海上油田特高含水期剩余油富集規(guī)律與挖潛策略研究

常 濤，黃 磊，盧美月，孫藏軍，周立業(yè)

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，能源安全的供應問題已成為重大戰(zhàn)略問題。在國內油田產量中，海上油田占比越來越高，同時作為國內海上產量第一的渤海油田已步入高含水期，部分油田更處于特高含水期，階段性調整與挖潛成為渤海油田的主旋律。目前對特高含水期的剩余油富集特征與挖潛已經(jīng)有很多研究，主要觀點是受靜態(tài)地質與動態(tài)注采關系影響，但它主要針對陸地油田，缺少海上油田的針對性。而海上油田由于開發(fā)特點及不同開發(fā)階段調整重點，使得剩余油富集既有共同性，也有復雜性和差異性。因此，需要開展海上油田相關研究，以支撐產量穩(wěn)定。本文以海上油田開發(fā)特點研究為背景，結合海上油田不同開發(fā)階段的重點工作分析，在詳細分析油藏滲流過程的基礎上，提出特高含水期的主要剩余油富集類型，分別有：整體富集型、局部富集型、整體分散型等三類。針對不同剩余油的原因分析，提出不同的動用策略，從而指導海上油田開發(fā)調整。

1 海上油田開發(fā)特點

1.1 與陸地油田開發(fā)的相同點

我國現(xiàn)有油田90%以上都賦存于陸相湖盆儲層中，這是海上、陸地油田共有的特點，它是油田開發(fā)的原始條件，理清其特點和基本特征是實現(xiàn)油田高效開發(fā)的基礎。陸相湖盆是以大陸上的湖泊為沉積中心，湖泊中的水體較小，且盆內的內生沉積物不多，圍繞其周圍的高地為主要沉積物源供給區(qū)，高地上的外生碎屑物為盆地供應絕大部分沉積，因而，碎屑巖成為占絕對優(yōu)勢的沉積產物。這些特點明顯有別于海洋盆地[1]。

陸相湖盆的四周高地都存在向盆地中心供應物源的可能，因此，多物源、多沉積體系是湖盆沉積的重要特點，同時受湖泊水體限制，其波浪潮流、湖底的重力流作用較小，河流就成為搬運高地碎屑物的主要動力。相對海相沉積，湖盆的整體規(guī)模決定了物源區(qū)與盆地沉積中心距離較短，近源搬運的沉積特點導致低礦物成分和低結構成熟度長石、巖屑砂巖占比較高，結合多方向物源供給，使得平面非均質性嚴重。同時由于湖泊的水體小，受湖近湖退很敏感，使得多旋回性又成為陸相碎屑巖沉積儲層的另一個顯著特點，導致層間非均質性明顯增強。陸相油氣藏儲層按沉積類型可以具體分為：河流相、三角洲相、扇三角洲相、沖積扇相、水下扇相、攤壩相，以東部中新生代含油氣盆地的在生產油田為例，占比如圖1所示。總的來說，海上油田與陸上油田的原始條件一致，油氣藏均是發(fā)育于非均質性嚴重的陸相砂巖儲層，開發(fā)難度較大。

1.2 與陸地油田開發(fā)的不同點

區(qū)別于陸地開發(fā)的陸地油田，海上油田在海上開發(fā)，兩者單就外部環(huán)境而言僅是一層海水的差別，客觀地說，除去海水，兩者的開發(fā)過程、開發(fā)原理大致相同。但依據(jù)實際情況，無論淺海與深海，都為油田開發(fā)帶來諸多困難，也影響了油田開發(fā)規(guī)律，形成了海上油田的特點[2-4]。

海上的外部環(huán)境使得必須采用建設平臺、人工島進行開發(fā)，對比陸地油田額外增加了大幅費用，導致開發(fā)初期的經(jīng)濟投入巨大，提高了油田開發(fā)門檻。同時復雜性的陸相沉積特征引發(fā)了高投入之外的高風險性，使得油田開發(fā)初期客觀評價油藏規(guī)模時需要兼顧地質油藏存在的風險。因此，大井距、稀井網(wǎng)的“少井高產”原則成為海上油田初期開發(fā)顯著的開發(fā)策略。海上平臺建成后，油田開發(fā)的井槽數(shù)量、工程電量及油氣水處理量等生產參數(shù)全部確定，受井槽和工程的巨大費用的限制，使得多層合采、大尺度的分層系開發(fā)、籠統(tǒng)生產廣泛存在于海上油田實際開發(fā)中，這對強非均質性地質沉積的陸相油田影響明顯。同時海水的強腐蝕性使得平臺的使用年限一般僅為15～20年，開采時間短。因此，需采用較高的采油速度進行生產，提高海上油田的開發(fā)效果。總的來說，海上油田受到開發(fā)投資、開發(fā)環(huán)境影響，開發(fā)過程中面臨開發(fā)難度與風險巨大，所采取的開發(fā)策略和開發(fā)周期不同于陸地油田，這些是整體形成海上油田開發(fā)特點的基礎和背景。

2 海上油田開發(fā)階段劃分

海上油田的“少井高產”、“高速高效”大開發(fā)策略以及復雜的地質條件影響，使得油田開發(fā)呈現(xiàn)階段性，即整體方案設計與實施階段、注采完善階段、深入調整階段。海上油田特高含水期往往存在于注采完善或深入調整階段，階段性的調整區(qū)別于陸地油田不間斷的持續(xù)性調整，這些特點亦為特高含水期獨特的剩余油分布規(guī)律形成創(chuàng)造了條件，只有掌握海上油田開發(fā)調整的普遍規(guī)律才能抓住特高含水期剩余油研究的核心[5-10]。

2.1 整體方案設計與實施階段

在油田開發(fā)前，通過海上探井對儲層變化、流體測試等資料的分析，完成整體方案設計，主要包括構造、儲層、油井產能、井網(wǎng)部署、采收率的預測等研究內容。只是由于海上開發(fā)環(huán)境差、持船成本高，導致早期探井、評價井數(shù)較少，錄取資料有限。因此，整體方案設計面臨較高風險。

油田開發(fā)前的整體方案是一次井網(wǎng)，其往往難以應對復雜的地下油藏。因此，油田正式生產時，形成的層內、層間及平面矛盾明顯，有采無注、有注無采等注采不完善問題突出，難以實現(xiàn)油田的高速、持續(xù)性生產，從而引出下一個階段。

2.2 注采完善階段

油田開發(fā)整體方案實施就是油田調整的序幕，實現(xiàn)油田高產、穩(wěn)產的首要條件是保持較高地層壓力。因此，形成較為完善的注采井網(wǎng)，提升地層能量水平是本階段關鍵任務。

在注采完善階段中，首先利用鉆前預測與鉆后實際、油田生產資料的對比，對主力產層與油組開展全方位的油藏地質研究，主要包括儲層及砂體的展布規(guī)律、注采井連通關系、天然水體能量水平、斷層的滲透性等等，以修正前期預測，達到進一步認識地下真實情況的目的，并對井網(wǎng)不理想?yún)^(qū)域調整。經(jīng)過注采完善階段，主力油組“有注有采”和“注采平衡”的目標基本達成。

2.3 深入調整階段

隨著油田含水的不斷上升，產量遞減的不斷加大，使得深入調整是海上油田必須采取的措施，此時，地下油藏壓力保持并不是油田面臨的主要問題，新階段的棘手問題是井網(wǎng)低控制程度下的剩余油富集。因此，深入調整階段往往是在油藏能量恢復基礎上，結合一定剩余油認識，所采取的深入挖潛措施，該階段是本文研究的主要背景階段。

常規(guī)深入調整階段的研究會縮小主力油組中小層的研究尺度，提高研究精度，利用長時間動態(tài)特征，采取動靜結合加大砂體的連通程度、隔夾層分布大小、構造起伏高低等內容，從而厘清剩余油富集的主控因素和主控程度，準確描述剩余油存在立體空間和分布大小。同時在此階段，會逐漸增加非主力產層的認識，逐步提高非主力產能的產量占比。經(jīng)過深入調整階段，注采關系持續(xù)完善，大幅提高了水驅控制程度，改善了油田整體開發(fā)效果。

3 特高含水期的剩余油富集類型

海上與陸地油田進入特高含水期后油田的重點工作都是“認識剩余油，挖潛剩余油”。剩余油是指在目前階段、井網(wǎng)條件下仍存留在地下的原油，它進一步可分為兩類：一類是現(xiàn)井網(wǎng)水驅波及到，但仍未完全采出的剩余油，它的特點是只要時間允許，就能被采出，時間跨度可以從幾年到幾十年不等；一類是現(xiàn)井網(wǎng)尚未控制，未實現(xiàn)水驅波及的區(qū)域，它從油田開發(fā)投產至今一直處于靜止狀態(tài)，此類剩余油是油田調整的重點。綜合分析，海上油田由于開發(fā)難度、井網(wǎng)、周期、階段調整的特殊性，在特高含水期的剩余油富集類型主要可分為三類。

3.1 整體富集型剩余油

與陸地油田長時間、持續(xù)性調整不同，海上油田調整難以達到。因此，海上油田“大井距”開發(fā)井網(wǎng)進入特高含水期時仍可能存在整體富集型剩余油，動態(tài)往往表現(xiàn)出含水上升慢、井控儲量高的特點。主要的形成原因是多層合采，較為明顯的情況有兩種：

第一種，當油藏儲層普遍發(fā)育并大段合采，由于各油層間滲透率差異大，在注水過程中，注入水會沿著滲透率高、阻力小的層迅速地“突進”，使注入水快速進入生產井，使生產井的含水率不斷上升。此時，中、低滲透層中的原油普遍動用程度低、甚至仍未動用，如圖2、圖4所示，且當油水黏度比越高時，儲量動用的狀況差異性越明顯，同時隨著物性好的高水淹層過水倍數(shù)的不斷增加，滲透率不斷提高，導致層間差異性越來越大，致使油層水驅波及體積小，最終導致在特高含水期的剩余油呈現(xiàn)整體富集的特點[11-15]。

第二種，當不同儲層沉積特征合采生產時，會造成明顯的整體剩余油富集特征。以曲流河與辮狀河三角洲儲層合采為例，曲流河河道坡降較緩，能量弱，一般為單河道的泥砂沉積，加之河流頻繁擺動的影響，導致其沉積特點是儲層薄、且橫向變化快。而辮狀河三角洲則與之相反，呈現(xiàn)儲層厚、平面分布穩(wěn)定的特點[16-17]。當兩類儲層合采時，曲流河沉積油藏不利于形成注采井網(wǎng)，與辮狀河三角洲沉積油藏強能量保持狀態(tài)差異明顯，使得曲流河油藏形成整體富集的剩余油，如圖3、圖4所示。

3.2 局部富集型剩余油

在海上油田開發(fā)初期的井網(wǎng)較為完善的情況下，隨著開發(fā)階段的深入，進入特高含水期油田的剩余油呈現(xiàn)局部富集特征是相對普遍現(xiàn)象，此類剩余油的主控因素包括斷層、構造、儲層韻律、夾層、油藏類型等。主要形成過程為當油藏為層狀油藏時，構造高部位和夾層是實時控制邊水及注入水流入的重要阻力，構造越高，水越難以波及，夾層越大，剩余油分步越廣；而斷層的存在，導致其附近沒有驅動壓力，難以形成有效的注采井網(wǎng)，使得原油靜止，形成局部剩余油；同時當注采井儲層為正韻律時，綜合重力的影響，注入水向儲層底部運動，導致儲層上部驅動壓力低，形成剩余油，同理注水井間、油井間亦無驅動壓力，導致剩余油富集。當油藏為底水油藏時，由于生產井附近水錐的含水上升模式，導致井控范圍極為有限[18]，井控之外即為剩余油富集區(qū)，如圖5所示。

3.3 整體分散型剩余油

整體分散型剩余油是普遍存在于特高含水油田中，對此區(qū)域的研究是油田中后期穩(wěn)產的關鍵技術和重要基礎，此類剩余油的主控因素包括微構造、注采井網(wǎng)等，動態(tài)往往表現(xiàn)出采出程度高、含水率高、單井產量低、井控儲量低的特點。受不同原因的控制，剩余油富集較為明顯的形成過程有兩個：第一，微構造的控制。由于流體重力差異影響，微構造的向上幅度引起剩余油富集，但其構造幅度較小，形成剩余油厚度較薄，呈現(xiàn)整體分散的特征。第二，注采井網(wǎng)的控制。在水驅波及范圍內，存在著驅動壓力，原油已經(jīng)發(fā)生流動，但由于油水黏度差異，發(fā)生了非活塞運動，導致水驅波及范圍內仍有剩余油，它的大小決定了水驅油效率的高低。稠油油藏，水驅前緣飽和度低，動態(tài)表現(xiàn)出見水快、高含水采油期長；稀油油藏，水驅前緣飽和度高，動態(tài)表現(xiàn)出見水慢、高含水采油期短(如圖6)。同時整體平面存在強驅替區(qū)與弱驅替區(qū)，它們的流體流動快慢差別較大，雖然都已是水驅波及到，但弱驅替區(qū)可能需要十幾年、幾十年才能被采出，強水驅方向的存在導致生產井成為單一受效方向(如圖7)，形成整體富集的剩余油[19-26]。

4 不同類型剩余油挖潛策略

首先，針對整體富集型剩余油，由于其剩余油規(guī)模大、飽和油程度高，應采取全面重構新井網(wǎng)為主、全面調整現(xiàn)井網(wǎng)為輔的挖潛策略，重構新井網(wǎng)包括細分層系、整體加密、規(guī)模化的定向井與水平井聯(lián)合開發(fā)等，如渤海區(qū)域的綏中36-1油田和秦皇島32-6油田；調整現(xiàn)井網(wǎng)包括對注水井的籠統(tǒng)注水改為分層注水直至施行實時調配的優(yōu)化注水，對高含水生產井的無效水循環(huán)層采取卡堵水措施等。整體富集型剩余油的挖潛是以減小層間矛盾為出發(fā)點，開啟海上油田另一階段的重要動力，是完成綜合調整、新建新平臺與處理設施，進而推動老油田穩(wěn)產、上產的重要基礎。

其次，局部富集型剩余油相對分散，對比整體富集型，加大了研究與挖潛難度，對其應采取局部組合新井網(wǎng)與全面調整現(xiàn)井網(wǎng)并重的挖潛策略。局部組合新井網(wǎng)主要針對斷層、夾層、構造、油藏類型等因素引起的局部剩余油，利用增加注采井，完善井網(wǎng)的措施動用區(qū)域儲量，協(xié)調層內剩余油分布；全面調整現(xiàn)井網(wǎng)是利用現(xiàn)井網(wǎng)注水井采取不穩(wěn)定注水、周期注水、調剖，結合儲層韻律與夾層分布研究對生產井采取卡堵水措施。同時對尚未動用的新層利用補孔單采或合采生產。局部富集型剩余油的挖潛是大多數(shù)海上小油田、老油田面臨的普遍難題，是完成平臺改建與擴建，或創(chuàng)新海上油田開發(fā)工程方案的契機，可以開啟老油田開發(fā)新周期。

最后，由于整體分散型剩余油的油田采出程度、水淹程度高，應采取全面調整現(xiàn)井網(wǎng)為主，局部組合新井網(wǎng)為輔的挖潛策略。全面調整現(xiàn)井網(wǎng)包括對生產井采取轉注措施，增加注采井數(shù)比，提高采液速度，增加生產井水驅方向。同時當原油黏度大時，生產井提液是經(jīng)濟有效的措施或對注水井采取調驅，提高驅油效率。

總的來說，整體富集型剩余油的挖潛是以減小層間矛盾為出發(fā)點，而其余兩個主要降低層內和平面矛盾。隨剩余油富集程度降低，全面構建新井網(wǎng)在挖潛中所占的比重逐漸降低。同時剩余油富集程度是相對的，并無絕對的定量標準，它與油田開發(fā)階段、剩余油研究深度、認識尺度密切相關。因此，在海上油田特高含水期應靈活掌握綜合研究與分析方法，綜合運用挖潛策略，才能實現(xiàn)老油田再穩(wěn)產、再上產。

5 結論與認識

1)海上油田與陸上油田的原始條件一致，油氣藏均是發(fā)育于非均質性嚴重的陸相砂巖儲層，開發(fā)難度較大。同時海上油田受到開發(fā)投資、開發(fā)環(huán)境影響，所采取的開發(fā)策略和開發(fā)周期不同于陸地油田。2)海上油田的“少井高產” 、“高速高效”大開發(fā)策略以及復雜的地質條件影響，使得油田開發(fā)呈現(xiàn)階段性，即整體方案設計與實施階段、注采完善階段、深入調整階段，特高含水期往往存在于注采完善或深入調整階段。3)在海上油田特高含水期的滲流過程中，剩余油受現(xiàn)井網(wǎng)未波及或已經(jīng)波及，但流動速度較慢的影響，其富集類型主要可分為三類，即整體富集型、局部富集型、整體分散型。4)在全面分析各類剩余油富集機理的基礎上，提出不同的動用策略，主要包括新井網(wǎng)重構、現(xiàn)井網(wǎng)調整等措施。調整不同挖潛措施的占比，完成剩余油富集差異下的挖潛策略。