渤海復(fù)雜底水油藏開發(fā)調(diào)整策略制定及應(yīng)用

章 威，王美楠，陽曉燕，張吉磊，胡俊瑜

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海Q 油田A 砂體是典型的曲流河沉積的砂巖稠油底水油藏，整體構(gòu)造較平緩，油柱高度為8～20 m，屬于曲流河沉積，油層內(nèi)部夾層比較發(fā)育；平均孔隙度30%，平均滲透率3 000 mD，屬于高孔高滲儲層；地層原油黏度為260 mPa·s，原始地層壓力11.3 MPa，飽和壓力4.6 MPa。目前綜合含水率96.2%，采油速度1.6%，采出程度29.3%。一次調(diào)整后，主要采用“定向井注水+水平井采油”近似排狀井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，注采井距200～300 m。然而，隨著開發(fā)的深入，不同井區(qū)注水開發(fā)效果差異大，無效注水加劇、產(chǎn)量遞減增大。因此，需要開展儲層精細(xì)解剖，并在此基礎(chǔ)上開展精細(xì)開發(fā)調(diào)整研究，制定開發(fā)調(diào)整策略，以期改善水驅(qū)開發(fā)效果。

對于夾層發(fā)育的底水油藏，如何利用好夾層和注入水改善開發(fā)效果顯得尤為重要。以往針對底水油藏的研究主要集中在水錐形態(tài)的描述[1-3]、臨界產(chǎn)量研究[4-5]、水淹規(guī)律研究[6-7]、注水開發(fā)效果評價[8-11]等方面；而對于底水油藏利用夾層進(jìn)行開發(fā)調(diào)整的研究較少。為此，本文以渤海Q 油田A 砂體為目標(biāo)區(qū)，針對儲層局部夾層發(fā)育的特征[12-15]，結(jié)合產(chǎn)液強(qiáng)度評價、含水率上升規(guī)律分析，將單個砂體細(xì)分為三類區(qū)域，制定不同區(qū)域的開發(fā)調(diào)整策略，實現(xiàn)單砂體內(nèi)部的分區(qū)精細(xì)開發(fā)，有效改善了目標(biāo)區(qū)的水驅(qū)開發(fā)效果。

1 單砂體精細(xì)分區(qū)及動態(tài)特征

目標(biāo)區(qū)為典型的曲流河沉積的稠油底水油藏，儲層內(nèi)部夾層比較發(fā)育。根據(jù)14 口井的巖心滲透率以及測井解釋泥質(zhì)含量分析，泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖泥質(zhì)以及泥巖這些非滲透性巖層是儲層中夾層的主要類型，這些夾層滲透率小于1 mD，泥質(zhì)含量大于70%，具有較好的滲流遮擋作用。

對目標(biāo)區(qū)的儲層進(jìn)行精細(xì)解剖[14-15]，解剖結(jié)果顯示，50%的區(qū)域無夾層或發(fā)育小范圍薄夾層，對底水錐進(jìn)基本無遮擋，屬于底水油藏；30%的區(qū)域內(nèi)部夾層發(fā)育，但夾層展布范圍有限，普遍小于注采井距，屬于夾層局部遮擋的底水油藏；20%的區(qū)域夾層分布穩(wěn)定、范圍較廣，基本阻擋了底水，屬于邊水油藏。整體上，呈現(xiàn)出“儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜、油藏類型多樣”的特征。基于此，將目標(biāo)區(qū)細(xì)分為三類區(qū)域：無夾層底水油藏區(qū)、夾層局部遮擋底水油藏區(qū)和夾層全遮擋邊水油藏區(qū)。

產(chǎn)液強(qiáng)度評價：對目標(biāo)區(qū)28 口水平井產(chǎn)液強(qiáng)度進(jìn)行統(tǒng)計分析（圖1）可以看出，無夾層底水油藏區(qū)產(chǎn)液能力最強(qiáng)，平均為56 m3/（m·d）；夾層局部遮擋底水油藏區(qū)產(chǎn)液能力次之，平均為40 m3/（m·d）；夾層全遮擋邊水油藏區(qū)產(chǎn)液能力最弱，平均為29 m3/（m·d）。這主要是因為夾層對底水的遮擋作用，導(dǎo)致水平井供液能力受限；對于供液能力受限的區(qū)域需要進(jìn)行人工注水補(bǔ)充能量，提高供液能力。

圖1 目標(biāo)區(qū)水平井產(chǎn)液強(qiáng)度統(tǒng)計

含水率上升規(guī)律分析：對目標(biāo)區(qū)水平井含水率曲線進(jìn)行統(tǒng)計分析（圖2）可以看出，無夾層底水油藏區(qū)表現(xiàn)出明顯的底水油藏特征，含水率曲線沒有無水采油期，含水率上升較快，呈“廠”字型；夾層局部遮擋底水油藏區(qū)含水率曲線有1～2 年的無水采油期，見水后含水率快速上升，呈現(xiàn)出“S”型；夾層全遮擋邊水油藏區(qū)表現(xiàn)出明顯的邊水油藏特征，含水率曲線有2～3 年的無水采油期，見水后含水率緩慢上升，呈現(xiàn)出“爬坡”型。

圖2 目標(biāo)區(qū)含水率上升規(guī)律分析

2 開發(fā)調(diào)整策略制定

2.1 無夾層底水油藏區(qū)

該區(qū)域無夾層遮擋，底水能量充足，供液能力較強(qiáng)，含水率上升較快，底水錐進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，水平井在投產(chǎn)后很快形成水脊，建立水竄優(yōu)勢通道，水驅(qū)波及范圍有限，井間剩余油富集。針對該區(qū)域，主要研究產(chǎn)液量和井距對開發(fā)效果的影響。

基于該區(qū)域的地質(zhì)油藏參數(shù)，利用油藏數(shù)值模擬軟件建立對應(yīng)的機(jī)理模型[16]模擬水平井開發(fā)過程，研究在不同產(chǎn)液量（600、800、1 000、1 200、1 500 m3/d）、不同井距（100、150、200、250、300 m）條件下單井累計產(chǎn)油量（以單井含水率大于98.0%或者日產(chǎn)油＜5 t 為終止條件）。根據(jù)模型計算結(jié)果，其他參數(shù)不變，僅改變產(chǎn)液量，單井累計產(chǎn)油量增長趨勢在產(chǎn)液量＞1 000 m3/d之后開始明顯變緩（圖3），這是因為繼續(xù)提液不會明顯改變水驅(qū)波及體積，只會提高驅(qū)油效率，但同時也加快了含水率上升速度，導(dǎo)致含水率快速到達(dá)98.0%而關(guān)井。其他參數(shù)不變，僅改變水平井井距，隨著水平井井距的縮小，單井累計產(chǎn)油量減少（圖4），這是因為隨著水平井井距縮小，水錐疊加效應(yīng)更明顯，井間干擾更嚴(yán)重，井控儲量更低，單井累計產(chǎn)油量更低；考慮經(jīng)濟(jì)性，以單井累計產(chǎn)油量5×104t 為限，最小井距為120～150 m。該區(qū)域大泵提液試驗井（D25H）及小井距試驗井（I12H）實際生產(chǎn)情況驗證了數(shù)模結(jié)果的可靠性（圖3、圖4）。因此，基于該區(qū)域調(diào)整前平均單井產(chǎn)液量600 m3/d、平均井距200～300 m 的現(xiàn)狀，推薦無夾層底水油藏區(qū)開發(fā)調(diào)整策略為大泵提液（單井產(chǎn)液量1 000～1 200 m3/d）、井間加密（井距120～150 m）。

圖3 不同產(chǎn)液量下單井累計產(chǎn)油量變化圖

圖4 不同水平井井距下單井累計產(chǎn)油量變化圖

2.2 夾層局部遮擋底水油藏區(qū)

該區(qū)域局部發(fā)育非滲透夾層，受儲層正韻律影響，注入水主要流向了夾層下部，夾層上部水驅(qū)開發(fā)效果差[17-19]，易形成“屋頂油”[20]。已有文獻(xiàn)[18-19]研究表明，該類油藏建議依據(jù)夾層分布特征實施層內(nèi)分段注水可明顯改善水驅(qū)開發(fā)效果。因此，針對該區(qū)域，主要研究層內(nèi)分注注采比及生產(chǎn)井產(chǎn)液量對開發(fā)效果的影響。

基于該區(qū)域的地質(zhì)油藏參數(shù)，建立對應(yīng)的油藏數(shù)值模擬機(jī)理模型[16]，利用已有文獻(xiàn)[18-19]的方法研究注采比（各段注水量與采油井產(chǎn)液量的比值）對開發(fā)效果的影響。建立三因素五水平的正交實驗，三個因素分別是未鉆遇夾層井注采比a，鉆遇夾層井夾層上部、下部注采比分別為b 和c，見表1。

表1 正交實驗因素取值表

根據(jù)模型計算結(jié)果，利用多元回歸方法，回歸得到單井累計產(chǎn)油量N 與注采比之間的關(guān)系式：

從式中可以發(fā)現(xiàn)：若使單井累計產(chǎn)油量最大，則a=0.4、b=0.2、c=0.4。即未鉆遇夾層井最優(yōu)注采比為0.4、鉆遇夾層井夾層上部最優(yōu)注采比為0.2、鉆遇夾層井夾層下部最優(yōu)注采比為0.4。在此基礎(chǔ)上，研究在不同水平井產(chǎn)液量（400、600、800、1 000、1 200 m3/d）下單井累計產(chǎn)油量指標(biāo)（以單井含水率大于98.0%或者日產(chǎn)油＜5 t 為終止條件）。模型計算結(jié)果顯示，在層內(nèi)分注情況下，水平井最優(yōu)產(chǎn)液量為800 m3/d（圖5）。如果產(chǎn)液量過低，水平井產(chǎn)能得不到有效釋放，水驅(qū)儲量動用程度低；如果產(chǎn)液量過高，易造成注入水突進(jìn)、底水快速錐進(jìn)，含水率快速上升而關(guān)井；因此，必然有最優(yōu)產(chǎn)液量，在該產(chǎn)液量下，夾層上部注入水、夾層下部注入水及底水共同驅(qū)替剩余油，實現(xiàn)立體均衡驅(qū)替，水驅(qū)波及體積最大化，開發(fā)效果最優(yōu)（圖6）。調(diào)整前，該區(qū)域主要采用定向井一段防砂、籠統(tǒng)注水的方式，水平井平均單井產(chǎn)液量400 m3/d。基于此，推薦夾層局部遮擋底水油藏區(qū)開發(fā)調(diào)整策略為層內(nèi)分注（未鉆遇夾層井注采比為0.4，鉆遇夾層井夾層上部、下部注采比分別為0.2、0.4）、適當(dāng)提液（單井產(chǎn)液量800 m3/d）。

圖5 層內(nèi)分注后不同產(chǎn)液量下單井累計產(chǎn)油量變化圖

圖6 層內(nèi)分注實現(xiàn)均衡驅(qū)替示意圖

2.3 夾層全遮擋邊水油藏區(qū)

該區(qū)域非滲透夾層連片分布，夾層完全阻擋了底水[20]，使得夾層之上為純邊水油藏，夾層之下為油柱高度較低（2～6 m）的底水油藏。對于夾層之下的油層，受技術(shù)、經(jīng)濟(jì)限制，目前無有效開發(fā)方式，暫不動用。對于夾層之上的油層，主要研究注采井網(wǎng)對開發(fā)效果的影響。

一次調(diào)整之后，該區(qū)域采用“定向井注水+水平井采油”近似排狀井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，注采井距200～300 m。該井網(wǎng)模式下，注水井井間水驅(qū)無法波及，形成“死油區(qū)”，剩余油富集。因此，利用數(shù)值模擬軟件建立理論模型[16]研究井網(wǎng)轉(zhuǎn)換對開發(fā)效果的影響，結(jié)果表明：在注水井井間加密水平井，將井網(wǎng)轉(zhuǎn)換為五點井網(wǎng)，平面水驅(qū)波及系數(shù)可由70%提高至90%，開發(fā)效果明顯改善（圖7）。考慮河流相儲層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，在井網(wǎng)轉(zhuǎn)換之后，同時實施平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，優(yōu)化水平井產(chǎn)液量，對高含水率井實施降液生產(chǎn)、低含水率井實施提液生產(chǎn)，實現(xiàn)平面均衡驅(qū)替，可進(jìn)一步改善水驅(qū)開發(fā)效果。因此，推薦夾層全遮擋邊水油藏區(qū)開發(fā)調(diào)整策略為井網(wǎng)轉(zhuǎn)換（排狀井網(wǎng)轉(zhuǎn)五點井網(wǎng)）、產(chǎn)液優(yōu)化（高含水率井降液、低含水率井提液）。

圖7 井網(wǎng)轉(zhuǎn)換示意圖

3 應(yīng)用效果分析

渤海Q 油田A 砂體2014 年實施一次調(diào)整，調(diào)整后日產(chǎn)油量上升了一個臺階，標(biāo)定采收率32.0%，但穩(wěn)產(chǎn)難度大，產(chǎn)量遞減大。2018 年，在本文研究成果指導(dǎo)下，該砂體開始分區(qū)域采用不同的策略進(jìn)行開發(fā)調(diào)整：無夾層底水油藏區(qū)實施大泵提液8 井次，井間加密5 口井；夾層局部遮擋底水油藏區(qū)實施層內(nèi)分注4 口井，提液6 井次；夾層全遮擋邊水油藏區(qū)注水井間加密4 口井，產(chǎn)液優(yōu)化（提液或降液）8 井次。調(diào)整后，A 砂體實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5 年（圖8）；預(yù)測采收率達(dá)到38.0%（圖9），較一次調(diào)整后提高6 個百分點，開發(fā)效果明顯改善。

圖8 A 砂體生產(chǎn)曲線圖

圖9 A 砂體采收率（甲型水驅(qū)曲線法）變化圖

4 結(jié)論

（1）對于局部夾層發(fā)育的底水油藏，其不同區(qū)域的靜態(tài)地質(zhì)特征、動態(tài)生產(chǎn)特征差異較大，據(jù)此可劃分為三類區(qū)域（無夾層底水油藏區(qū)、夾層局部遮擋底水油藏區(qū)和夾層全遮擋邊水油藏區(qū)）采用不同策略進(jìn)行開發(fā)。

（2）依據(jù)研究成果制定了不同區(qū)域的開發(fā)調(diào)整策略：無夾層底水油藏區(qū)為“大泵提液、井間加密”，夾層局部遮擋底水油藏區(qū)為“層內(nèi)分注、適當(dāng)提液”，夾層全遮擋邊水油藏區(qū)為“井網(wǎng)轉(zhuǎn)換、產(chǎn)液優(yōu)化”。

（3）研究成果指導(dǎo)了渤海Q 油田A 砂體的開發(fā)調(diào)整工作，調(diào)整后該砂體開發(fā)效果明顯改善，礦場應(yīng)用效果較好，為同類型油藏開發(fā)提供了借鑒。