渤海S油田高含水期剩余油的分布研究及挖潛方向

李 彪，王 迪，楊 彬，陳勇軍，胡廷惠

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300452)

0 引 言

目前我國注水開發油田大部分已經處于采出程度較高，綜合含水較高，采出程度較低的兩高一低階段，而新發現的儲量大部分受儲量規模、儲層物性、經濟效益等影響開采難度較大。因此，注水開發油田中高含水期的剩余油挖潛和研究工作對于增加油田的可采儲量，進一步提高油田的原油采收率具有非常可觀的經濟效益和現實意義[1-2]。特別是對于海上油田，由于海上采油平臺安全工作年限一般為25～30年，為了在平臺安全使用期限內盡可能多地采出地下原油，必須保證油田具有較高的采油速度和采出程度。因此，研究注水油田剩余油分布規律，充分挖掘油層的潛力，進一步提高油田采油速度，是直接關系到海上石油生產效益的重要問題。

1 油田基本概況

S海上油田是典型的大型重質稠油油田，地質儲量超億噸，屬于河湖相三角洲沉積，以三角洲前緣亞相發育為主，主要有三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩等沉積微相。該油田是受構造控制的多層砂巖油藏，屬于物性較好，儲層非常發育，高孔高滲的大型整裝油田。該油田經過二十余年的開發，注水層間矛盾逐步暴露，部分小層砂體動用程度差，平面上剩余油分布差異較大。為充分動用油田儲量，提高油田的開發效果，有必要針對油田自身的地質油藏特點進行一系列有針對性的剩余油分布研究及挖潛工作，從而穩定油田的生產，保證油田處于較高的采油速度及進一步提高油田采收率。

2 剩余油的形成與分布控制因素

國內外學者對剩余油的形成與分布做了大量的研究，普遍認為油藏地質特征與開發生產采油方式是影響和控制剩余油形成與分布的2大主要因素[3]。雖然兩者成因不同，但是相互影響、相互制約，共同控制著剩余油的形成和分布。

根據 S油田自身的地質油藏特點，將油田剩余油形成分布的控制因素主要分為3方面。

2.1 斷層構造對剩余油分布的控制作用

S油田主要采用反九點面積注水開發，斷層分布相對簡單，但在斷層附近所部署的注采井網不完善，采油井大多數存在只采不注或多采少注單向收效的情況，故其注采井網不規則、不完善，往往造成注入水波及面小，水驅效果差的情況，因此斷層附近成為了剩余油的富集區[3]。如圖1所示，斷層附近的剩余油飽和度一般要高于油藏內部的，這些區域的剩余油飽和度高于油田內部剩余油飽和度平均值的 10%左右，成為油田潛力區之一。

圖1 渤海S油田含油度飽和圖Fig.1 Oil saturation of Bohai S oilfield

2.2 注采井網對剩余油分布的影響

注采井網中的注采井數比、井距大小和井網完善程度對剩余油的分布起著主要影響。研究表明油水井數的注采井數比高低、注水井的布井位置以及油水井間的井距大小關系，都會影響到注采井網的完善程度。因此從平面上看，注入水波及程度低的地帶，剩余油的飽和度較高，剩余油量大。

S油田采用均勻的面積注水井網開發，根據滲流力學理論可知，兩口井之間不可避免地會出現死油區，該區域附近由于等勢點的存在導致水驅效果較差，存在大量剩余油聚集。因此對于該油田而言，兩口井之間的死油區存在大量的剩余油富集，是挖潛的另一主要目標。

2.3 砂體內部構造對剩余油分布的影響

層內非均質性大小及砂體內隔夾層分布情況同樣影響著剩余油的分布大小。層內滲透率級差、變異系統、突進系數以及水平滲透率與垂直滲透率的比值越大，非均質性越強，注入流體越容易向高滲透段竄進[3]。根據 S油田厚油層的地質特點，對不同韻律砂體水驅油過程進行數值模擬，從結果可以看出，正韻律砂體頂部存在大量的剩余油富集，而反韻律砂體(滲透率級差為4)頂部水淹較為嚴重[4]。

通過分析認為，油水運動是驅動力、流動阻力、重力等共同作用的結果。正韻律厚油層因其儲層物性特征，使得油層下部注入水推進速度快于油層頂部，從而造成縱向上的波及不均勻，油層頂部很難受到注入水波及，因此油層的頂部往往也成為剩余油較多的地方。對于滲透率級差較大的反韻律油層，注入水沿著上部高滲透層突進現象明顯，并且隨著注水時間的延長，油層底部是剩余油富集區域，具備一定潛力[5]；而對于滲透率級差較小的反韻律砂體，注入水受重力作用影響較大，初期主要沿著中高部推進，隨著注水時間的延長，注入水在重力作用下向下部滲透，油層頂部存在剩余油富集區域[6]。

3 剩余油挖潛措施

綜上所述，本文將油藏工程方案與油藏數值模擬相結合，對油田剩余油分布規律進行研究。研究表明，S油田剩余油從平面上來看主要存在于油田南部大部分區域、油田東部構造低部位區域以及油田西側構造高部位區域。而從縱向上剩余油儲量分布表明，油田構造高部位剩余油儲量多層分布，主要儲量多層分布，油田構造低部位剩余油儲量分布相對集中，主力層系剩余油儲量占據了剩余油儲量的 70%，主要剩余油儲量分布在其中2～3層。

3.1 打加密調整井，挖潛剩余油富集區潛力

根據油田產量挖潛的需求，在對剩余油分布規律重新認識的基礎上，針對 S油田局部區域剩余儲量仍較大，加上油田預留有部分井槽，使油田具備進一步挖潛的物質和工程實施基礎。根據已實施開發井所落實儲層水淹狀況，并綜合考慮儲層分布、注采井網等因素，部署調整井，以挖潛剩余油和完善注采井網。調整原則為：

①維持ODP設計井網(行列注水)。

②基于剩余油分布，采用水平井挖潛油藏頂部剩余油。

③部署少量定向井挖掘斷層附近剩余油。

④從均衡驅替及注采平衡需求出發，加密部分注水井，完善注采井網。

⑤對于水平井的布井界限由單砂體有效厚度大于6m，含水低于60%，放寬至有效厚度大于4m，含水低于80%。

遵循以上原則，當年油田共實施 24口調整井，實鉆結果、鉆后儲層以及構造與鉆前預測基本一致，水淹程度與鉆前預測一致，剩余油認識基本符合鉆前認知。鉆前配產683m3/d，實際投產925m3/d，超過鉆前配產35%，取得了較好的投產效果。

3.2 放大生產壓差，大泵提液強采

對于稠油油田來說，當含水率上升到中高含水期后，通過提高采液強度，適當放大采油井的生產壓差來進行強采是目前較為普遍采用的做法。通過開展提高生產壓差能夠使得原來在低壓差下不易動用的原油在大壓差下容易流出。

本文結合 S油田的實際情況，對油田進行了大泵提液研究。其無因次采液指數曲線(圖2)表明：隨含水率上升無因次采液指數逐步上升，此時可小幅度提液；在含水率大于 80%后無因次采液指數迅速上升，此時油層產液能力好，應較大幅度提高注水井注水量和油井產液量，以保持油田穩產。

圖2 渤海S油田無因次采油/采液指數曲線Fig.2 Dimensionless oil recovery/liquid recovery index curve of Bohai S oilfield

采用 IPR方程研究井底流壓低于飽和壓力后，脫氣對油井產能的影響隨著生產壓差的增大油井產能逐漸增加，但增加的幅度逐漸變小，當生產壓差大于5MPa后(圖3)，產能增加不明顯。

采用數值模擬方法，運用油田實際地質模型和油藏模型，在歷史擬合的基礎上，模擬放大生產壓差提液生產后，地下油水變化情況對開發效果的影響。結合本油田油井采用礫石充填防砂完井工藝，臨界出砂壓差為 7～8MPa，據放大生產壓差后油田的開發效果，初步優化出提液生產的合理生產壓差為 4MPa。從試驗井采液強度與生產壓差關系分析(見圖4)可知，當生產壓差達到 3.5～4.5MPa后產液強度大幅度提高，之后隨著生產壓差的增大產液強度增加不明顯，進一步說明合理生產壓差為 4MPa基本符合油田實際。

圖3 渤海S油田產能隨壓差變化曲線Fig.3 Change curve of productivity with pressure difference in Bohai S oilfield

圖4 采液強度與生產壓差關系Fig.4 Relationship between production pressure difference and production strength

近兩年共實施30口大泵提液井，其中27口井日增油量超過 20m3/d，只有 3口井由于泵效降低和含水上升影響，沒有增油量。提液井措施前平均日產液量 200m3/d、日產油量 52m3/d、含水率 74.2%，措施后平均日產液量 410m3/d、日產油量 107m3/d、含水率 74.0%，油氣比未見明顯上升，平均單井日增油量55m3/d，全年措施增油量達到 34.7×104m3，取得了很好的措施效果。

3.3 調整產液結構，改善水驅油效果

對于中高含水階段的油田來說，產液結構調整也是重要的穩油控水手段之一。通過改變原來油藏中的液流方向，在平面或縱向上液流方向的調整，把原來未驅替的原油驅替出來，從而達到提高水驅油效果的目的。而細分開發層系將是進行產液結構調整的重要手段之一。

在 S油田選取了儲層條件較好的某區塊作為細分層系先導試驗區。該區塊為發育Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油組3個油組，平均滲透率級差為 7.73，平均突進系數13.35。行列注采井網，排距 350m，井距 175m，實現了分注合采。該區塊細分層系前采油井 25口，注水井10口，綜合含水78%，采出程度29.2%。由于儲層厚，發育層數多，層間干擾嚴重，從分層生產測試產能結果來看，段間壓力差別較大，Ⅰ上油組靜壓最大為 14.2MPa，Ⅱ油組靜壓最小為 10.9MPa，段間含水差異最大值為 25%。以采油指數法統計干擾系數，計算得到的干擾系數在 0.5左右，說明具備實施分層開發的條件。

通過對試驗區細分開發層系的實施，層系間油層物性的差異得到有效改善，平均滲透率級差由層系劃分前的 7.3減小為細分層系后的 3.8，層系內物性的差異減小，比采油指數由 0.35m3/(d·MPa·m)提高到 0.56m3/(d·MPa·m)，提高 47%，采液強度從7.1m3/(d·m)提高到 9.5m3/(d·m)，提高 33%，采油強度從 1.6m3/(d·m)提高到 2.8m3/(d·m)，提高75%。當年實現累增油 8.43×104m3，取得了非常好的增油效果。

4 結 論

①對于雙高油田來說，剩余油挖潛將是一種常態化工作，也是提高油田采油率的重要手段之一。

②根據海上油田中高含水期剩余油的分布規律，進行調整井加密、放大生產壓差，利用大泵進行強采以及細分開發層系的產液結構調整將是中高含水期稠油油田開展剩余油挖潛，提高采收率普遍適用的有效措施。