復雜河流相稠油油田整體加密調整技術
——以渤海A 油田為例

劉 凡 ，周文勝，耿站立，劉 晨

（1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100038； 2.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100038）

我國海上稠油資源豐富，約占已發現原油地質儲量的70%，然而已投入開發的稠油油田水驅采收率僅20%左右[1]，相對于陸地稠油油田，海上稠油油田提高采收率潛力巨大。因此，如何高速有效地開發品質較差和產能較低的稠油儲量直接決定了海上油氣產量的持續穩定。

由于受到海上開采條件的限制，很多陸地油田的高效開發技術難以在海上實施，海上油田的開發調整技術政策與陸上油田也存在較大的差別[2]。海上油田大規模整體加密調整過程中面臨諸多技術難點，首先，油井井距大、大段合采、監測資料采集困難，稠油油田進入高含水期后剩余油分布更加零散，分布規律認識難度大[3–5]；其次，油田大規模整體加密后，井間距減小，加之井眼軌跡的不確定性，增加了井眼碰撞的可能性。因此，必須結合生產實際發展完善海上稠油油田整體加密調整模式，為海上稠油油田整體加密提高水驅采收率提供技術支持。

1 復雜河流相稠油油田整體加密調整

渤海礦區復雜河流相稠油油田較多，沉積相有曲流河和辮狀河兩種，儲層厚度大、分布廣，但單砂體橫向變化大，儲層平面連通性復雜多變，多數油田油水分布關系十分復雜。此類油田開發中后期，剩余油分布模式為：①層間剩余油分布的主控因素為油水系統、流體性質及注采井網，其剩余油形成的主要原因為不同油藏類型、流體性質的油層合采導致的層間矛盾突出；②平面剩余油分布的主控因素為注采井網、構造、邊界斷層，其剩余油主要分布在斷層遮擋區、井控程度較低的區域，以及水淹程度低的構造高部位；③層內剩余油分布的主控因素為砂體類型、側積層、韻律性，其剩余油主要分布在井網不完善區、河道疊置區、側積層遮擋區和油層中上部。

由于受到海上開采條件和投資回收期的限制，海上稠油油田具有井網不規則、井距大的特點，依靠定向井、水平井和復雜結構井技術，通過天然能量加水驅開采，從而實現少井高產。隨著渤海A 油田為代表的主要稠油油田開發的不斷深入，受含油層系多、層間非均質性嚴重以及黏度差異大的影響，剩余油分布更加復雜，逐步暴露出注采矛盾突出、單井控制儲量過高、層間和平面儲量動用差異大、采油速度和采收率較低、綜合含水上升快，產量遞減快等問題。為了解決上述問題，控制產量遞減，實現海上稠油高效開發，在國外無海上油田整體加密調整的背景下，首次提出通過整體加密實現海上稠油的高速高效開發。

要實現海上稠油油田整體加密，面臨大井距水驅滲流機理及剩余油分布預測、叢式井網鉆井防碰預警等關鍵配套技術問題。經過十余年持續攻關，形成了海上稠油油田整體加密調整技術體系，并應用于渤海A 油田，取得了顯著效果。

2 復雜河流相稠油油田整體加密調整關鍵技術

2.1 非線性滲流微觀驅油機理

基于數字巖心建立油水兩相動態孔隙的網絡模擬技術，該技術具有可重復性、時間短、成本低，而且可以模擬各種儲層條件，方便進行不同參數的開發效果對比和敏感性分析。利用該技術研究了不同驅替壓力梯度下的微觀驅油機理。

孔喉尺度上，水驅油過程中出現的微觀機理可以劃分為三類：活塞式驅替、孔隙體填充和水膜流動。孔隙內（體積大）的水克服阻力驅替喉道內（體積小）的油為活塞式驅替，驅油效率高；喉道內（體積小）的水克服阻力驅替孔隙內（體積大）的油為孔隙體填充，驅油效率中等；水膜流動發生于遠離驅替前緣的位置，喉道內水相體積由于水膜流動逐漸積累到一定程度后，該喉道將迅速被水相充滿，該機理驅油效率低。

動態網絡模型考慮了黏滯力的影響，在同一時刻允許多個液面同時前進，適用范圍和研究內容更廣，計算也更復雜。本文給出的模擬方法考慮了啟動壓力和水膜傳導率的動態變化，描述了活塞式、孔隙體填充和水膜流動過程。模型基于以下假設：

（1）流體不可壓縮，驅替相和被驅替相不混溶；

（2）儲層為水濕，不考慮潤濕滯后現象。孔喉角落處都有水膜，能夠保持水相在整個模型范圍內的連通性；

（3）油相與出口相連，油相壓力保持恒定，注入的水相體積流量恒定；

（4）局部毛管力平衡，即對于某個孔喉，在驅替過程中都滿足Young–Laplace 方程。

不同驅替壓力梯度下微觀驅油機理結果見圖1。可以看出，隨著驅替壓力梯度的增加，模型中的驅替機理發生了顯著變化。水膜流動所占的比例隨驅替壓力梯度的增加而降低，活塞式和孔隙體填充這兩種驅替方式發生比例增加。加密前，滯留區壓力梯度小，以水膜流動為主；加密后，滯留區驅替壓力梯度增加，以活塞式驅替為主。由于水膜流動可能會造成卡斷，從而造成微觀剩余油，而活塞式和孔隙體的驅替程度比較徹底。因此，井網加密以后驅替壓力梯度增加，從微觀上提高了活塞式和孔隙體填充等發生概率，從而提高了微觀驅油效率（圖2）。

圖2 不同驅替壓力梯度下微觀驅油效率

2.2 大井距合采剩余油分布定量預測

海上稠油油田測試資料少，井距大，采用多層合采模式進行開發。進入高含水期后，油田開發過程中的三大矛盾（層間、平面、層內）愈加突出，油層水淹特征與剩余油分布規律更加復雜。為確保油田綜合調整的成功，剩余油分布研究需要更準確、更科學。

以渤海A 油田南區典型稠油油藏NmI3砂體為例。首先收集整理油藏動靜態數據，計算注水井分階段注水量，依據吸水剖面劈分各小層注水量，然后在平面上以注采井組為分析單元，利用地層系數將注水量劈分到對應的油井，得到各單砂體的注入水量。由于渤海A 油田邊底水能量比較強，因此在考慮單砂體的吸水量時，除了一部分來自于注入水外，還必須考慮天然水的水侵量。利用物質平衡方法計算出每小層的水侵量，然后將各小層的水侵量劈分到單井上。多井排同時工作時，水侵量到單井的劈分量精確求解比較復雜，創造性地提出利用等值滲流阻力法，根據液流與電流的相似性，用電路圖來描述滲流過程。按照基爾霍夫定律求解，將各小層的水侵量劈分到對應井排的油井上。綜合單井在單砂體上注入水量和水侵量計算的結果，得出各單井在單砂體上不同時間階段的累計吸水量。

根據地質數據圖件，劃分油水井連通網格塊，測量出單井小層的控制面積，結合生產井厚度（取生產井與注水井的平均厚度）、孔隙度計算出單井控制面積內的孔隙體積。

結合水驅油物理實驗得到的累計注入水的體積倍數與含水率的理論關系曲線，計算得到各砂體各方向目前含水，將井點各方向最高的含水值確定為該點的含水率，最后根據單井的生產歷史和動態以及油田產吸剖面測試資料等對小層的含水率進行檢驗和校正。計算值與實際動態監測的資料基本一致，利用這種方法可得到不同開發階段各單井在NmI3砂體上的含水值。

2.3 多平臺鉆井趨近井筒監測方法

隨著海上油田進行大規模整體加密調整，井筒密集程度增大、井間距減小，加之井眼軌跡的不確定性，增加了井眼碰撞的可能性。目前，國內外相對成熟的現場井眼防碰方法主要包括鉆前防碰設計和施工隨鉆監測，但鉆前防碰設計誤差較大，隨鉆監測技術受測量準確性和掃描滯后性的制約，無法滿足高密度加密叢式井鉆井施工中多井防碰需求。

針對上述問題，通過研究震動波在地層和套管中的傳播規律，建立從式井網鉆井趨近距離計算模型，并構建叢式井網鉆井趨近井筒監測設備，為施工提供準確可靠的防碰指導。

鉆頭振動波在套管和地層中傳播時，會產生一定程度的能量耗散，該過程受很多因素影響。為了簡化數學模型，假設：

（1）鉆頭產生的振動波為球面波，波在地層傳播時既發生擴散衰減，又發生吸收衰減；

（2）鉆頭產生的振動波能量在小范圍內波動；

（3）對于較硬地層，主要考慮鉆頭產生的振動波的擴散衰減。

推導得出當鉆頭為牙輪鉆頭時，叢式井網鉆井趨近距離計算模型：

式中：r 為叢式井網鉆井趨近距離，m； U 為檢測振動波幅值，無因次；0U 為振源幅值，無因次；k 為滲透率，10-3μm2;α為波在套管中傳播的衰減因子，無因次；L 為井深，m；β 為井眼方向線和鉆頭與鄰井最近點連線之間的夾角，（°）；pV 為縱波速度，m/s；sV 為橫波速度，m/s。

應用該方法研制了兩臺24 位8 通道信號采集系統樣機，經過現場19 200 h 連續運行，性能穩定，滿足淺層趨近監測要求。截至2015 年12 月，已經進行了300 多井次的現場應用，傳感器的適應性、穩定性得到了顯著提高，故障率不大于5%，滿足現場使用要求；編制了相關數據采集、分析模塊。

通過10 個油田42 口井的現場試驗，驗證了系統安裝方式、監測方法、系統軟件和淺井段防碰檢測的可靠性（圖3）。提出預警、報警十余次，300 m以內高危井段趨近預警距離為垂深的8.5‰～32‰，平均為20‰，預警成功率達到100%。

圖3 渤海某平臺C55 井模型預測結果與防碰掃描結果對比

3 復雜河流相稠油油田整體加密調整技術應用及評價

渤海A 油田自2013 年6 月起實施綜合調整方案，在精細儲層描述的基礎上，結合油層水淹特征及剩余油分布特征的研究結果和水平井先導試驗效果，提出油田調整原則，即把不同油藏類型、不同流體性質的油層分采，利用水平井分層系（分單砂體）開發。綜合調整方案實施后（截至2015 年），油田綜合含水由87.0%降低為84.7%，采油速度從0.9%提高到1.5%（圖4），采收率提高12.8%，油田的開發效果得到明顯改善。

圖4 綜合調整方案實施前后采油速度

通過綜合調整110 多口過路井水淹狀況和85 口井間加密水平井投產效果分析，得到實際剩余油分布特征與預測基本一致。新投產的水平井平均單井產能達到65 t/d，初期含水率25.0%；而周邊老井產能22 t/d，含水率86.0%，水平井開發效果較好。

4 結論與認識

（1）建立了考慮驅替壓力梯度影響的油水兩相孔隙級網絡模擬方法，揭示了井網加密對剩余油的控制機理。研究得出，井網加密后，驅替壓力梯度增加，微觀驅油機理發生變化，活塞式驅油頻率不斷增加、水膜流動驅油頻數降低。

（2）利用物質平衡方法和等值滲流阻力法，形成了考慮邊底水侵和人工注入水的單砂體剩余油定量描述技術，使其具有更強的適用性，提高了海上大井距多層合采稠油油藏高含水期剩余油定量預測精度。

（3）自主研發了多平臺鉆井趨近井筒監測技術，實現了由“防碰預警”到“趨近預警”的突破，可實時監測鉆頭對風險鄰井套管的趨近趨勢和產生碰撞的可能，提前發出預警、報警，確保生產井套管的安全和鉆井作業的順利實施。試驗結果表明，300 m 以內高危井段趨近預警距離為垂深的8.5‰～32‰，平均為20‰，預警成功率達到100%。