海上河流相油田分層系增產(chǎn)策略研究與應(yīng)用
——以渤海M油田為例

吳小張，張建民，江 聰，陽曉燕，張 博

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部海域普遍發(fā)育河流相油田[1-3]。渤海油田河流相沉積砂體作為油氣聚集的主要場所，受其復(fù)雜的構(gòu)造演化及沉積環(huán)境的影響，油藏地質(zhì)情況復(fù)雜多變。油氣藏類型以巖性、巖性-構(gòu)造油氣藏為主。另外，由于構(gòu)造破碎，斷塊面積小、砂體展布規(guī)律復(fù)雜、砂體橫向變化大、單個砂體儲量規(guī)模小，油田總體儲量豐度低，多為中小型油田[4-8]。渤海M油田主要采用定向井合采為主的開發(fā)方式，經(jīng)過多年的注水開發(fā)，層間矛盾日趨突出。生產(chǎn)實踐表明，由于水淹情況復(fù)雜，并且受限于工程上的各種制約，實施分層注水和調(diào)配成本和難度較大，效果并不理想，只能暫時緩解層間矛盾。針對這一問題，筆者開展了海上河流相油田分層系增產(chǎn)挖潛的可行性研究，對剩余油分布規(guī)律及水淹狀況進行了分析，并對細分層系開發(fā)進行了數(shù)值模擬研究。在此基礎(chǔ)上，選擇4井區(qū)進行了礦場實驗，取得了很好的增油效果，為海上復(fù)雜河流相油田的高效開發(fā)提供了理論依據(jù)和生產(chǎn)經(jīng)驗。

1 油藏概況

渤海M油田位于渤海南部海域，為發(fā)育于黃河口凹陷中央構(gòu)造脊上的一個復(fù)雜斷塊油田，其主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段，從上至下劃分為NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ五個油組。油田范圍內(nèi)明下段下部主要以曲流河沉積為主，明下段中上部以淺水三角洲沉積相為主，主要含油層段為NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ油組，是典型的構(gòu)造巖性復(fù)合油氣藏、巖性油氣藏。儲層平均孔隙度30.3%，平均滲透率643×10-3μm2。明下段原油具有飽和壓力高（10.60～16.00 MPa，平均12.89 MPa）、地飽壓差小（0～2.97 MPa，平均1.34 MPa）、溶解氣油比中等（33～93，平均54）、地層原油黏度低（1.32～12.50 mPa·s，平均4.99 mPa·s）等特點。油田壓力梯度為0.95 MPa/100 m，溫度梯度3.38 ℃/100 m，屬于正常的壓力、溫度系統(tǒng)。目前油田共有開發(fā)井81口，其中采油井56口，注水井25口；平均日產(chǎn)油3 635.3 m3，日產(chǎn)氣36.1×104m3，綜合含水44.5%，氣油比113。

2 分層系增產(chǎn)策略可行性研究

非均質(zhì)油藏在注水開發(fā)時，層間矛盾的存在影響開發(fā)效果，中低滲層得不到有效水驅(qū)動用，儲量動用程度不均衡。按照儲層物性及流體性質(zhì)相近原則，采取成組（段）分層系開發(fā)是解決層間非均質(zhì)性的根本措施，縱向上將儲層物性（沉積類型、原油物性、流體性質(zhì)）和潛力狀況（采出狀況）相近的同類油層進行層系組合，實現(xiàn)低滲透油層和高滲透油層的分采，減少層間干擾；同時，細分開發(fā)層系要能夠滿足油田正常生產(chǎn)的需要，具備單獨劃分一套層系的經(jīng)濟下限，層系調(diào)整要兼顧各類油層[9]。

2.1 分層系開發(fā)技術(shù)界限概念模型研究

2.1.1 概念模型的建立

根據(jù)實際研究區(qū)的地質(zhì)屬性參數(shù)及開發(fā)動態(tài)參數(shù)，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件，建立3層非均質(zhì)概念模型，包括上下兩個儲層和中間一個隔層，儲層厚度為10 m，隔層厚度為0.2 m；平面上，網(wǎng)格大小為5 m×5 m，平均滲透率為600 ×10-3μm2，孔隙度為0.28%。設(shè)計一注一采兩口井，油水井距為400 m。

2.1.2 滲透率級差界限研究

依據(jù)M油田的油層情況，層系內(nèi)滲透率級差是重組開發(fā)層系的關(guān)鍵參數(shù)。按照滲透率級差組合開發(fā)層系的思路，滲透率級差設(shè)計為 1.0，1.5，2.0，2.5，3.0，5.0，7.0，9.0，11.0，13.0，16.0，共 11 個方案，建立11個相應(yīng)的概念模型。每個方案各層滲透率與滲透率級差的關(guān)系見表1。

表1 各層滲透率與滲透率級差的關(guān)系

設(shè)計注水井注入量為120 m3/d，生產(chǎn)井產(chǎn)液量為120 m3/d，定液生產(chǎn)，預(yù)測各方案的采收率，得到不同滲透率級差下的采收率曲線（圖1）。

圖1 不同滲透率級差下的采收率

由圖1可以看出，隨著滲透率級差的增大，采收率整體呈下降趨勢，在滲透率級差為3時出現(xiàn)明顯的分界，當(dāng)滲透率級差小于3時，采收率緩慢下降，開發(fā)效果較好，當(dāng)滲透率級差大于3時，采收率迅速下降，開發(fā)效果較差。因此，在分層系開發(fā)過程中，每套開發(fā)層系內(nèi)的滲透率級差越小，開發(fā)效果越好，滲透率級差界限在3左右。

2.1.3 水淹程度級差界限研究

在油田注水開發(fā)過程中，儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致各儲層水淹程度不同。在高滲層中，儲層流體的流動性強，見水較快，水淹強度較高；反之，在低滲層中，儲層流體的流動性弱，見水較慢，水淹強度較弱。由于水的流動能力大于油的流動能力，含油飽和度越高，儲層流體的流動性越弱；含油飽和度越低，儲層流體的流動性越強。儲層間的含油飽和度級差越大，儲層流體流動能力差異也越大，開發(fā)效果越差。因此，為了保證分層系開發(fā)的效果，同一套開發(fā)層系間的含油飽和度級差應(yīng)保持在一定范圍內(nèi)。

在概念模型中，為了模擬實際地層的水淹情況，含油飽和度級差分別取 1.0，1.1，1.2，1.3，1.4，1.5，1.6，各方案的含水飽和度分布見表2。

表2 水淹程度界限劃分方案

設(shè)計注水井注入量為120 m3/d，生產(chǎn)井產(chǎn)液量為120 m3/d，定液量生產(chǎn)，預(yù)測各方案的采收率，得到不同含油飽和度級差下的采收率曲線（圖2）。

圖2 不同含油飽和度級差下的采收率

由圖2可以看出，隨著含油飽和度級差的增大，采收率整體呈下降趨勢，在含油飽和度級差為1.2時出現(xiàn)明顯的分界，當(dāng)含油飽和度級差小于1.2時，采收率緩慢下降，開發(fā)效果較好；當(dāng)含油飽和度級差大于1.2時，采收率迅速下降，開發(fā)效果較差。因此，在分層系開發(fā)過程中，每套開發(fā)層系內(nèi)的含油飽和度級差越小，開發(fā)效果越好，含油飽和度級差界限在1.2左右。

2.2 分層系增產(chǎn)策略可行性研究

渤海M油田投產(chǎn)初期，為節(jié)約投資成本，采取少井高產(chǎn)的開發(fā)策略，基本采用定向井大段合采的開發(fā)方式。隨著開發(fā)的持續(xù)深入，油田含水逐步上升，層間矛盾逐漸顯現(xiàn)出來，各個層段水淹不均，剩余油分布復(fù)雜。為提高油田開發(fā)效果，選取有代表性的4井區(qū)，建立油藏數(shù)值模擬模型，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料分析油田水淹狀況和剩余油分布規(guī)律，進一步研究分層系增產(chǎn)策略的可行性。

通過開展精細油藏數(shù)值模擬研究，得到4井區(qū)油藏剩余油飽和度分布（圖3）。可以看出，該井區(qū)幾個主力層之間的含油飽和度差異明顯，表明各層水驅(qū)狀況并不均勻，若繼續(xù)采用大段合采的方式，由于層間干擾的存在，必然造成部分層過早水淹，含水迅速上升，影響油田最終采收率。因此，為減小油井縱向上的層間矛盾，采取細分開發(fā)層系的策略勢在必行。根據(jù)前述概念模型的研究結(jié)果，考慮滲透率級差控制在3左右，結(jié)合水淹狀況和剩余油飽和度分布，含油飽和度級差也控制在合理范圍之內(nèi)，同時兼顧附近非主力層，使得每個層系內(nèi)都具有一定規(guī)模的儲量，以保證其產(chǎn)能和開發(fā)的經(jīng)濟性。推薦的層系組合如圖4所示。通過數(shù)值模擬對目前開發(fā)井網(wǎng)和分層系開發(fā)井網(wǎng)進行了方案預(yù)測，結(jié)果表明，細分層系開發(fā)能夠提高采收率 1.8%，累增油12.7×104t，增油效果比較明顯。因此，現(xiàn)階段對油田實施細分開發(fā)層系的增產(chǎn)策略來改善開發(fā)效果是必要且可行的。

圖3 渤海M油田4井區(qū)油藏數(shù)值模擬剩余油飽和度分布

圖4 渤海M油田4井區(qū)細分開發(fā)層系

3 礦場試驗及實施效果分析

在分層系增產(chǎn)策略可行性研究的基礎(chǔ)上，對渤海M油田4井區(qū)開展了調(diào)整井方案研究，提出了調(diào)整井分層系并壓裂的增產(chǎn)策略，進一步改善開發(fā)效果。根據(jù)設(shè)計的調(diào)整井井位分布和油藏地質(zhì)特點，篩選了其中的M17井進行先期礦場試驗。該井實施后，鉆遇油層厚度 40 m，含油井段縱向跨度較大，層間干擾嚴(yán)重。根據(jù)該井實鉆油藏情況，采用數(shù)值模擬方法進行了方案對比，結(jié)果表明，采取合采方案預(yù)計日產(chǎn)油100 m3，采取分層系方案預(yù)計日產(chǎn)油120 m3。根據(jù)分層系開發(fā)研究結(jié)果，目前射開第二套層系開發(fā)，射開厚度26 m，并對主力層進行了壓裂充填完井，實際日產(chǎn)油達150 m3，增產(chǎn)效果明顯，達到預(yù)期設(shè)計目的（圖5）。

圖5 渤海M油田調(diào)整井M17井開采曲線

4 結(jié)論與建議

（1）海上河流相斷塊油田由于儲層非均質(zhì)性的存在，隨著油田開發(fā)的進行，層間矛盾逐漸凸顯，通過細分層系開發(fā)，可以達到增產(chǎn)的目的。

（2）對于油田已開發(fā)區(qū)塊，細分層系開發(fā)需要綜合考慮滲透率級差、水淹程度級差等的影響。渤海 M油田的研究實踐表明，細分層系技術(shù)界限為：滲透率級差大于3，或含油飽和度級差大于1.2時，分層系開發(fā)增產(chǎn)效果明顯。

（3）應(yīng)根據(jù)各個斷塊的地質(zhì)特點及生產(chǎn)特征，深入開展其他井區(qū)的對應(yīng)增產(chǎn)策略研究，以期進一步提高油田的整體開發(fā)效果。

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