海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整實踐*

蘇彥春 李廷禮

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整實踐*

蘇彥春 李廷禮

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

海上油田開發(fā)初期采用稀井網(wǎng)、大井距、多段合采的開采方式，且測試資料較少，油田開發(fā)進入高含水階段后面臨注采矛盾突出、含水上升快、產(chǎn)量遞減快等問題，亟需進行開發(fā)調(diào)整，而陸上油田已有開發(fā)調(diào)整經(jīng)驗無法直接應(yīng)用。以渤海砂巖油田為例，回顧了海上油田開發(fā)調(diào)整歷程，總結(jié)了開發(fā)調(diào)整過程中采取的關(guān)鍵技術(shù)及策略。渤海典型的三角洲相和河流相稠油油田開發(fā)調(diào)整實踐表明，開發(fā)調(diào)整技術(shù)體系的成功應(yīng)用使得渤海主力油田采油速度提高了2.0～2.5倍，采收率提高了8%～12%，為渤海油田完成“十二五”產(chǎn)量目標提供了技術(shù)保障，也為渤海油田中長期發(fā)展提供了有力的技術(shù)支撐。

渤海；砂巖油田；高含水期；開發(fā)調(diào)整；關(guān)鍵技術(shù)；策略

以綏中36-1、秦皇島32-6為代表的渤海主力油田已進入高含水開發(fā)階段，逐漸暴露出注采矛盾突出、層間和層內(nèi)儲量動用程度差異大、含水上升快和產(chǎn)量遞減快等問題，亟需進行開發(fā)調(diào)整，以提高油田開發(fā)效果。海上油田開發(fā)與陸上油田相比存在一定的特殊性：海上油田開發(fā)初期采用稀井網(wǎng)、大井距、多段合采的開采方式，并且測試資料較少，因此高含水期儲層精細表征和剩余油定量描述難度較大；海上油田開發(fā)成本高，如何實現(xiàn)油田開發(fā)效果與經(jīng)濟效益的最大化是油田開發(fā)調(diào)整面臨的一大難題。本文針對海上油田地質(zhì)油藏特征和開發(fā)特點，總結(jié)了海上大井距多層合采油藏儲層精細表征、剩余油定量描述等關(guān)鍵技術(shù)及開發(fā)調(diào)整策略，以期為海上其他油田開發(fā)調(diào)整提供借鑒。

1 海上砂巖油田開發(fā)調(diào)整歷程

1.1 局部加密調(diào)整

受海洋工程、開發(fā)成本等因素制約，海上砂巖油田開發(fā)調(diào)整起步較晚，2005年以前主要針對注采井網(wǎng)不完善的區(qū)域進行局部加密調(diào)整。例如，埕北油田于1985年投產(chǎn)，2003年開始通過增加調(diào)整井逐漸完善井控程度較低區(qū)域的注采井網(wǎng)，使得開采了近20年的埕北油田采油速度仍然保持在1.2%左右。

1.2 整體加密調(diào)整初探

2006年在海上油田首次開展了以綏中36-1油田I期為靶區(qū)的加密調(diào)整研究與先導試驗。綏中36-1油田I期加密調(diào)整將反九點井網(wǎng)調(diào)整為行列井網(wǎng)，注采井距由350 m調(diào)整為175 m，實施了71口調(diào)整井，油田采油速度提高1.2%，綜合含水率下降10.3%，采收率提高10.4%。

1.3 大規(guī)模整體加密調(diào)整

2010年以來，針對渤海主力油田高含水期暴露出的含水上升快、產(chǎn)量遞減快等問題，在綏中36-1油田I期加密調(diào)整成功的基礎(chǔ)上，進一步推廣和深化加密調(diào)整，先后完成了旅大5-2、歧口18-1、綏中36-1油田II期、秦皇島32-6、錦州9-3、錦州25-1南和旅大10-1等7個油田的開發(fā)調(diào)整，總共實施了475口調(diào)整井，高峰年產(chǎn)油量增加724萬m3。

1.4 區(qū)域化開發(fā)調(diào)整

隨著勘探開發(fā)不斷深入，海上油田開發(fā)調(diào)整逐步從大中型單油田獨立開發(fā)調(diào)整→小油田依托大中型油田開發(fā)調(diào)整→區(qū)域化開發(fā)調(diào)整進行著演變。渤中28/34油田群通過區(qū)域化開發(fā)調(diào)整，有效釋放了渤中28-2南、渤中34-1、渤中34-2/4等3個在生產(chǎn)油田的產(chǎn)能，并最大程度地動用了周邊渤中34-3Nm、渤中34-1W等2個新區(qū)塊的潛力，實施了137口調(diào)整井，產(chǎn)油量增加7 200 m3/d，采收率提高11%。

2 開發(fā)調(diào)整關(guān)鍵技術(shù)

針對海上油田地質(zhì)油藏特征和開發(fā)特點，提出了以精細油藏描述為基礎(chǔ)，以開發(fā)層系重組與劃分、注采井網(wǎng)加密、井型優(yōu)化為手段，以挖掘剩余油為目標的海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整研究思路(圖1)。

圖1 海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整研究思路

2.1 儲層精細表征

陸上油田高含水期基于較小井距(150～250 m)、結(jié)合大量的取心井、檢查井及測試資料對儲層進行精細表征[1-2]，但海上油田開發(fā)井距大(350～400 m)、測試資料少，因此如何在稀井網(wǎng)、大井距條件下開展行之有效的儲層精細表征對開發(fā)調(diào)整至關(guān)重要。提出了利用高分辨率地震資料，通過建立沉積微相與波阻抗之間的對應(yīng)性，實現(xiàn)稀井網(wǎng)、大井距條件下準確劃分沉積微相的技術(shù)[3]。該技術(shù)具體方法如下：通過合成記錄完成層位標定，然后識別同相軸的振幅和阻抗的變化，再確定點壩砂體和廢棄河道的發(fā)育范圍，從而指導曲流河平面沉積微相的劃分(圖2)。應(yīng)用該技術(shù)對秦皇島32-6油田18個主力砂體進行了解剖，共解剖出323個單砂體。在點壩砂體解剖的基礎(chǔ)上，進一步利用水平井資料并結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料，基于地層和構(gòu)造模型建立單砂層沉積微相模型，然后數(shù)字化各類構(gòu)型界面，最終定量表征點壩砂體內(nèi)部側(cè)積層的單砂體構(gòu)型模型[4](圖3)，為油田進行剩余油定量描述和注采井網(wǎng)調(diào)整提供了依據(jù)。

圖2 秦皇島32-6油田NmII2小層沉積微相與波阻抗響應(yīng)

圖3 秦皇島32-6油田單砂體構(gòu)型模型

2.2 剩余油定量描述

在儲層精細表征的基礎(chǔ)上，利用水淹層測井解釋、油層水淹程度定量描述、油藏數(shù)值模擬等技術(shù)對復(fù)雜地質(zhì)條件下的剩余油進行定量描述，并通過密閉取心井和后續(xù)開發(fā)調(diào)整驗證了剩余油分布規(guī)律，形成了一套海上油田剩余油定量描述的研究流程，為油田開發(fā)調(diào)整奠定了基礎(chǔ)。

1) 水淹層定量解釋。

針對砂巖油田儲層非均質(zhì)性強的特點，在分析巖心、測井數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，根據(jù)油藏品質(zhì)因子(RQI)和標準化孔隙度指標(φZ)，將儲層劃分為不同類型的巖石物理相[5-6](圖4)以提高“三飽和度(剩余油飽和度、殘余油飽和度、束縛水飽和度)”計算精度，然后根據(jù)驅(qū)油效率和含水率特征完成水淹級別劃分。利用該方法對秦皇島32-6油田124口調(diào)整井進行了水淹層定量解釋，并指導油井生產(chǎn)，調(diào)整井生產(chǎn)動態(tài)與測井解釋吻合程度達到95%。

圖4 秦皇島32-6油田儲層巖石物理相劃分

2) 油層水淹定量描述。

針對海上油田多段合采、生產(chǎn)動態(tài)測試資料較少的特點，結(jié)合地質(zhì)、油藏、動態(tài)、測試和水驅(qū)油實驗研究成果，通過分析油層累積注入水孔隙體積變化情況，實現(xiàn)油層水淹程度定量描述。該技術(shù)具體方法如下：根據(jù)吸水剖面資料把注水井階段注水量劈分到各油層，以注采井組為分析單元，根據(jù)滲透率和油層厚度將注水量劈分到對應(yīng)的油井，計算出各油井的累積注入孔隙體積；然后根據(jù)水驅(qū)油物理實驗得到的累積注入水孔隙體積與含水率的關(guān)系，計算油井階段含水率，最后繪制出油層平面含水等值線圖[7](圖5)，有效指導油田開發(fā)調(diào)整。

3) 精細油藏數(shù)值模擬。

以復(fù)合砂體研究尺度為基礎(chǔ)的油藏數(shù)值模擬研究已無法滿足高含水期剩余油認識及開發(fā)需求,油田開發(fā)中后期必須開展以側(cè)積層為研究尺度的油藏數(shù)值模擬研究，以提高剩余油預(yù)測精度。由于側(cè)積層建模網(wǎng)格尺寸一般為5～20 m，導致模型網(wǎng)格數(shù)量較大，影響數(shù)值模擬運算速度，所以目前側(cè)積層建模僅用于實驗區(qū)，無法應(yīng)用于實際油田。提出了基于構(gòu)型界面等效表征方法：將地質(zhì)認識的構(gòu)型界面轉(zhuǎn)化為空間域中的三維矢量界面，完成認識域到幾何空間域的轉(zhuǎn)化；利用拓撲算法計算三維矢量界面對應(yīng)的三維網(wǎng)格索引位置，通過修改對應(yīng)位置網(wǎng)格面元的傳導率實現(xiàn)小尺度構(gòu)型界面在粗網(wǎng)格油藏模型中的定量表征；結(jié)合油藏數(shù)值模擬歷史擬合技術(shù)定量優(yōu)化傳導率參數(shù)，得出符合實際動態(tài)特征的構(gòu)型界面?zhèn)鲗?用傳導率的大小等效表征構(gòu)型界面對滲流效果的影響[8-9](圖6)。據(jù)統(tǒng)計，秦皇島32-6油田新鉆調(diào)整井新模型水淹程度與測井解釋符合率達到90%，較老模型符合率提高了15%。

圖5 秦皇島32-6油田油層平面含水等值線圖

圖6 儲層成因單元界面等效表征流程圖

3 開發(fā)調(diào)整策略

海上油田開發(fā)成本高，且開發(fā)年限受平臺壽命制約，因此開發(fā)調(diào)整時一方面要提高儲量動用程度、改善油田開發(fā)效果、增加開發(fā)年限內(nèi)的可采儲量，另一方面要協(xié)調(diào)好新老井網(wǎng)的關(guān)系，有針對性地從縱向、平面和層內(nèi)進行注采井網(wǎng)調(diào)整，以實現(xiàn)油田開發(fā)效果與經(jīng)濟效益的最大化。

3.1 開發(fā)層系重組與劃分

陸地油田多在開發(fā)初期便根據(jù)地質(zhì)油藏特征進行分層系開發(fā)，而海上油田在開發(fā)初期采用大井距多段合采的開發(fā)方式，在開發(fā)中后期才進行分層系開發(fā)，所以陸地油田分層系開發(fā)經(jīng)驗不能直接應(yīng)用到海上油田。海上油田進行開發(fā)層系重組與劃分時，客觀評價層間干擾是關(guān)鍵。物理模擬實驗是研究層間干擾最直觀的方法，因此建立了可視化三管并聯(lián)驅(qū)替實驗裝置，研究了不同滲透率級差和黏度級差情況下各管的驅(qū)油效率貢獻率(圖7)，結(jié)果表明：隨著級差的不斷增大，高滲管(低黏管)和低滲管(高黏管)的驅(qū)油貢獻率差異逐漸增大。

在物理模擬研究的基礎(chǔ)上，綜合運用油藏工程方法、動態(tài)反演和現(xiàn)場測試等手段，研究了不同滲透率級差和黏度級差條件下的干擾系數(shù)(圖8),結(jié)果表明：①干擾系數(shù)隨著含水率上升而增大；②干擾系數(shù)隨著滲透率級差和黏度級差的增大而增大。因此，在開發(fā)中后期進行層系重組與劃分時，應(yīng)盡可能將沉積類型、儲層特征、壓力系統(tǒng)、流體性質(zhì)和油藏類型相同的油層調(diào)整為一套開發(fā)層系，以減少層間干擾，提高各類油層開發(fā)效果。

圖7 渤海砂巖油田驅(qū)油效率貢獻率變化規(guī)律

圖8 渤海砂巖油田層間干擾系數(shù)變化規(guī)律

3.2 加密注采井網(wǎng)進行井網(wǎng)井距優(yōu)化

在儲層精細表征和剩余油定量描述的基礎(chǔ)上，綜合運用油藏工程、數(shù)值模擬和生產(chǎn)動態(tài)分析等手段，研究了不同注采井網(wǎng)下體積波及系數(shù)與注采井距的關(guān)系(圖9)，結(jié)果表明：通過進一步加密，由反九點井網(wǎng)調(diào)整為五點井網(wǎng)或排狀井網(wǎng)，由350～400 m井距調(diào)整為200～250 m井距，水驅(qū)體積波及系數(shù)可以提高40%～50%。

圖9 不同注采井網(wǎng)下渤海砂巖油田體積波及系數(shù)與注采井距的關(guān)系曲線

3.3 定向井聯(lián)合水平井進行井型優(yōu)化

根據(jù)儲層分布特點和剩余油分布規(guī)律合理優(yōu)化井型,對提高油田開發(fā)效果和經(jīng)濟效益至關(guān)重要。研究和實踐表明，在高含水期水平井挖潛剩余油具有定向井不可比擬的優(yōu)勢，水平井已經(jīng)廣泛應(yīng)用于海上油田開發(fā)調(diào)整[10-11]：①經(jīng)過多年注水開發(fā)，在油層底部形成強水淹，而油層中上部存在較多的剩余油，因此在油層中上部部署水平井，能夠有效挖掘剩余油；②利用水平井開采儲量動用程度較低的薄油層，可以有效釋放薄油層的潛力。實際生產(chǎn)表明，利用水平井挖掘高含水期剩余油效果明顯，水平井初期產(chǎn)量是定向井的2～3倍，水平井累產(chǎn)油是定向井的1.5～2.0倍，提高了海上油田開發(fā)調(diào)整效果和經(jīng)濟效益。

4 實踐效果

4.1 大型整裝三角洲相稠油油田

綏中36-1油田是渤海第一個大型整裝三角洲相稠油油田，初期采用一套開發(fā)層系，反九點井網(wǎng)，于2000年11月投產(chǎn)。通過剩余油定量描述和大量新井資料分析，總結(jié)了綏中36-1油田高含水期剩余油分布模式[7](圖10)：①平面上受構(gòu)造、斷層以及注采對應(yīng)關(guān)系等因素的影響，形成“島狀分布、局部連片”的剩余油分布模式；②各砂體間受滲透率級差、注采對應(yīng)關(guān)系控制，形成“千層餅”剩余油分布模式；③砂體內(nèi)部受韻律性、重力作用、夾層封擋等因素控制，單韻律基本形成底部水淹、頂部剩余油富集，復(fù)合韻律形成“工字型”、“三明治型”剩余油分布模式。

圖10 綏中36-1油田剩余油分布模式

根據(jù)綏中36-1油田地質(zhì)油藏特征和剩余油分布模式，實施了以下開發(fā)調(diào)整策略：①在地層原油黏度較小(50～150 mPa·s)、縱向上層數(shù)較多(8～14層)的高部位區(qū)域，利用定向井整體加密；注采井網(wǎng)由反九點井網(wǎng)調(diào)整為行列井網(wǎng)，注采井距由350 m調(diào)整為175 m；②在地層原油黏度較大(150～450 mPa·s)、縱向上主力層集中(3～6層)的低部位區(qū)域，利用水平井局部加密。

綏中36-1油田開發(fā)調(diào)整分I、II期兩批實施，從2009年11月開始至2015年12月完成，總共實施了220口調(diào)整井，初期平均單井產(chǎn)油量80 m3/d，含水率32%。通過開發(fā)調(diào)整，綏中36-1油田采油速度由1.1%提高到1.9%，采收率提高了12.2%。

4.2 低幅多油水系統(tǒng)河流相稠油油田

秦皇島32-6油田是渤海第一個大型河流相稠油油田，該油田油水系統(tǒng)復(fù)雜，構(gòu)造幅度低。秦皇島32-6油田初期采用一套開發(fā)層系，反九點井網(wǎng)，于2001年10月投產(chǎn)。通過剩余油定量描述和大量新井資料分析，總結(jié)了高含水期剩余油分布模式[8](圖11)：①平面受構(gòu)造、邊底水和井網(wǎng)等因素的影響，形成“低部位連片水淹、高部位局部富集”的分布模式；②層間受油水系統(tǒng)、流體性質(zhì)、注采關(guān)系等因素影響，導致各類油層產(chǎn)出差異大，底水油藏與邊水油藏采出程度差異15%，地層原油黏度分別為260 mPa·s和 78 mPa·s的油層采出程度差異5%；③層內(nèi)受韻律性、重力作用、側(cè)積夾層和夾層遮擋影響，油層底部水淹嚴重，油層中上部剩余油富集。

根據(jù)秦皇島32-6油田地質(zhì)油藏特征和剩余油分布模式，實施了以下調(diào)整策略：①將邊水油藏與底水油藏分開，將地層原油黏度為260 mPa·s和78 mPa·s的油層分開，由1套開發(fā)層系調(diào)整為3套開發(fā)層系(圖12)；②注采井網(wǎng)由反九點井網(wǎng)調(diào)整為五點井網(wǎng)，注采井距由350 m調(diào)整為220 m。

秦皇島32-6油田開發(fā)調(diào)整于2013年6月開始實施，2015年7月全部完成，總共實施了124口水平井，初期平均單井產(chǎn)油量65 m3/d，含水率22%。通過開發(fā)調(diào)整，秦皇島32-6油田綜合含水由88%下降到79%，油田采油速度由0.8%提高到2.1%，采收率提高了12.8%。

圖11 秦皇島32-6油田剩余油分布模式

圖12 秦皇島32-6油田水平井分層系開發(fā)調(diào)整模式

Fig .12 Horizontal well subdivision of layer series development adjustment mode of Qinhuangdao 32-6 oilfield

5 結(jié)論

針對海上油田地質(zhì)情況復(fù)雜、大井距多段合采和測試資料少等開發(fā)特點，通過技術(shù)攻關(guān)和生產(chǎn)實踐，形成了一整套海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整技術(shù)體系。該技術(shù)體系已成為支撐渤海油田可持續(xù)發(fā)展的核心技術(shù)，成功指導了渤海多個主力油田的開發(fā)調(diào)整，為渤海油田完成“十二五”產(chǎn)量目標提供了技術(shù)保障，也為渤海油田中長期發(fā)展提供了有力的技術(shù)支撐。

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(編輯：楊 濱)

Practice of development adjustment in offshore sandstone oilfields in high water cut stage

Su Yanchun Li Tingli

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

The production methods of sparse well pattern, large well spacing and commingling production in the early stage in offshore oilfield development, and the lack of testing data cause a series of challenges in high water cut stage, such as injection-production inconsistency, quick water coning and fast production decline. Therefore, adjustment is needed to solve these problems. However, the development experiences of onshore oilfield cannot be applied directly on offshore oilfield. Taking sandstone oilfield in the Bohai sea for an example, the history of comprehensive adjustment of offshore oilfield is reviewed, and the key techniques and strategies applied in the adjustment plan are summarized. The experiences of development adjustment in typical delta and fluvial facies heavy oilfields in the Bohai sea show that the successful application of development adjustment technology system makes the production rate increase 2.0～2.5 times and the recovery efficiency is improved by 8～12 percent in the major oilfields. It provides technical support for oilfields in the Bohai sea to achieve the “Twelfth Five-Year” production target and its medium and long term development.

Bohai sea; sandstone oilfield; high water cut stage; development adjustment; key technology; strategy

蘇彥春，男，教授級高級工程師，1998年畢業(yè)于原西安石油學院，目前主要從事油藏工程研究工作。地址：天津市塘沽區(qū)閘北路609信箱(郵編：300452)。E-mail：suych@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)03-0083-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.03.012

TE32+3

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2015-11-20 改回日期：2016-03-02

*“十二五”國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)應(yīng)用研究(編號：2011ZX05024-004)”部分研究成果。

蘇彥春,李廷禮.海上砂巖油田高含水期開發(fā)調(diào)整實踐[J].中國海上油氣，2016,28(3)：83-90.

Su Yanchun,Li Tingli.Practice of development adjustment in offshore sandstone oilfields in high water cut stage [J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(3):83-90.