海上高含水稠油油藏治理對策研究

馮 鑫，楊宏楠，樂 平，李豐輝，汪周華，羅 翔

(1. 中海油(中國)天津分公司，天津 300450；2. 西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都 610500)

0 引言

位于渤海西部的CFD油田群NGIII組油藏為河流相沉積形成的海上疏松砂巖儲層，具備高孔、高滲的儲層特征。目標區塊(M砂體)地層原油黏度120 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3，屬海上稠油油藏。在經歷10余年的衰竭式開發和邊水驅替，現場生產過程中以水平井生產開發為主(難以通過調整縱向射孔改變避水高度)，主要生產特征表現為油井液量大、含水高[1]。為了油田的高效穩產，必須深入研究底水油藏的開發特征以及底水油藏穩油控水技術，制定有針對性的稠油高含水油藏治理對策。

稠油油藏原油黏度大，邊底水活躍，導致在開采過程中容易形成水錐，造成單井含水率急劇上升，油井產油量驟降，這是邊底水稠油油藏開采過程中不可避免的。如何增加水體水驅的波及體積，降低單井含水率，是保持稠油油藏穩產的核心。目前稠油油藏降低單井含水率的方法主要分為現場生產調控和提高采收率技術應用。現場生產調控包括側鉆加密及射孔層位優化[2-6]、關井控錐[7-9]、排水采油[10-13]等措施；提高采收率技術則從驅替開采(注水/注氣[14-21]和注聚合物[22]等)、化學調驅和調剖堵水[23-31]、人工隔板[32-33]出發，增大水體波及面積，降低含水率。

從調研文獻來看，目前邊水油藏的主要開發方式是衰竭開采轉注水、注氣驅替開采，注化學劑或氣體泡沫調剖堵水，氣體重力驅，注氣平面驅等。據國內外實踐，衰竭轉驅替開采已經形成以注水、注氣、水氣交替、泡沫驅、水平井開發為主體的技術，技術相對成熟，提高采收率普遍在10%以上。但受限于海上平臺設備和目前環保的要求，目標區聚合物驅和蒸汽驅無法開展。該文從加密、轉注或增加注入井，通過驅替(注水、注氣)開采，加強平面驅替，延緩底水上升的角度出發，探究海上稠油油藏綠色環保穩油控水技術。

1 目標油藏模型基本情況

通過前述調研可知高含水稠油油藏治理對策，首先需要結合油藏本身的地質特征、儲層物性和流體性質來優選驅替介質，然后在選定驅替介質的情況下開展參數優化研究。該文以CFD11-1油藏M砂體典型井組為例，首先開展了高含水油藏提升開發效果的主控因素模擬分析。

井組數模地質模型基礎物性參數如圖1所示。井組地質模型的網格步長為60 m×60 m，三維模型化分為33×25×21的角點網格系統。目的儲層具有高孔滲、薄層和強底水的特征，儲層孔滲物性較好，平均孔隙度0.283， 平均滲透率1 431 mD，儲層初始壓力13.5 MPa。模型縱向21層網格，垂向厚度0.8～3.0 m，平均1.2 m，井組內生產井5口。區塊以水平井部署，高產水平井后期含水率迅速升高，目前多口生產井含水率超90%，初期無轉注和注水井。

圖1 井組地質模型基礎物性參數圖(孔隙度、滲透率、原始壓力)Fig.1 Geological model of well group (Porosity， Permeability， Initial Pressure)

該井組自2004年開始生產，截至到2019年1月累積采出程度為23.47%。累積產油82.5萬m3，累計產水3 196.46萬m3，壓力保持率為75%，目前井組含水率95.04%。

井組剩余油飽和度變化對比如圖2、圖3所示。圖2為井組初始平均剩余油飽和度分布圖，區塊整體含油飽和度約為0.8。圖3為目前井組平均剩余油分布圖，區塊部署水平井5口，區塊開采15年后西南部剩余油明顯減少，說明在底水的驅替作用下單井A-31H達到了較好的開采效果。而北部4口生產井附近的剩余油變化不明顯，底水在區塊北部沒有起到很好的平面驅替作用，而是縱向形成底水追進通道，導致單井含水迅速上升；后期將著重對其剩余油進行驅替。

圖2 井組初始剩余油平面分布圖Fig.2 Plane distribution of initial remaining oil in well groups

圖3 目前井組剩余油平面分布圖Fig.3 Current remaining oil level distribution of well group

2 油藏開發效果模擬方案設計

2.1 正交模擬方案設計

選取組分模型采取定液生產的工作制度，根據地層傾角、滲透率韻律、級差和注入介質四因素進行正交實驗模擬，通過模擬預測油藏未來15年的開發效果和主要開發指標；正交模擬方案設計采用四因素三水平正交實驗表。模擬模型參數取值范圍參考油藏精細地質模型的井組物性范圍并進行變化，正交試驗在地層傾角的變化中設計了3類，分別是1.5°，3.0°和4.5°，地層傾角依次增加；滲透率韻律依據儲層中出現的正向韻律和復合韻律，補充了反向韻律；級差設計了1.5倍、3倍和7倍；注入介質則選擇了水、氣和活性水3種介質進行研究。通過正交表格的設計原則進行排序，得到的正交實驗表如表1所示。

表1 M砂體典型井組正交實驗設計表Table 1 M sand body orthogonal experiment design table of typical well groups

2.2 正交方案模擬結果

上述四因素三水平9組正交實驗、模擬15年的主要開發指標如圖4～圖7所示。

圖4 井間剩余油井組正交實驗采出程度對比Fig.4 Comparison of production degree of orthogonal experiment of remaining oil well group

圖5 井間剩余油井組正交實驗累產水對比Fig.5 Comparison of accumulated water production by orthogonal experiment of remaining oil well groups between wells

圖6 井間剩余油井組正交實驗含水率對比Fig.6 Comparison of water cut in orthogonal wells between remaining oil well groups

圖7 井間剩余油井組正交實驗壓力對比Fig.7 Orthogonal experimental formation pressure comparison of remaining oil well groups between wells

正交實驗9個模擬方案中，圖4所示方案3的累計采出程度最高，達到41.66%。同時如圖5、圖6和圖7所示，方案3在抑制底水錐進、補充地層壓力方面都起到了較好的效果，累產水量14.5×106m3，地層壓力從7 MPa升高到9 MPa。相反方案9注水方案，圖3中最終采出程度為33.8%，經15年注水開采采出程度僅提高4.2%。同時圖6中方案9含水率一直維持在98%左右，注入水對剩余油的平面驅替和縱向抑制底水錐進的效果較差。圖3采出程度對比圖顯示，注活性水方案明顯優于注水方案和注氣方案。注活性水方案中當地層傾角1.5、滲透率反韻律、級差低及連續注水量為2 941.5 m3/d時，地層壓力變化趨勢較平緩，地層壓力保持能力較強。這種低傾角、相對均值滲透率和滲透率反韻律儲層特征，尤其適合目標儲層中水平井頂層開采配合大液量注入活性水加強平面驅替的方案，能在注入初期就有效動用注采水平間的殘余油，形成圖3中方案3的采出程度迅速提高。圖4所示注氣方案和注活性水方案能抑制油井產水量，但是注水方案對油井含水率的升高抑制效果較差。圖5中注氣方案實驗6和實驗7中因為注入氣在儲層中迅速氣竄，導致油井油氣比過高關井而產生整體含水率尾部降低。圖6所示注水和注活性水方案對于保持地層壓力較好，但注氣方案由于儲層孔滲高、水平井貼近儲層頂部布置，所以注氣氣竄嚴重，不能較好地保持地層壓力。實驗3和實驗9模擬結束后含油飽和度分布對比如圖8所示。

圖8 實驗3和實驗9，15年后剩余油分布對比Fig.8 Comparison of residual oil distribution in experiments 3 and experiments 9

實驗3方案中注入活性水后注入井周圍的剩余油明顯被驅替，且注入活性水對于儲層頂部的剩余油平面驅替效果較好；實驗9中注入水對注入井周圍的剩余油驅替效果較差，這是由于普通水的黏度低，油水流度比差異大，注入水有沿原有水相優勢通道向下注入底水的趨勢。

圖8a中實驗3轉注井模型中部注活性水，相比圖8b中的實驗9注水方案模型高部位驅油效果受效明顯。注活性水對井間剩余油驅替效果較好，有利的流度比和中間密度，與底水形成平面和縱向共同驅替。從圖8模型頂部剩余油隨時間分布圖來看，實驗3注活性水對于模型頂部剩余油的驅替效果較好。實驗3方案模擬15年后，活性水和邊底水共同形成平面和縱向驅油，提高了波及效率，達到增加累計采出程度的效果。針對目標儲層薄層強底水、高孔滲和水平位于儲層頂部開采等特征，采取活性水減小油水流度比，加強井間剩余油平面驅替；結合注入井大液量注入，能使活性水的有效驅替范圍擴大，進一步增強后期平面驅替效果。同樣儲層和井位條件下，注氣方案雖然能在前期增強儲層頂部的平面驅替效果，但高孔滲儲層導致油井過早氣竄，產液能力下降，后期平面驅替效果不斷減弱。由于注入井是由生產井轉注，油水流度比差異大和密度差異造成注入水有沿原生產井井底水錐進路徑注入底水中，導致注水方案平面驅替效果較差，底水錐進未能得到抑制。因此針對油水流度差異大、高孔滲的稠油油藏，應優選黏度稍高的液相驅替介質，增強平面驅替并補足儲層壓力。

3 油藏開發效果主控因素分析

采用直觀分析法，假設Ki代表每個因素的第i水平的3次實驗的采出程度之和，將Mi(Mi=Ki/3)與采出程度增加量做成直方圖(圖9～圖12所示)，可直觀展示每個因素的變化對于采出程度增加量的敏感性。

圖9 地層傾角敏感性直方圖Fig.9 Stratigraphic dip sensitivity histogram

圖10 注入介質敏感性直方圖Fig.10 Injection medium sensitivity histogram

圖11 滲透率韻律敏感性直方圖Fig.11 Permeability prosody sensitivity histogram

圖12 滲透率級差敏感性直方圖Fig.12 Step sensitivity histogram

結合注入介質對采出程度增加量變化圖(圖10)，可以看出不同種類注入介質，對模型累積采出程度的影響不同。注水、注氣和注活性水3種注入介質中，對采出程度增加量影響最大的因素是注活性水；最小是注水；注氣對采出程度增加量影響較高。注活性水提高采出程度相比注氣能高4.5%。這是由于活性水黏度稍高，注入后能有效增加儲層上部的平面驅替效果；注入氣前期能增加儲層頂部的平面驅替，但注入氣迅速氣竄，導致平面驅替效果不能再擴大；注入水沿水錐通道向下注入，對平面驅替效果增加很小。

而級差表征了模型內滲透率最大值與最小值的差值。依據模型基礎物性，設置了三水平因素，分別為7倍、3倍、1.5倍級差。3種水平因素對采出程度增加量基本保持在6.5%～7.5%，其最大差值為0.23%，相比于地層傾角和注入介質，級差對采出程度增加量的影響不表現為單一趨勢。實驗3效果最優顯示出，當儲層級差較低時，即滲透率整體比較平均則有利于注入介質平面驅替。

滲透率韻律表征了儲層內部砂體縱向滲透率的大小關系，這與儲層沉積的地質環境和漫長的歷史演變有關。圖11反映出的正、復合、反3個水平因素對采出程度增加量的影響均在6%以上，但3種因素對采出程度的增加量沒有較大的差異，沒有明顯極值。反向滲透率韻律中上部儲層滲透率較高，有利于注入井向生產井驅替剩余油，同時抑制、減緩水錐的擴大，降低油井含水。

采出程度增加量極差由大到小依次為注入介質、地層傾角、滲透率韻律、級差。從而說明在選定的4個因素中，對采出程度最敏感的是注入介質，其次依次是地層傾角、滲透率韻律、級差；從正交試驗對比中可知:注入介質和地層傾角是開發效果的主控因素，對于本身滲透率就很高的儲層其韻律和級差的影響程度不大。其中注入介質中可以看出由于儲層原油黏度高，純注氣方案中注入氣容易氣竄，導致注氣效果一般；活性水由于密度介于油水之間，且黏度高于地層水，驅替能擴大波及系數，活性劑也能一定程度提高波及區驅油效率，因此活性水驅替方案能取得較好的效果。針對目標儲層薄層強底水、高孔滲和水平位于儲層頂部開采等特征，應優選黏度稍高的液相注入介質，加強井間剩余油的平面驅替；結合高孔滲儲層可以適量增大注入量，繼續擴大平面驅替的范圍與底水縱向驅替相配合進一步增大波及范圍。

4 油藏高含水治理對策研究

在前述主控因素分析和井間剩余油分布狀況基礎上，提出3種提采措施:側鉆方案、加密方案和注活性水方案。注活性水方案需要尋找工區內生產井進行轉注，通過對比單井日產液和產出程度選擇對A-31H井進行轉注，注活性水量為2 942 m3/d(所述注入量均為地面條件下的體積)。前期依據研究區儲層物性、流體性質、驅替介質和經濟因素，分析認為工區注水合理井距約為180 m，注氣合理井距約為250 m，目前井組內各井井距均大于450 m，具有加密的技術可行性，因此加密方案選擇在井位稀疏、剩余油富集的區域。綜合考慮剩余油、井距及井網的完善性進行加密井的布置，用側鉆方案經過對比目前的和模擬15年后的剩余油分布，選擇對A-12HST井進行側鉆。側鉆位置如圖13所示，加密井位如圖14所示。

圖13 側鉆井井位軌跡圖Fig 13 Well trajectories of typical well groups

圖14 加密井井位圖(A-JM)Fig.14 Infill well location map in well group

側鉆方案中選擇液量較低、含水較高的單井A-12HST進行側鉆，原井軌跡向東，側鉆后井軌跡向南剩余油富集方向延伸。加密方案中，設置南部剩余油富集區一口加密水平井。

4.1 各類治理對策效果對比

以現有井網和衰竭開采方案為基礎方案，對比分析側鉆、加密和活性水驅替開采的主要開發指標及開發效果，如圖15所示。

圖15 不同措施對應采出程度對比圖Fig 15 Comparison of cumulative recovery degree of different extraction measures

此類高含水稠油油藏受水錐影響，井控范圍外水驅未波及的剩余油儲量潛力大，井組剩余油成片連續發育，且目前井網井距偏大、加密效果好。加密方案的采出程度可達36.64%，15年采出程度可提高4.07%；注活性水的累積采出程度可達到35.7%，也能取得較好的效果。

4.2 各措施的經濟效益評價

結合圖16～圖18經濟性評價，圖17加密方案在國際油價34.4美元/桶時，即可盈利；由于圖18活性水成本較高、用量較大，需在國際油價達到39.0美元/桶時，活性水驅才可盈利。圖17所示加密方案投入產出比最終能達到2.4，且短期盈利效果能力強。該井組15年油藏開發評價期時，加密井網方案為油藏治理措施的首選對策；由于海上加密方案前期投資較高，在短期評價期時可以將活性水驅替方案作為措施備選方案。因此在殘余油富集的區域進行加密井部署能夠迅速增加采出程度，同時費用低、投入產出比高。

圖16 側鉆方案經濟性評價Fig.16 Economic evaluation of sidetracking program

圖17 加密方案經濟性評價Fig.17 Economic evaluation of encryption scheme

圖18 注活性水方案經濟性評價Fig.18 Economic evaluation of activated water injection scheme

5 結論

1)海上底水稠油油藏典型井組正交實驗模擬表明:高原油黏度的M砂體注氣受氣水高流度比的影響，注入氣錐進快，易過早突破導致氣竄，注氣效果有限，采用注活性水能取得相對較好的效果。

2)活性水黏度比地層水黏度稍大，密度介于油水之間，注入水形成橫向平面驅替；同時由于注入水補充地層能量，延緩邊底水作用，有利于降低水錐高度，擴大生產井側下方水錐的橫向波及范圍，增大注入水和底水波及體積系數；此外少量活性劑能一定程度增加驅油效率。

3)側鉆、加密和驅替優化(注水、注氣、注活性水)治理對策方案模擬表明:此類油藏受水錐影響，井控范圍外水驅未波及的剩余油儲量豐富，加密井、注活性水驅潛力大；儲層物性、流體性質、驅替介質和經濟因素共同決定了后期如何選用合理的治理對策。該文研究方法與流程可為同類油藏的治理對策論證提供一定的參考。