塊狀底水油藏開發后期剩余油分布研究

鄢雄

前言：海外河油田新海27塊為塊狀邊底水普通稠油油藏，含油面積2.83平方公里，地質儲量673萬噸，油藏埋深1390-1555米，地下原油粘度160-326毫帕/秒;1993年投入開發以來，先后經歷直井一次開發、水平井二次開發、深化二次開發三個開發階段，采出程度28.8%，油藏局部水淹嚴重，油水關系復雜，剩余油分布認識不清，亟需開展剩余油分布研究，規模部署改善油藏開發效果。

關鍵詞：塊狀普通稠油 底水 錐進 脊進

1 引言

新海27塊構造上位于遼河斷陷盆地中央隆起南部傾末帶的南端，是受大洼斷層和海35斷層所夾持的短軸背斜構造，南北方向比較平緩，地層傾角約1о左右，東西兩翼構造變陡，地層傾角約2о～4о左右。主要開采層位為下第三系東營組東一段Ⅰ油層（d1Ⅰ），進一步劃分為三個油層組，自下而上分別為下油組、上油組、頂部差油層。上、下油組巖性主要為砂礫巖，其次為礫狀砂巖和細砂巖，平均孔隙度為31.4%，滲透率1927×10-3μm2，泥質含量為6.2%，屬于高孔、高滲、低泥質含量的儲層，油藏類型為厚層塊狀邊底水普通稠油油藏。頂部差油層巖性以細砂巖為主，平均孔隙度15.3%，平均滲透率374.9×10-3μm2，泥質含量為20%～30%，為中孔、中滲儲層，油藏類型為層狀普通稠油油藏，不發育邊底水。含油面積2.83km2，石油地質儲量673×104t。

2 開發歷程

一次開發階段。采用一套層系、直井141m井距、正方形井網，利用天然能量開發，日產油量最高達391t，但是由于該塊油水粘度比大，直井水淹嚴重，產量快速遞減。階段末期總井數59口，開井16口，采油速度0.26%，區塊階段累產油61.2×104t，采出程度6.49%。

二次開發階段。直井井間實施33口基礎井網水平井整體替代直井進行二次開發，日產油高峰達358t，斷塊年產油12×104t，采油速度2.5%，產量峰值過后區塊處于高含水開發。

深化二次開發。2010年以來，在上、下油組邊部，海11-36塊及頂部差油層有利部位擴大實施水平井66口，新增日產油能力739t，區塊累產油193.5×104t，采出程度28.8%。

3 開發效果評價

1992年油田全面投入開發，新井陸續投產，到1994年2月總井數達到43口，油田產量上升快，日產油量最高達到366t，采油速度為2.68%，但是由于該塊油水粘度比大，造成油井含水上升較快，同時造成油井產量遞減，表現在由1994年2月到1995年2月，斷塊日產油下降到236t，綜合含水由58.1%上升到79.6%。本階段末油田累積產油31.51×104t，階段采出程度為6.99%，占總采出程度的51.8%，采油速度2.13%。取得以下幾點認識：（1）平面上產能有差異，高產井主要集中在油藏主體部位及北部斷層附近的微構造高點。（2）高含水期為主要采油階段，開發初期采油速度最高達2.78%，但含水上升速度快，最高為33%;中低含水期采出程度僅為1.8%;高含水期采出程度為11.7%。（3）直井水淹為底水錐進，水錐程度與直井生產井段及動用程度相關。

2007年編制完成二次開發方案，在井網部署范圍內，分上、下2油層組整體部署水平井32口，其中上油組20口，下油組12口。方案預計水平井投產后年產油12.1×104t，以大于2%的采油速度穩產3年，階段采出程度6.6%。2007年年度實施水平井33口，對比方案，水平井投產后年產油12.5×104t，采油速度2.32%， 方案實施3年平均采油速度2.0%，階段采出程度6.1%。通過水平井二次開發，斷塊開發指標得到明顯改善，日產油從32t上升到最高358t，達到一次開發峰值水平，采油速度由0.26%上升到2.8%，綜合含水由93.6%下降到81.4%。由于效果顯著，新海27塊二次開發被評為二次開發示范工程。二次開發取得以下幾點認識：（1）水平井生產沒有無水采油期，油藏整體構造平緩，油水過渡帶較大（12.3米），可動水飽和度較高（21.6%），邊底水活躍，一次開發直井采出程度較高（13.5%），水平井沒有無水采油期。（2）構造位置有利，油層厚度大，油井產量較高，位于油層厚度大于20米且遠離底水的構造高部位，原始含油飽和度較高，水平井平均初期日產油17.8噸，含水58.3%，累產油1.97萬噸，水油比13：1;油層厚度小于20米，且受邊底水的影響的油藏邊部，水平井產能相對較低，平均初期日產油13.5噸，含水83.1%，累產油1.52萬噸，水油比19：1。（3）隔夾層發育，中低含水采油期長，不發育隔夾層，水平井無中低含水采油期（fw<60%）;發育隔夾層，水平井中低含水采油期（fw<60%）5-12個月。

隨著二次開發的不斷深入，水平井高含水問題日益突顯，油井產量下降快。一方面亟待開展水平井控水穩油技術，另一方面亟需開展增儲建產研究，實現資源接替，從而實現區塊產量穩產。2010年以來，通過滾動擴邊、測井二次評價等研究工作，落實兩個增儲目標，新增石油地質儲量242×104t，外擴實施66口水平井，新建日產油能力739t，截至2020年底，斷塊日產油224.4t，日產液4673m3，綜合含水95.2%，采油速度1.16%，階段累產油193.5×104t，含水95.2%，延長二次開發方案穩產期10年。

4結論與認識

由于水平井均部署在剩余油飽和度較高的原直井井間，水平井實施后油藏綜合含水大幅下降。統計一次開發46口基礎井網直井投產初期平均綜合含水44.2%，二次開發水平井投產初期綜合含水在25.0～75.0%之間。平均60.4%，比一次開發未期綜合含水93.6%低33.2%。

與直井投產初期相比，含水上升速度有所減緩。直井投產初期1年時間內綜合含水平均上升35%，統計投產時間較長的10口水平井生產資料表明，冷采條件下水平井年含水上升26.4%。下油組水平井含水上升速度比上油組快，分析主要原因是下油組油層動用相對較低，水平井投產初期含水較低所導致，這也符合稠油低含水期含水快速上升的特點。

參考文獻

[1] 張吉昌，張鷹，蔣有偉，王中元，李培武.“遼河油區稠油油藏邊底水控制技術研究”，《特種油氣藏》，2007年02期.

[2] 張傳舉，“邊底水稠油油藏整體堵調技術研究”《中國石油大學》，2011年.