高含水砂巖老油田剩余油綜合分析及開發(fā)實踐

王有慧，鮑君剛，王呈呈，高益桁

（中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124010）

北布扎奇油田屬于哈薩克斯坦境內(nèi)的億噸級大型砂巖油田，為中石油海外市場中亞地區(qū)主力生產(chǎn)區(qū)塊之一。海外項目以快速收回成本、降低投資風(fēng)險為首要經(jīng)營目標(biāo)，油田開發(fā)初期注水工作相比產(chǎn)能建設(shè)滯后，致使注采系統(tǒng)嚴重失衡，油藏能量補充不足，地層壓力迅速降低，原油脫氣十分嚴重，油水黏度比逐年變大，注水開發(fā)“層間、層內(nèi)、平面” 三大矛盾尤為突出，剩余油分布高度零散差異富集。為扭轉(zhuǎn)注水開發(fā)老油田高含水、低采出程度、低效水驅(qū)開發(fā)的不利局勢，確保砂巖老油田持續(xù)合理高效開發(fā)，本課題針對高含水砂巖稠油油藏注水開發(fā)技術(shù)特點，運用綜合分析方法對注水稠油油藏開發(fā)中后期剩余油分布特征開展系統(tǒng)攻關(guān)，為海外中亞哈薩克斯坦高含水砂巖老油田二次開發(fā)綜合調(diào)整的成功提供可靠依據(jù)和有力技術(shù)支撐。

1 油田概況

哈薩克斯坦北布扎奇油田位于里海東北岸的布扎奇半島西北端，構(gòu)造位于烏斯丘爾特盆地西部，屬于烏斯丘爾特盆地西部，工區(qū)面積125.8 km2，含油層位為白堊系和侏羅系地層，屬于高孔高滲邊底水普通稠油砂巖油藏。

油田1996 年正式投入開發(fā)，2005 年進入快速上產(chǎn)階段，2006 年轉(zhuǎn)注水開發(fā)。截止到2018 年12 月，油田有采油井1 109 口，注水井386 口，平均單井日產(chǎn)油3.9 t/d，綜合含水率93%，采出程度8.6%。油田已進入高含水低效開發(fā)階段，受儲層非均質(zhì)性和原油黏度影響，注水開發(fā)平面波及方向性強，井間水竄現(xiàn)象嚴重，高含水老油田二次開發(fā)綜合調(diào)整剩余油分布研究已刻不容緩。

2 高含水砂巖油藏剩余油研究

2.1 物質(zhì)平衡剩余油飽和度確定

運用物質(zhì)平衡法確定剩余油飽和度。

根據(jù)容積法原理及油田剩余可采儲量公式整理得：

式 中，No為 地質(zhì)儲 量，104t；Np為累積 產(chǎn)油量，104t；Boi為原始地層原油體積系數(shù)；Bor為目前地層原油體積系數(shù)；Soi為原始含油飽和度；Sor為目前地下剩余油飽和度。

經(jīng)計算，油田目前白堊系和侏羅系油層剩余油飽和度分別為0.57、0.60。

2.2 測井綜合解釋水淹層識別

2.1.1 水淹層解釋方法及識別標(biāo)準 測井資料綜合解釋常用Archie 公式：

式中，Sw為地層含水飽和度；So為含油飽和度；Rw為地層水電阻率；Rt為地層電阻率；a、b、m、n為巖電實驗得出的巖性參數(shù)。

式中，Swb為水淹層含水飽和度；Rtb為水淹層電阻率；Sw為原狀地層含水飽和度；Rt為原狀地層水電阻率。

由式（6）可知，在儲層物性相同的情況下，含水飽和度升高，儲層的電阻率下降。因此，在水淹層解釋過程中可根據(jù)儲層電阻率變化情況（見表1）和生產(chǎn)產(chǎn)水率的大小（見表2）識別和定義不同水淹級別。

表1 水淹級別劃分電阻率變化參考標(biāo)準Table 1 Reference standard of division of flooded levels by resistiv ity changes

表2 水淹級別劃分標(biāo)準Table 2 Division standard of waterflooded levels

2.2.2 水淹層電性變化特征 對比區(qū)塊內(nèi)原始儲層和水淹層的電阻率變化特征，水淹層電性變化具有以下規(guī)律：水淹后儲層中、深側(cè)向電阻率與原始儲層電阻率相比都明顯降低，且中、深側(cè)向電阻率間的差值明顯；水淹后儲層中、深側(cè)向電阻率曲線都出現(xiàn)頂平現(xiàn)象；儲層水淹強度與儲層韻律層有關(guān)，一般儲層物性越好，水淹強度越高，電阻率值降低幅度越大；儲層物性相近，水淹后自然電位曲線（SP）幅度一般有變化。

2.2.3 水淹規(guī)律 統(tǒng)計解釋水淹層發(fā)現(xiàn)，層內(nèi)縱向上水淹強弱分布與儲層沉積韻律直接相關(guān)，即正韻律下部水淹級別高或整體水淹，反韻律上部水淹級別高，符合韻律物性好的層段水淹程度高。

2.3 動態(tài)綜合分析水淹圖繪制

運用動態(tài)綜合分析法繪制油藏水淹平面分布，研究剩余油分布規(guī)律[1-2]。

以油藏地質(zhì)特征研究為基礎(chǔ)，收集白堊系和侏羅系油藏油井和注水井的動、靜態(tài)資料，結(jié)合現(xiàn)場吸水、產(chǎn)液測試數(shù)據(jù)，按井組分析注采動態(tài)情況和水驅(qū)波及狀況，同時分析找堵水、調(diào)補層、固井質(zhì)量等資料，在此基礎(chǔ)上繪制油藏水淹平面圖。

研究結(jié)果表明，河道沉積、儲層物性好、井控制程度高的主體部位水淹程度較高，剩余油局部富集。

2.4 水流優(yōu)勢通道高滲竄流判別

由于長期注水開發(fā)，層間竄流現(xiàn)象嚴重，注采井間形成水流優(yōu)勢通道，受效油井高含水、高排液，致使注入水無效循環(huán)，油田長期處于低效水驅(qū)開發(fā)。利用水流優(yōu)勢通道高滲竄流判別法對區(qū)域水流優(yōu)勢通道進行概率統(tǒng)計，定量分析無效水流體積，并結(jié)合示蹤劑研究證實了水流優(yōu)勢通道分布真實可靠。

統(tǒng)計模擬區(qū)塊注水井波及區(qū)域的采油井小層水驅(qū)通道（每注入井平均通道數(shù)9 個），以生產(chǎn)井端小層含水率以及波及系數(shù)為標(biāo)準，識別竄流程度，劃分五個級別（見表3）。根據(jù)優(yōu)勢通道模擬結(jié)果顯示，目前油田平均含水率為93%，相對而言I、II 類通道是真正的無效循環(huán)的水驅(qū)通道，水驅(qū)波及系數(shù)低，僅為0.120～0.175，占據(jù)注水總量的51%，主力層位水淹狀況差異大，井間、層間、層內(nèi)存有大量剩余油，I、II 類水竄通道治理為措施調(diào)整的工作重點。

表3 竄流通道級別分級統(tǒng)計Table 3 Grading statistics of channeling levels

2.5 精細數(shù)值模擬剩余油定量描述

以儲層精細地質(zhì)建模研究為基礎(chǔ)，針對油藏主力開發(fā)區(qū)塊建立120 萬個網(wǎng)格結(jié)點的精細地質(zhì)模型，通過模擬區(qū)塊油水井實際注采，擬合油井射孔、壓力、產(chǎn)量，再現(xiàn)油藏生產(chǎn)動態(tài)歷史，分析不同時間、不同區(qū)域油藏平面剩余油分布特點及規(guī)律以及縱向上剩余油分布特點及規(guī)律（見圖1），直觀地反映注入水和邊底水侵入方向、層位與速度，準確量化油藏剩余儲量分布[5]。

3 剩余油分布特征

通過上述綜合分析方法對高含水砂巖老油田剩余油分布進行研究，認為北布扎奇油田注水開發(fā)現(xiàn)階段剩余油分布具有以下特征[6-9]：

（1）平面分布特征。水驅(qū)控制程度較高區(qū)域，沉積相以水下分支流河道和河道間為主，儲層物性好，水驅(qū)動用程度高，水淹嚴重，個別注采井間存在舌狀突進現(xiàn)象；油水井分布較少區(qū)域，水驅(qū)控制程度較低，剩余油相對富集；油藏邊部油水過渡帶附近直井開發(fā)難動用，剩余油潛力較大。

（2）縱向分布特征。受儲層非均質(zhì)性影響，層間、層內(nèi)矛盾突出，注入水易形成單層突進，致使縱向吸水動用差異較大。由數(shù)值模擬和動態(tài)分析結(jié)果可知，層間、層內(nèi)儲層物性好，油層厚度大的主力層優(yōu)先吸水排液，形成油水運動通道，表現(xiàn)為水淹程度相對較高，剩余油飽和度較低；注水開發(fā)采出程度不斷提高，油藏邊底水持續(xù)侵入，多造成油藏底部及邊水發(fā)育生產(chǎn)層位強水淹，剩余油飽和度低。

圖1 油藏平面剩余油和縱向剩余油的分布特點和規(guī)律Fig.1 Distribution characteristics and regularity of plane remaining oil and vertical remaining oil in reservoirs

4 開發(fā)調(diào)控對策

結(jié)合注水開發(fā)矛盾和剩余油差異富集特點，開發(fā)調(diào)整由單元整體向局部和井組轉(zhuǎn)移，遵循注采調(diào)整與綜合治理相結(jié)合的調(diào)控思想，提出優(yōu)化注采井網(wǎng)、注水方式和注采結(jié)構(gòu)等挖潛剩余油技術(shù)對策，明確高含水砂巖老油田二次開發(fā)調(diào)整方向。

4.1 注采井網(wǎng)調(diào)整

4.1.1 井網(wǎng)完善 提出油井轉(zhuǎn)注，部署新井完善注水開發(fā)井網(wǎng)，提高平面水驅(qū)波及范圍。根據(jù)數(shù)模理論計算表明，當(dāng)注采井網(wǎng)不完善井，缺乏邊井和角井，井間存在大量剩余油，想要提高平面波及系數(shù)，必須完善對應(yīng)的井網(wǎng)，最終提高井組水驅(qū)控制程度。 針對X 區(qū)不完善注采井網(wǎng)進行綜合調(diào)整。調(diào)整前，侏羅系油藏共有7 個完善的注采井組，而白堊系油藏沒有完善的注采井組；調(diào)整后，侏羅系油藏有完善井組27 個，白堊系油藏有完善井組25 個。

4.1.2 井網(wǎng)抽稀重構(gòu) 針對油藏主體部位白堊系和侏羅系油藏同時發(fā)育區(qū)域，提出縱向疊置平面交錯開發(fā)兩套層系立體井網(wǎng)結(jié)構(gòu)設(shè)計，125 m 加密井網(wǎng)抽稀重構(gòu)形成兩套176 m 井網(wǎng)，將白堊系和侏羅系油藏分層開發(fā)，如圖2 所示，有效提高儲量動用狀況。據(jù)此選取VI 區(qū)井網(wǎng)抽稀重構(gòu)井組8 個開展先導(dǎo)試驗，預(yù)測階段提高采出程度2.9%。

圖2 井網(wǎng)抽稀重構(gòu)示意Fig.2 Schematic diagram of well pattern thinning and reconstruction

4.1.3 井網(wǎng)轉(zhuǎn)換 針對油田局部注水開發(fā)井組高含水、高采出程度的“雙高”井組，提出反九點轉(zhuǎn)五點井網(wǎng)設(shè)計，通過改變液流方向，進一步提高波及體積，如圖3 所示。2012 年VI 區(qū)南部實施反九點轉(zhuǎn)五點井網(wǎng)井組8 個，井網(wǎng)轉(zhuǎn)換后注水井?dāng)?shù)增加一倍，實現(xiàn)階段提高采出程度2.3%。

圖3 數(shù)值模擬方法演化井網(wǎng)轉(zhuǎn)換井組水驅(qū)波及動用狀況Fig.3 Waterflood conformance and producing status evolved by numerical simulation for well pattern conversion

4.2 注采方式優(yōu)化

4.2.1 分層注水 分層及細分層注水，優(yōu)化儲層縱向差異，增加吸水動用厚度，提高水驅(qū)動用程度。油藏開發(fā)過程中，特別是縱向上多套油層發(fā)育的油藏，分層注水的有效應(yīng)用使注水井的分注率和利用率得到很大的提高，對高含水期砂巖油藏，可以有效的在層間進行調(diào)控，使層間矛盾得到有效的緩解，提高縱向動用程度，恢復(fù)地層壓力，達到穩(wěn)油控水的效果，從而提高經(jīng)濟效益。油田分注后，吸水動用程度得到提高，井組含水有效控制,產(chǎn)油量增加，油田136 口分注井實施有效率達85.3%。

4.2.2 化學(xué)調(diào)剖 化學(xué)劑從注水井注入高滲透層段內(nèi)，通過化學(xué)劑的吸附、動力捕集、物理堵塞等作用，大大降低高滲層的水相滲透率，調(diào)整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系數(shù)，改善注水開發(fā)效果，提高原油產(chǎn)量[10-14]。本油田長時間注水開發(fā)造成儲層和注采之間矛盾加劇，化學(xué)調(diào)剖可有效改善儲層及注采之間的矛盾。目前本油田實施的化學(xué)調(diào)剖堵水主要分為兩類，一是化學(xué)分注，解決白堊系和侏羅系層間非均質(zhì)性矛盾；二是層內(nèi)調(diào)剖，解決侏羅系厚層油藏層內(nèi)非均質(zhì)性矛盾。2018年11 月-2019 年2 月，油田現(xiàn)場實施10 個化學(xué)調(diào)剖井組，目前階段累積增油22 911.9 t，取得了較好增油效果。

4.3 注采動態(tài)調(diào)配

優(yōu)化注采結(jié)構(gòu)，抑制強驅(qū)，強化弱驅(qū)，提高井組注水利用率。針對低效注水開發(fā)井組，提出油水井聯(lián)動調(diào)控思想，采取“動態(tài)調(diào)配注水與優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)”兩步走的注采調(diào)配對策，優(yōu)化井組注采流線分布，從而提高注水效率（見圖4）。

圖4 注采動態(tài)調(diào)配井組流線優(yōu)化分布示意Fig.4 Schematic diagram of streamlined distribution of dynamic adjustment injectors and producers

以NB43 注水井區(qū)為例，注采調(diào)配結(jié)果如圖5 所示，周圍油井中，NB618-3 井和NB632-2 井為高耗水區(qū)，水驅(qū)無效循環(huán)嚴重。通過對NB43 井提高注入量和高耗水區(qū)油井降液減少無效循環(huán)，低耗水區(qū)油井提液增加有效動用的油水井聯(lián)動調(diào)控方法后，隨著井組產(chǎn)液量的提高，日產(chǎn)油由15 t 上升到23 t，井組注采流線分布逐漸均勻，注采結(jié)構(gòu)調(diào)整取得較好效果。

圖5 NB43 井組動態(tài)調(diào)配前后水流優(yōu)勢通道分布Fig.5 Distribution of dominant channel in NB43 well area before and after dynamic allocation

5 結(jié) 論

（1）研究成果為北布扎奇油田注水開發(fā)后期二次開發(fā)調(diào)整明確了方向，油田現(xiàn)場開展注采井網(wǎng)調(diào)整、注采方式優(yōu)化、注采動態(tài)調(diào)配等剩余油挖潛開發(fā)調(diào)控對策，取得顯著增油效果。

（2）對于高含水期砂巖稠油油藏低效開發(fā)階段的剩余油分布規(guī)律的研究，運用單一方法具有很大局限性，應(yīng)用多種方法等技術(shù)手段進行綜合分析和預(yù)測，可得到較為準確、客觀的預(yù)測結(jié)果。

（3）在剩余油分布研究中，采用的物質(zhì)平衡法、測井綜合解釋、動態(tài)綜合分析、優(yōu)勢通道識別、精細數(shù)值模擬等研究方法對于探索出一套解決高含水砂巖老油田剩余油綜合分析的有效方法具有普遍指導(dǎo)意義，為老油田注水二次開發(fā)調(diào)整提供可靠依據(jù)和有利技術(shù)支撐。