海上稠油油田剩余油分布規(guī)律及水平井挖潛研究——以渤海XX油田為例

劉宗賓，張汶

馬奎前，劉英憲 （ 中海石油 （中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津300452）

對于注水開發(fā)稠油油田而言，由于儲層自身非均質性導致水驅開發(fā)油田注采不均衡、油層含水差異較大，隨著開發(fā)的深入以及開發(fā)方式的影響，使得這種差異越來越明顯，從而使得剩余油的分布復雜多樣。如何正確認識剩余油的分布并有針對性的進行挖潛，已經(jīng)成為油田中高含水期提高采收率、改善開發(fā)效果的核心內(nèi)容［1～3］。剩余油的分布模式受多種因素控制，海上稠油油田大井距多層合采條件下的剩余油分布除了受自身地質油藏內(nèi)在因素控制外，還受開發(fā)方式等客觀因素的影響，如何準確描述剩余油的分布規(guī)律并采取針對性的調(diào)整思路進行剩余油挖潛一直是海上油田中高含水階段普遍面臨和亟需解決的問題［4，5］。XX油田作為渤海典型三角洲沉積的大型油田之一，投產(chǎn)到目前已經(jīng)有20年的開發(fā)歷程，已處于中高含水階段，由于較強的儲層非均質性導致開采不均，單層、單向突進現(xiàn)象明顯，強水淹帶常呈帶狀或蜂窩狀分布，剩余油分布情況復雜。筆者從儲層非均質性研究入手［6，7］，結合取心井資料、生產(chǎn)測試資料以及40余口加密調(diào)整井實鉆資料進行水淹規(guī)律研究并挖掘其形成機理以及控制因素，在此基礎上描述了多層合采條件下剩余油分布模式，提出了利用水平井進行剩余油挖潛的思路，針對性地解決平面、層間、層內(nèi)開發(fā)矛盾，并期望通過研究實踐探索出一條適合海上油田中后期調(diào)整挖潛的正確思路。

1 油田地質油藏特征及開發(fā)效果

XX油田位于渤海海域，是一個在古潛山背景上發(fā)育起來的半背斜構造，儲層為三角洲前緣沉積，以水下分流河道砂、河口壩以及席狀砂沉積為主，為典型的構造層狀稠油油氣藏。成巖作用較弱，屬于膠結疏松砂巖。垂向上表現(xiàn)為多套砂泥互層的儲層結構，垂向上共可劃分為14套砂體。儲層在平面、層間以及層內(nèi)均表現(xiàn)出較強的非均質性，滲透率范圍主要集中在50～8000mD，平均2100mD。在平面上由多個三角洲前緣朵葉體相互切割疊置呈現(xiàn)連片分布的特征 （圖1）。

油田采用多層合注合采開發(fā)方式，中后期表現(xiàn)出單井含水率較高，層間干擾、單層突進現(xiàn)象明顯；平面上注水見效方向性強，具有見效快、水竄快、注水波及體積小的特點，導致注入水無效循環(huán)，存水率較低，影響開發(fā)效果［8～10］。

圖1 XX油田沉積相模式圖

2 剩余油分布模式

油田開發(fā)中后期，剩余油的分布復雜多樣，除了受油藏自身的地質條件影響外，同時也與開發(fā)方式和井網(wǎng)系統(tǒng)有著密切的關系。對于注水油田而言，水驅油的效果和水淹規(guī)律決定了剩余油的分布特征。

2．1 油水運動規(guī)律

2．1．1 縱向油水運動規(guī)律

多層合采注水條件下開發(fā)，注入水首先沿厚度大的高滲層突進，使個別層迅速成為優(yōu)勢通道層，一旦見水層間

干擾增大，中低滲透層水驅效果越來越差。這種差異會隨著開發(fā)的持續(xù)而增大。油田內(nèi)密閉取心井資料顯示 （表1），厚度大、物性好的主力層剩余油飽和度普遍偏低，均表現(xiàn)為不同程度的水淹。如表1所示，2、4、6、10、11小層中均出現(xiàn)比例較大的中、強水淹層，這些層具有厚度大、滲透率高的特點，厚度薄且物性差的層基本未水淹，表現(xiàn)出較強的差異性。

對于層內(nèi)水淹規(guī)律在很大程度上受沉積韻律控制，同時受水驅動力以及重力共同影響使得這一規(guī)律更為復雜。正韻律油層，注入水首先沿底部高滲層突進，重力作用以及大井距影響使得這一突進過程得到加劇，以致底部水淹嚴重，注入水波及體積小。反韻律油層，注入水首先沿上部高滲透率段向前推進，在垂向滲透率級差較大的情況下，表現(xiàn)為頂部水淹，但在級差＜5的情況下，受重力作用注入水在運移過程中進入下部低滲透層段，常表現(xiàn)為底部水淹，水淹厚度和水淹強度較正韻律大（圖2），并且這種差異隨著井距的增大而越發(fā)明顯。

表1 XX油田密閉取心井各小層水淹狀況與物性關系分析表

圖2 不同韻律砂巖水淹特征

2．1．2 平面油水運動規(guī)律

不同沉積相帶中，由于水動力條件的差異，其顆粒大小、分選程度、滲透率和原始含油飽和度的變化都各不相同。大量的油田注水資料表明，對河道型沉積砂體而言，平面油水運動規(guī)律受沉積相帶和主流線的流向所控制［11］。

研究區(qū)內(nèi)水下分流河道砂體發(fā)育，河道的展布影響著注入水的運移方向，如圖3所示，A10井為注水井，位于河道帶中心且屬于古水流上游方向，2010年在周邊實施了3口加密調(diào)整井，其中K5井位于河道帶中心，K9井屬于河口壩沉積，K26井位于河道帶邊緣。結果表明K5井該套油層底部表現(xiàn)為強水淹 （圖3），而其余兩口井為未水淹或弱水淹。進一步說明注入水突進方向幾乎全部指向河道方向且向河道下游方向運動速度最快，見水強度及見水時間與油水井間的絕對距離關系不大。當注水后，注入水總是首先沿河床中心運動，然后向兩側推進。這種依次的油水運動規(guī)律，決定了油井見效見水的次序和油井由高產(chǎn)變低產(chǎn)，低產(chǎn)變高產(chǎn)的轉移接替規(guī)律。

圖3 注采井及沉積微相關系圖

2．2 剩余油分布特征

在縱向以及平面油水運動規(guī)律的控制下，油田剩余油的分布具有以下特點：大井距條件下，非主力相帶及主力相帶邊緣或側翼是剩余油富集區(qū)；多層合采條件下，中、低滲層動用程度差，剩余油大量富集；主力油層剩余油飽和度低，但剩余儲量豐度高，油層中上部仍是剩余油富集區(qū)。

2．2．1 平面剩余油分布特征

平面剩余油分布受多種因素影響，除井網(wǎng)不完善、海上大井距開發(fā)以及斷層等客觀因素影響外，沉積相帶是控制油水運移規(guī)律的內(nèi)在因素，從而根本上決定了剩余油的分布特征。研究區(qū)內(nèi)，水下分流河道及河口壩相帶發(fā)育，也是水驅效果和動用程度較好的區(qū)域，而河道的側翼以及非主力相帶砂體邊緣和廢棄河道等分布局限的砂體以及高滲向低滲的過渡帶形成了剩余油飽和度相對高值區(qū)。

2．2．2 層間剩余油分布規(guī)律

研究區(qū)已有生產(chǎn)資料及油水運移規(guī)律研究表明，在合注合采時單井控制油層的層數(shù)多，儲量大，各層滲透率級差明顯，因而造成各層開采不平衡。具體表現(xiàn)為高滲層開采過快，采油強度大，見水和含水上升速度快；低滲層開采慢，采油強度低，很難見到注水效果，剩余油富集。結合研究區(qū)儲層特征，建立相應的機理模型進行數(shù)值模擬研究，結果表明層間剩余油飽和度差異會隨著滲透率級差的增大而增大。XX油田油井間加密調(diào)整實施資料也充分表明，多數(shù)中低滲層動用程度較差或未動用，動用好的僅是少數(shù)主力油層 （表1、圖4）。統(tǒng)計顯示動用較好的層位平均滲透率范圍在2000～5000mD，而動用程度差、甚至未動用層平均滲透率在800mD以下，平均級差達到10倍。因此，對于層間范疇內(nèi)的剩余油分布規(guī)律而言，中低滲層是剩余油的富集層。

2．2．3 層內(nèi)剩余油分布規(guī)律

儲層層內(nèi)非均質性導致不同韻律砂巖的水淹層段多樣性，從而使得剩余油的分布具有不同的特征。研究表明，正韻律砂巖為典型的底部水淹，其明顯的特征是底部驅替效果好，表現(xiàn)為明顯的強水淹，而上部油層基本處于未動用狀態(tài) （圖4）。統(tǒng)計顯示，雖然整段表現(xiàn)為高含水，但該類型的油層中強水淹比例往往不到整段油層的20%，剩余儲量豐度很高，仍是挖潛重點。

對于反韻律特征的油層來說，根據(jù)水淹規(guī)律認識認為剩余油分布受滲透率級差控制：頂?shù)诐B透率級差大于5的情況下，頂部仍是剩余油的富集段；滲透率級差小于5的情況下，剩余油主要分布在油層的底部，類似正韻律。

圖4 渤海XX油田開發(fā)中后期剩余油分布模式

3 水平井挖潛策略研究

油田開發(fā)經(jīng)驗表明，宏觀分布的剩余油在很大程度上可以通過調(diào)整開發(fā)措施，部署加密井，甚至建立獨立開發(fā)層系的方法把宏觀因素控制的剩余油采出來。根據(jù)國內(nèi)外一些油田的研究，第一次加密調(diào)整井網(wǎng)后，儲量綜合利用仍只有76%～85%，可見進行油田開發(fā)后期的潛力調(diào)整仍然十分重要。結合該油田剩余油分布規(guī)律的研究，在平面整體加密調(diào)整的基礎上提出了利用水平井挖掘不同類型剩余油的策略。注采系統(tǒng)的縱向調(diào)整，根本是搞好層間接替，主要方法是注水和采油兩方面，注水盡量實現(xiàn)分層注水，實現(xiàn)調(diào)整層間差異，減少注水井的層間干擾，從而延長油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期和提高采收率。對于油井來說，縱向上由于非均質性引起的開采不均衡，通過上述平面調(diào)整加密很難改善其開發(fā)效果。根據(jù)縱向上對剩余油分布模式的研究結果，解決垂向非均質性導致的剩余油分布有效的調(diào)整策略是利用水平井挖潛。

圖5 水平井分層系開發(fā)示意圖

3．1 層間水平井挖潛

陸上油田多年開發(fā)實踐已證明［12～14］，油田在合注合采情況下主要是開采高滲主力油層，層間的動用程度差異較大。研究區(qū)內(nèi)加密調(diào)整井實施結果進一步證明這種差異性 （表1、圖5），多數(shù)中低滲層卻具有一定規(guī)模儲量的油層動用較差。實踐也表明在開發(fā)中后期，該類型的油層在合采情況下開發(fā)效果很難有所改善?；谠撜J識，結合油田不同類型儲層發(fā)育規(guī)模及剩余油特點，按照物性、儲層條件由中－低－差的原則進行層位篩選，采用水平井有選擇的實現(xiàn)分層系開發(fā)。篩選結果主要集中在4～8m厚的油層，平均滲透率中等為主，該類型油層約占油田總儲量規(guī)模的30%。如圖5所示，X1H井設計層位為第6小層，水平段長度260m，油層厚度6．1m，平均滲透率920mD，儲層平面分布穩(wěn)定。周邊定向井平均日產(chǎn)油55m3，含水率74%，該井實施后，平均日產(chǎn)油76m3，綜合含水率45%，生產(chǎn)穩(wěn)定。實踐證明，利用水平井分采該類型油層，產(chǎn)能是定向井的3～4倍，在XX油田取得了很好的效果，能夠最大限度的動用剩余油，提高開發(fā)效果。

3．2 層內(nèi)水平井挖潛

當水淹層段含水率大于80%以上，油層就屬于強水淹層范疇，上述剩余油研究表明，對于高滲厚油層雖然出現(xiàn)強水淹，但是剩余油富集仍是挖潛重點。如何對強水淹層進行挖潛是目前合注合采油田開發(fā)中所面臨的一個重要課題。

研究區(qū)內(nèi)，多數(shù)主力層厚度均在10m以上且均已經(jīng)形成強水淹條帶，加密調(diào)整井實際生產(chǎn)表明，單井往往因為一個或幾個主力層水淹而導致整口井含水率居高不下，雖然強水淹層通過有效避射，但是仍然無法改變含水快速上升的趨勢。據(jù)加密調(diào)整井N2井 （圖5）顯示，第7小層為該區(qū)域的主力層，經(jīng)多年生產(chǎn)后該層已明顯強水淹。該井初期合采，日產(chǎn)油50m3，含水70%；生產(chǎn)一段時間后關閉該強水淹主力層，該井日產(chǎn)油140m3，含水15%。說明強水淹主力層繼續(xù)用定向井開發(fā)效果不佳，同時合采情況下嚴重干擾其他層的正常生產(chǎn)?；谠撜J識，提出利用水平井開采類似強水淹主力層、關停臨井相同層位的調(diào)整思路，解決層內(nèi)開發(fā)矛盾的同時緩解了層間的開發(fā)矛盾。例如X1H井 （圖5）設計層位為第7小層，水平段長度280m，油層厚度15m，平均滲透率7400mD。該井實施后，平均日產(chǎn)油74m3，含水率逐漸上升至70%后保持穩(wěn)定生產(chǎn)，而周邊定向井關停該套層位后，產(chǎn)能是關停前的1．5倍，極大釋放了其他油層的產(chǎn)能。實踐證明運用水平井對強水淹主力油層進行挖潛是行之有效的方法，結合水淹規(guī)律及剩余油分布模式研究成果，針對不同區(qū)域以及不同韻律類型的砂體采用針對性的利用水平井和定向井組合方式進行挖潛的思路，可以更大范圍的動用儲量，逐步實現(xiàn)分區(qū)域的分層系開發(fā)，有效提高油田的開發(fā)效果，完善調(diào)整思路。

4 結論

1）在多層合注合采條件下，儲層非均質性及沉積相帶展布規(guī)律是控制水淹程度及剩余油分布的內(nèi)在因素，儲層的結構及平面展布規(guī)律的研究精度是預測和準確刻畫剩余油分布的基礎。

2）對于非均質性較強的層狀稠油油藏來說，采用多層合注合采的開發(fā)方式時，層間及層內(nèi)的采出程度差異較大。開發(fā)前期，高滲透主力油層動用程度高，原油主要來自于高滲層，而中低滲層動用程度較差。中高含水期，這種差異隨著高滲層的含水越發(fā)明顯。

3）多層合注合采條件下，開發(fā)至中后期，中低滲層是層間剩余油的挖潛方向，高滲主力油層是層內(nèi)剩余油挖潛的重點。

4）在剩余油分布模式研究的基礎上，優(yōu)化組合水平井進行挖潛調(diào)整的思路在海上大井距多層合注合采開發(fā)方式的油田取得了很好的效果，是海上稠油油田逐漸實現(xiàn)分層系開發(fā)的有效手段。該研究方法及調(diào)整策略對今后海上類似油田的綜合調(diào)整研究具有指導意義和應用前景。

5）實踐證明運用水平井開發(fā)，大大提高了單井產(chǎn)能，有效釋放了不同物性條件油層的產(chǎn)能，改善了開發(fā)效果。

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