海上稠油油藏高含水期剩余油挖潛研究
——以渤海海域CB油田為例

劉春艷，王佩文，常 濤，李金蔓，曲炳昌

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司 )

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潛研究
——以渤海海域CB油田為例

劉春艷1，王佩文2，常 濤1，李金蔓1，曲炳昌1

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司 )

針對主力產(chǎn)層只有一個小層并進(jìn)入高含水階段的渤海CB油田稠油油藏，基于動、靜態(tài)相結(jié)合的思路，從控制剩余油分布的因素出發(fā)，采用測井曲線頻譜屬性分析和小波頻譜分析等數(shù)學(xué)方法、以及厚層砂體高分辨率層序地層劃分與對比技術(shù)，對小層進(jìn)行層內(nèi)細(xì)分，開展沉積微相研究及儲層非均質(zhì)性研究，結(jié)合飽和度測井資料，精細(xì)刻畫油藏層內(nèi)各小層剩余油飽和度及剩余儲量。利用研究成果成功指導(dǎo)了7口水平井的部署，增油效果明顯，預(yù)計采收率可提高4.5%。

渤海油田；稠油油藏；高含水期；剩余油分布

與陸地油田相比，海上油田開發(fā)具有開發(fā)成本高、井距相對較大、測試資料少等特點，油田進(jìn)入高含水階段之后，剩余油精細(xì)描述與經(jīng)濟(jì)挖潛難度較大。海上油田取心資料、飽和度測試資料有限，應(yīng)用有限的資料進(jìn)行剩余油的精細(xì)研究和挖潛是一項重要的研究課題。

渤海CB油田1985年投入開發(fā)，至今已有超過30年的開發(fā)歷程，油田目前采出程度為42%，綜合含水91%；同時，油田開發(fā)還受到平臺電量和液處理量的限制，亟需開展剩余油挖潛研究。本文以CB油田為例，通過動、靜結(jié)合的方法，從構(gòu)造、沉積微相、儲層非均質(zhì)性、流體性質(zhì)等靜態(tài)角度和開采方式、井網(wǎng)完善性、射孔完善性、采液均衡性等動態(tài)角度分析了影響剩余油形成的原因。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合飽和度測井等動態(tài)資料，應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬方法對縱向、平面的剩余油分布定量表征，成功設(shè)計、部署了7口水平井，對該油田“穩(wěn)油控水”起到了明顯的效果。

1 研究區(qū)概況

CB油田為具有氣頂和邊水的構(gòu)造層狀油藏，油田主要油氣層段位于古近系東營組，砂體橫向分布穩(wěn)定，油層砂體厚度為16～40 m，巖性以中～細(xì)砂巖為主，油層具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)；儲層為辨狀河三角洲相沉積的中～細(xì)巖屑長石砂巖，縱向上具明顯的正韻律沉積特征，孔隙度為25%～34%，滲透率為(1 000～3 000)×10-3μm2,屬于高孔、高滲型儲層；地面原油密度為0.955 g/m3，地面原油黏度為650 mPa·s，地層原油黏度為57 mPa·s；油田天然能量充足，開發(fā)過程中為了保護(hù)氣頂，只在氣頂附近區(qū)域?qū)嵤┝松倭烤c狀注水，油田投入開發(fā)至今，地層壓力下降1 MPa,基本屬于剛性水驅(qū)。

2 高含水階段層內(nèi)剩余油研究

關(guān)于剩余油的分布規(guī)律，前人已做了較多研究，韓大匡教授(1995)總結(jié)了我國各個油田的剩余油分布規(guī)律，結(jié)合剩余油富集區(qū)基本形成條件，將剩余油分布模式劃分為8種類型[1]；俞啟泰(2000)將未波及剩余油分為3類[2]。總結(jié)起來，非均勻驅(qū)油是剩余油存在的根本原因。非均勻驅(qū)油的原因有兩方面，一是地質(zhì)條件的非均勻性，主要包括構(gòu)造起伏、儲層非均質(zhì)性及韻律性、沉積相變化及斷層遮擋；二是油藏開采的非均勻性，主要包括開采方式、井網(wǎng)完善性、射孔完善性及采液均衡性。

本文從影響剩余油分布的因素出發(fā)，在儲層特征綜合研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合當(dāng)今先進(jìn)的地球物理、油藏工程等技術(shù)方法和手段，通過多學(xué)科集成化研究，注重宏觀與微觀結(jié)合、靜態(tài)與動態(tài)結(jié)合，分析剩余油的分布規(guī)律，為剩余油挖潛提供了科學(xué)依據(jù)，技術(shù)思路如圖1所示。

圖1 剩余油挖潛研究技術(shù)思路

2.1 控制剩余油分布的因素分析

2.1.1 靜態(tài)因素

(1)構(gòu)造特征。對于親水砂巖油藏而言，毛管力是水驅(qū)油的動力，同時，如果地層有一定的傾角，則重力在毛管力方向的分力是阻力；隨著地層傾角的增大，阻力也逐漸增大，毛管力方向的受力逐漸減小，過渡帶也逐漸變小。說明在其他地質(zhì)條件相同的情況下，低幅度構(gòu)造的油藏所形成的油水過渡帶更寬。

CB油田為親水砂巖油藏，地層傾角2°，構(gòu)造幅度較小，在油田的主體部位有東、西兩個局部高點，油井沿構(gòu)造均勻布井。隨著開發(fā)生產(chǎn)，邊水沿構(gòu)造從低向高不斷推進(jìn)[3]，在油田內(nèi)部東、西兩個局部高點形成剩余油富集區(qū)，同時存在相對較寬的油水過渡帶，是剩余油挖潛的重點。

(2)沉積微相。本次研究通過詳細(xì)的巖心觀察和描述，結(jié)合區(qū)域沉積相背景和測井錄井資料，根據(jù)沉積相標(biāo)志分析，確定研究區(qū)沉積相為辮狀河三角洲前緣亞相。沉積微相以分流河道、河道砂壩、前緣席狀砂為主，其中分流河道、河道砂壩為典型的正韻律砂體，受砂體正韻律控制，儲層底部水淹嚴(yán)重，剩余油富集于頂部[4]。分流河道砂的主流線方向儲層物性較好，開發(fā)時產(chǎn)液量高，水淹程度高；其邊緣儲層物性變差，邊水的推進(jìn)速度較慢，水淹程度低，剩余油飽和度較高；席狀砂砂體物性較差，滲透率低，驅(qū)油效率不高，也是剩余油富集的主要場所[5]。

(3)儲層非均質(zhì)性。由于生產(chǎn)目的層僅是一個小層，為了精細(xì)刻畫小層內(nèi)的剩余分布情況，需要對小層細(xì)分。研究區(qū)東營油組砂體厚度21～45 m，為多期河道疊覆沉積，由于河流強(qiáng)烈的切割作用和不同時期河道位置的繼承性，每期河流沉積物都可能被后來的河流沖刷改道，不同時期河道砂疊置成厚度較大的復(fù)合砂體，缺少穩(wěn)定分布的泥質(zhì)隔夾層。

本次研究以高分辨率層序地層學(xué)為理論依據(jù)，采用測井曲線頻譜屬性分析和小波頻譜分析等數(shù)學(xué)方法，提出了“地震界面控層段，屬性分析劃砂組，巖心-測井定界面，旋回對比分小層”的厚層砂體高分辨率層序地層劃分與對比技術(shù)手段，即以地震界面反射特征識別為主，結(jié)合巖性、測井分析實現(xiàn)東二段頂?shù)捉缑娴淖R別；采用測井曲線頻譜屬性分析技術(shù)實現(xiàn)砂組的劃分；通過巖心、測井資料分析，識別各級層序界面；以旋回對比技術(shù)實現(xiàn)小層的劃分與對比[6](圖2)。圖2中從左到右分別為原始曲線、最大熵譜分析、預(yù)測誤差濾波分析與合成預(yù)測誤差濾波分析，在此基礎(chǔ)上，將東營組油層由一個小層細(xì)分成5個小層(圖3)。

CB油田砂體縱向上變異系數(shù)為0.5～1，滲透率級差為9～40，非均質(zhì)性較強(qiáng)。滲透率變異系數(shù)越大，剩余油飽和度越高，水驅(qū)受效油面積越小。圖4模擬了變異系數(shù)分別取 0.3，0.4，0.5，0.6和 0.7時砂巖油藏剩余油飽和度和原始含油飽和度的比值[8]，可以看出，滲透率變異系數(shù)大于0.5的情況下，剩余油飽和度/原始含油飽和度的值較高，CB油田儲層為正韻律形態(tài)，剩余油在儲層頂部富集。

(4)流體性質(zhì)。原油黏度是影響水驅(qū)開發(fā)效果的重要因素，油水黏度比越大，水驅(qū)開發(fā)效果越差。 圖5模擬了地下原油黏度分別為 10，30，50，70和90 mPa·s 時，砂巖油藏剩余油飽和度和原始含油飽和度的比值[7]，可以看出，原油黏度越大，剩余開發(fā)潛力也就越大。CB油田地下原油黏度為57 mPa·s，剩余油飽和度/原始含油飽和度為65%左右，油水黏度比差異導(dǎo)致的剩余油富集是該油田挖潛必須考慮的主要因素之一。

2.1.2 動態(tài)因素

在CB油田開發(fā)方案執(zhí)行的過程中，氣頂區(qū)以及靠斷層附近井距較大，井網(wǎng)不完善，同時，出于保護(hù)氣頂和避免油井發(fā)生氣竄的考慮，氣頂區(qū)油井都在上部進(jìn)行了不同程度的避射，避射厚度為5～11m。平面井網(wǎng)以及縱向區(qū)域射孔不完善，影響了平面以及縱向的水驅(qū)波及系數(shù)，因此，斷層附近、井網(wǎng)及射孔不完善區(qū)域是剩余油相對富集的區(qū)域。

2.2 剩余油潛力分析

圖2 CB油田合成預(yù)測誤差濾波分析

圖3 CB油田小層細(xì)分

圖4 滲透率變異系數(shù)對剩余油飽和度的影響

2.2.1 動靜結(jié)合分析剩余油潛力

在地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，為進(jìn)一步落實油田的水淹狀況，在油田的不同構(gòu)造部位實施了15井次的生產(chǎn)測試，如表1所示。可以看出，水淹厚度由邊部到內(nèi)部逐漸變小，其中邊部井的水淹厚度為10 m左右，水洗比較嚴(yán)重，油田內(nèi)部氣頂區(qū)的井水淹厚度為3～5 m。

圖5 地下原油黏度對剩余油飽和度的影響

結(jié)合生產(chǎn)測井資料和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，進(jìn)行相控建模和數(shù)值模擬，擬合過程中，采用既考慮整體又顧及局部的擬合方法。為了提高模型的擬合精度，對油田15口測試的飽和度與模型擬合，測井飽和度擬合方法[9]與常規(guī)歷史擬合同時進(jìn)行。通過反復(fù)擬合，油藏生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)與測井飽和度得到擬合，有利于有效評價剩余油潛力位置。

表1 油田生產(chǎn)測井統(tǒng)計分析

2.2.2 剩余油潛力分布

(1)縱向各小層剩余油分布。根據(jù)動、靜態(tài)結(jié)合的研究方法對單層的剩余油儲量進(jìn)行了計算(表2)，可以看出，CB油田剩余油在縱向上主要集中在儲層上部，剩余儲量潛力主要分布在1砂組1小層和2砂組1小層和2小層。

表2 各小層剩余儲量與采出程度統(tǒng)計

(2)平面剩余油分布及定量表征。為了更加直觀地描述平面剩余油分布，本文采用油藏工程方法，將含水飽和度和含水率做一轉(zhuǎn)換[10]，利用含水率平面分布圖直觀描述剩余油。

對于砂巖油層，忽視毛細(xì)管壓力和溶解氣的作用，即滿足油、水兩相穩(wěn)定滲流條件，油、水相滲比與含水飽和度之間滿足關(guān)系式(1)：

(1)

含水率與含水飽和度滿足關(guān)系式(2)：

(2)

式中：n,m——與儲層結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)有關(guān)的參數(shù)；Kro——油相相對滲透率；Krw——水相相對滲透率；Sw——含水飽和度；fw——含水率；C——流體系數(shù)。

(3)

然后，根據(jù)該油藏目前的開發(fā)現(xiàn)狀和綜合含水率的高低，劃分不同含水級別并進(jìn)行統(tǒng)計分析，確定其剩余油儲量的分布特征。圖6為不同含水區(qū)間的儲層厚度占總儲層厚度的百分比，可以看出，研究區(qū)各小層的水淹程度相對較高，產(chǎn)層平均含水率達(dá)到了80%左右，含水90%以上的儲層占總儲層的38%以上。

圖6 CB油田目前含水級別統(tǒng)計

繪制含水率小于80%的剩余油厚度圖(圖7)，從而更加有效地指導(dǎo)調(diào)整挖潛。從平面的剩余油分布來看，剩余油主要分布在構(gòu)造高部位及斷層附近。

圖7 CB油田含水率小于80%的剩余油厚度分布

3 現(xiàn)場實施效果及分析

依據(jù)剩余油描述成果，主要采用水平井挖掘剩余油富集潛力。結(jié)合剩余油厚度圖，在含水率小于80%、剩余油厚度大于7 m的區(qū)域部署了7口水平井。調(diào)整井實際投產(chǎn)后，日產(chǎn)油60～120 m3，其中5口調(diào)整井未鉆遇水淹層，投產(chǎn)初期基本不含水(表3)。 7口調(diào)整井的部署位置分為3類：斷層夾角區(qū)域、井間區(qū)域和油水過渡帶區(qū)域，以下對每種類型各舉一例進(jìn)行闡述。

表3 CB油田調(diào)整井實施效果匯總

(1)斷層夾角區(qū)域水平井實施效果。受58°斷層夾角作用，A7H1井位區(qū)域剩余油富集。A7H1井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油80 m3，無水采油期近3個月，預(yù)計累增油6.5×104m3。

(2)井間區(qū)域水平井實施效果。B32H井位于井間控制剩余油區(qū)域，距周邊B24井105 m，B24井含水率為93%。通過剩余油精細(xì)研究，認(rèn)為該井區(qū)域剩余油富集。B32H井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油110 m3，含水率為20%，預(yù)計累增油15.4×104m3。

(3)過渡帶水平井實施效果。A8H1井屬于過渡帶控制剩余油區(qū)域，該井實施前，領(lǐng)眼井A8P1解釋的油水界面為1 674.6 m，與鉆前剩余油研究認(rèn)識一致；A8H1投產(chǎn)初期日產(chǎn)油130 m3，無水采油期近2.5個月，預(yù)計累增油8.5×104m3。

7口調(diào)整井實施后合計日增油611 m3，油田綜合含水下降7%，預(yù)測采收率提高4.5%，增加了油田產(chǎn)量，緩解了平臺液處理量和電量不足的負(fù)擔(dān)，同時，這些調(diào)整井的成功實施也為油田的后期挖潛找到了方向。

4 結(jié)論

(1)高含水期油田的剩余油分布受構(gòu)造、斷層、沉積微相、儲層非均質(zhì)性、流體性質(zhì)及開發(fā)方案部署等多種因素的影響。

(2)縱向上，儲層的韻律特征控制了剩余油的分布，在正韻律儲層的上部剩余相對富集；由于儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率較差的層段存在剩余油。

(3)平面上，受構(gòu)造以及強(qiáng)邊水的影響，剩余油主要集中在油田內(nèi)部的構(gòu)造高部位。

(4)受開發(fā)方案部署的影響，剩余油主要集中在井網(wǎng)及射孔不完善區(qū)域。

(5)理論研究和礦場實踐表明，水平井開發(fā)是高含水期稠油油藏層內(nèi)剩余油挖潛和提高采收率的有效手段。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)03-0091-05

2016-12-16

劉春艷，油藏工程師，1984年生，2007年畢業(yè)于長江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油提高采收率研究工作。

“十三五”國家科技重大專項“海上稠油高效開發(fā)示范工程”(2016ZX05058)部分研究成果。

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