最大限度的动用剩余油，提高开发效果。

3．2 层内水平井挖潜

当水淹层段含水率大于80%以上，油层就属于强水淹层范畴，上述剩余油研究表明，对于高渗厚油层虽然出现强水淹，但是剩余油富集仍是挖潜重点。如何对强水淹层进行挖潜是目前合注合采油田开发中所面临的一个重要课题。

研究区内，多数主力层厚度均在10m以上且均已经形成强水淹条带，加密调整井实际生产表明，单井往往因为一个或几个主力层水淹而导致整口井含水率居高不下，虽然强水淹层通过有效避射，但是仍然无法改变含水快速上升的趋势。据加密调整井N2井（图5）显示，第7小层为该区域的主力层，经多年生产后该层已明显强水淹。该井初期合采，日产油50m3，含水70%；生产一段时间后关闭该强水淹主力层，该井日产油140m3，含水15%。说明强水淹主力层继续用定向井开发效果不佳，同时合采情况下严重干扰其他层的正常生产。基于该认识，提出利用水平井开采类似强水淹主力层、关停临井相同层位的调整思路，解决层内开发矛盾的同时缓解了层间的开发矛盾。例如X1H井（图5）设计层位为第7小层，水平段长度280m，油层厚度15m，平均渗透率7400mD。该井实施后，平均日产油74m3，含水率逐渐上升至70%后保持稳定生产，而周边定向井关停该套层位后，产能是关停前的1．5倍，极大释放了其他油层的产能。实践证明运用水平井对强水淹主力油层进行挖潜是行之有效的方法，结合水淹规律及剩余油分布模式研究成果，针对不同区域以及不同韵律类型的砂体采用针对性的利用水平井和定向井组合方式进行挖潜的思路，可以更大范围的动用储量，逐步实现分区域的分层系开发，有效提高油田的开发效果，完善调整思路。