渤海稠油油田高含水后期二次開發實踐

趙德喜 于喜艷 鄭景珊 竇曉軍 覃紅燕 曹小娟

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.華北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三廠，河北滄州 061023）

渤海稠油油田高含水后期二次開發實踐

趙德喜1于喜艷1鄭景珊2竇曉軍3覃紅燕3曹小娟2

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.華北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三廠，河北滄州 061023）

針對渤海埕北稠油油田主力產層油井嚴重水淹、剩余油分布復雜、潛力儲量的非常規稠油難以動用及海上平臺空間有限等主要矛盾，以精細油藏描述為基礎，一方面放大老井生產壓差進行大泵提液，提升現有設備下的老井產量，另一方面，在油藏邊部井網不完善區域部署調整井；在論證非常規稠油冷采產能基礎上，確定以大壓差開采館陶組稠油，以提高潛力儲量動用程度。這些方法的研究與應用使埕北油田成功實現了產量接替，同時也為海上今后進入開發后期的油田提供借鑒。

海上稠油油田；二次開發；剩余油分布；大泵提液；調整井；提高采收率

埕北油田于1985年投產，是渤海目前開發時間最長、首個進入高含水開發后期的稠油油田。油田主力產層東營組屬于高孔高滲型儲層，滲透率1 670 mD，地層原油黏度為57 mPa·s；潛力儲量館陶組屬于高孔高滲型儲層， 滲透率為1 710 mD，地層原油黏度為577 mPa·s。截至2008年底油田地質儲量采出程度已經達到37.7%，綜合含水87.8%。自1993年開始油田進入產量遞減階段，主力產層的油井幾乎全部水淹，剩余油分布復雜，挖潛難度較大，而潛力儲量非常規稠油一直難以有效動用，油田開發又受到海上平臺設備的限制，生產形勢非常嚴峻。因此，通過開展動靜態資料相結合的精細油藏描述，進行開發后期剩余油分布研究［1］，在深挖剩余油潛力的同時提高潛力儲量動用程度是老油田二次開發的關鍵。

1 剩余油分布規律研究

埕北油田東營組剩余油分布規律的研究主要從地質和油藏兩個方面開展。地質上，通過精細地層對比，細分小層，利用取心井資料識別單井相，結合測井相分析得到沉積微相的平面展布規律，最后在沉積微相控制基礎下，結合微構造、層面非均質性、層內非均質性和注采關系得到地質上認識的剩余油分布規律。油藏方面，利用油藏數值模擬方法，同時結合產液剖面資料、飽和度測試資料進行總結得到埕北油田的剩余油分布規律：（1）受儲層正韻律的影響，縱向上，儲層的上部剩余油相對富集；（2）受油層內部韻律性發育、滲透率高低部位相間發育的影響，層內滲透率變差部位存在剩余油；（3）油藏的驅動類型屬于強邊水驅動，因此平面上受強邊水的影響，剩余油主要集中在油田內部；另外，油田內部由于存在氣頂，在開發方案設計時，出于保護氣頂和避免油井發生氣竄的考慮，內部氣頂區油井都進行了不同程度的避射，這也是油田內部剩余油富集的另一重要原因；（4）受滲流規律的影響，井間以及井網不完善區域剩余油相對富集（圖1）。

圖1 埕北油田剩余油飽和度分布圖

2 大泵提液發揮老井潛力

埕北油田東營組具有強邊水驅的天然能量條件，以及無因次采液指數隨含水上升不斷增大且高含水后期增幅加快的滲流條件，因此，提出充分利用油田的天然優勢，通過放大生產壓差的方式進行大泵提液，挖潛剩余油并提高采油速度［2］。大泵提液挖潛要針對油田不同區域的地質油藏條件及剩余油分布規律，采取分區調整、區別對待原則，以最大程度發揮老井潛力。

2.1 挖潛思路

2.1.1 充分利用油田的天然優勢，對油田邊部高含水井大幅度提液 埕北油田的驅動類型屬于強邊水驅，邊部油井含水基本都在90%以上，由于地層能量充足，油井表現出較強的供液能力，動液面較淺。維持現狀生產，日產液水平基本是100～250 m3/d，并不能充分發揮油井的潛力，因此要充分利用油田強邊水驅的天然優勢，對供液充足的邊部高含水井進行大幅度提液，提高產油量。

雖然剩余油分布研究表明邊部剩余油不富集，但是從油井飽和度測試資料分析結果看，層內滲透率相對較低的儲層物性差層，在原有生產壓差下動用較差，剩余油飽和度仍然較高，通過放大生產壓差后，可以有效釋放物性差層潛力［3］。實施后日增液 200～400 m3/d，日增油 20～40 m3/d，含水率變化不大。

2.1.2 補孔與提液相結合，挖潛油田內部儲層上部剩余油 剩余油分布研究結果表明，油田內部儲層上部為剩余油富集區，考慮到油田經過二十多年的開發，油氣界面上移，氣頂萎縮，因此提出對油田內部的油井進行避射井段補孔，同時將補孔與提液相結合，有效釋放上部儲層潛力。實施后日增油30～100 m3/d，初期含水有不同程度下降。

2.1.3 有機解堵與提液相結合，解除大泵提液的供液瓶頸 在原始地層條件下，膠質、瀝青質、石蠟等重質組分溶解在原油中，當地層條件發生變化后，重質組分容易析出，形成有機垢，油井在動態上就會表現出供液不足的現象，而實際上根據儲層物性和測壓資料分析認為地層能量充足。通過有機解堵可以解除井底污染，有效提高地層到井筒的流動性，大大增強油井供液能力。因此將有機解堵與提液相結合，可以有效解除油井進行大泵提液的供液瓶頸。

2.2 現場實施效果

大泵提液在埕北油田進行了大范圍的推廣，近兩年共實施了23井次，已實現累計增油29×104m3，油田老井的平均單井產量由18 m3/d 提高到34 m3/d。因地制宜的提液挖潛策略，可以最大程度挖掘老井潛力，也是海上油田二次開發進一步提高采收率的關鍵措施之一。

3 部署高效調整井

在剩余油分布研究的基礎上，通過動靜態資料相互印證，結合測井、地震等多項專業手段，突破常規布井思路，在油藏邊部井網不完善區域部署了第1口調整井A30H井。該調整井鉆遇油層200 m，水淹層60 m，投產后日產液169 m3/d，日產油53 m3/d，含水68.7%。A30H井的成功實施，證實了對油田剩余油分布的認識，同時也打開了雙高階段調整井挖潛的新局面，實現了對于開發后期的油田由局部調整向整體調整的轉變。在A30H井成功的基礎上，進一步部署了3口調整井，預計增油28×104m3，其中B32H井位于油田構造高部位，投產后日產液142 m3/d，日產油 110 m3/d，含水 23%。

4 提高潛力儲層動用程度

潛力儲層館陶組屬于稠油大底水油藏，自2003年投入開發以來，由于產能太低，不能滿足鉆井成本，一直不能得到有效動用。針對油田目前的現狀，確定進一步部署調整井，提高儲量動用程度，以實現產量接替。由于隔夾層的存在可以有效抑制底水過快錐進［4］，因此，開展了隔夾層研究，并利用油藏數值模擬法對調整井參數進行優化。研究結果表明，水平井縱向上要盡量貼近油層頂部，平面上要部署在油層厚度大于15 m的區域，水平段長300～400 m時調整井產量最高、底水錐進速度最慢。利用研究結果，在館陶組部署了8口調整井，提高了儲量動用程度。

由于該油組地層原油黏度達到了577 mPa·s，利用常規的底水油藏臨界生產壓差公式計算出的生產壓差非常小［5］，不能滿足油田經濟有效開采的要求，因此，采用油藏數值模擬的結果，最終確定生產壓差為2.5～3.5 MPa。根據該生產壓差，計算得到館陶組設計的8口調整井的產量為40～60 m3/d，預計可采儲量增加45×104m3，采收率提高7.5%。

5 現場實施效果

2008年以來，通過深入的地質油藏研究，挖老井、打新井、動潛力全方位挖掘油田潛力，油田已連續5年實現產量負遞減并穩步提升，成功實現了埕北油田的二次開發。

2011年調整方案中，館陶組先期實施了5口井，日產油40～68 m3/d，全部達到鉆前配產，調整井產量較老井A29M井提高了一倍，突破了館陶組稠油產能低的瓶頸，提高了館陶組儲量動用程度，為老油田開發后期增儲上產起到了重要作用。2012年以來，埕北油田進行了補孔、堵水、大修作業等增產措施，措施累增油3.23×104m3，日均增油129.9 m3/d，對埕北油田穩產起到了較大作用。

6 結論

（1）充分利用油田的天然優勢，結合剩余油分布規律及地質油藏條件，注重分區調整，依托現有設備挖潛老井、動靜態資料綜合分析部署調整井、有效動用潛力儲層，全面深入挖掘油田潛力是油田成功二次開發的關鍵。

（2）埕北油田作為渤海首個進入開發后期的老油田，通過二次開發研究，增加了可采儲量，對今后海上同類老油田的后期挖潛具有重要的指導意義。

［1］ 陳馨，蘇崇華，劉雙琪.綜合利用動靜態資料研究剩余油分布規律［J］.石油鉆采工藝，2007，29（6）：45-47.

［2］ 陳林，彭彩珍，孫雷，等.水驅油藏開發后期提液穩產研究［J］.石油地質與工程，2007，21（6）：47-49.

［3］ 謝梅波.埕北稠油油田生產滲流特性的研究和應用［J］.中國海上油氣：地質，1995，7（5）：317-324.

［4］ 李曉林，周興武，金兆勛，等.影響稠油底水油藏底水錐進的主要參數研究［J］.特種油氣藏，2003，10（S0）：56-58.

［5］ 殷桂琴，張公社，劉志軍，等.底水油藏水平井臨界生產壓差研究［J］.石油地質與工程，2006，20（5）：41-42.

（修改稿收到日期 2013-06-15）

Secondary development practice of Bohai heavy oilfield with late stage of high water cut

ZHAO Dexi1, YU Xiyan1, ZHENG Jingshan2, DOU Xiaojun3, QIN Hongyan3, CAO Xiaojuan2
（1. CNOOC Tianjin Company,Tianjin300452,China;2. Huabei Oilfield Exploration Technologies Institute,Renqiu062552,China;3. No.3Production Plant,Dagang Oilfield Company,PetroChina,Cangzhou061023,China）

Measures have been taken to handle the issues of serious flooding in wells of main production layers, complex distribution of residual oil, difficult to explore the potential unconventional oil reserves and limit space of offshore platform in Bohai Chengbei oil field. Based on fine reservoir description, for one thing, the production pressure differential of old well was enlarged to extract fluid by large pump to promote the producing potential of old well with existing equipment; for another thing, adjusting wells were arranged in reservoir edge where well network is imperfect region; High pressure differential was adopted to develop heavy oil in Group Guantao to improve the producing degree of potential reserve on the basis of demonstrating production capacity of unconventional cold heavy oil. The research and application of these methods successfully realize the production replacement in Chengbei oil field; meanwhile provide reference for offshore Oilfields which is entering into the late stage of development.

offshore heavy oilfield; the secondary development; residual oil distribution; large pump extracts; adjusting well;Enhanced Oil Recovery(EOR)

趙德喜，于喜艷，鄭景珊，等. 渤海稠油油田高含水后期二次開發實踐［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：70-72.

TE32

：B

1000–7393（2013） 04–0070–03

趙德喜，1972 年生。現從事海上油氣田開采管理工作，工程師。電話：022-25801951。E-mail：zhaodx@cnooc.com.cn。

〔編輯 朱 偉〕