深海濁積砂巖油田高效注水策略及實踐

苑志旺，楊 莉，楊寶泉，張迎春，陳 筱

1.中國地質(zhì)大學（北京）能源學院，北京 海淀 100083；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 朝陽 100028；3.中海油研究總院有限責任公司，北京 朝陽 100028

引言

20 世紀90 年代以來，在北美墨西哥灣盆地、南美坎波斯盆地、西非尼日爾三角洲及中國南海等區(qū)域，先后發(fā)現(xiàn)了以深海濁積砂巖儲層為主的巨型油氣田，深海濁積儲層油氣藏現(xiàn)已成為油氣勘探開發(fā)的熱點之一[1]。下剛果盆地和尼日爾三角洲盆地是深海濁積儲層油氣藏勘探開發(fā)的焦點區(qū)域，被國內(nèi)外學者深入研究，研究領(lǐng)域涵蓋了沉積機制[2-3]、沉積模式[3-4]、沉積特征及演化規(guī)律[1]、水道分布及構(gòu)型特征[5-7]、連通模式及連通性[8-9]等方面。

深海油田單井鉆完井費用達近億美元，作業(yè)成本高，通常采用“少井高產(chǎn)”的開發(fā)策略和注水保壓自噴生產(chǎn)的開發(fā)方式。此外，受限于深海工程設(shè)施，油田后期調(diào)整受限。因此，針對深海濁積砂巖儲層油藏，在受限的工程設(shè)施條件下如何立足現(xiàn)有井網(wǎng)實現(xiàn)“低成本”的高效快速開發(fā)是保障深海油田經(jīng)濟效益最大化的關(guān)鍵點。目前，大量注水方法的研究成果主要集中在陸上或淺水的常規(guī)砂巖[10-12]、碳酸鹽巖[13-17]和低滲透等油藏類型[18-19]，而對于深海濁積砂巖類型油藏僅限于含水上升機理及變化規(guī)律方面[20-21]，對受深海作業(yè)成本和工程設(shè)施限制下的高效注水以及控堵水方法的研究很少。因此，本文以尼日爾三角洲盆地典型的深海濁積儲層油田AKPO 油田為研究目標，立足于深海濁積水道和朵葉的儲層特征以及注采井組間砂體的連通方式，在不同開發(fā)階段提出了適宜深海油田“低成本”的高效注水及控堵水方法：基于注采井組間砂體的連通方式，在無水采油期階段應用以“控制壓力”為重點的注水強度優(yōu)化方法；基于儲層沉積類型，在中低含水階段應用以“提高波及”為重點的注水強度優(yōu)化方法；在高含水階段，應用適宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法。上述深海濁積砂巖油藏高效注水及控堵水方法應用于AKPO 油田，指導油田實現(xiàn)“低成本”穩(wěn)油控水，連續(xù)多年高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

1 研究區(qū)概況

AKPO 油田位于尼日爾三角洲盆地，屬于被動大陸邊緣型盆地。油田范圍內(nèi)水深1 200～1 500 m，開發(fā)的重點含油層中新統(tǒng)阿格巴達組是整體海退環(huán)境下形成的深海濁積碎屑巖儲層，它不僅是工程意義上的深海區(qū)，也是地質(zhì)意義上的深海沉積[20]。油田儲層具有良好的物性特征，是中孔高滲儲層，地層原油為高揮發(fā)油，地飽壓差2.0 MPa。油田于2009 年投產(chǎn)，采用“少井高產(chǎn)”的布井策略，平均井距1 500～2 000 m，采用注水保壓的開發(fā)方式油井自噴生產(chǎn)，油井的平均日產(chǎn)油量高達2 000 m3，油田年產(chǎn)油量達千萬方，于2012 年初油井出現(xiàn)注水突破。由于深海油田作業(yè)成本高、工程設(shè)施改造費用高，在陸上或淺水油田常用的諸如調(diào)剖、化學堵水以及油井轉(zhuǎn)注等措施，很難在深海油田經(jīng)濟有效實施，因此，迫切需要研究一套適合深海濁積砂巖儲層油藏的“低成本”高效注水及控堵水方法。

2 深海濁積儲層特征及連通類型

2.1 深海濁積儲層特征

AKPO 油田儲層主要由深海濁積水道體系和朵葉體系構(gòu)成，其上部儲層發(fā)育水道體系，下部發(fā)育朵葉體系，儲層整體發(fā)育較好。

（1）濁積水道儲層特征

受沉積環(huán)境和沉積水動力影響，AKPO 油田Z油組主要發(fā)育半限制性水道體系，其內(nèi)部發(fā)育多期復合水道，復合水道以縱向疊加形式為主，同時存在側(cè)向遷移，見圖1。

圖1 濁積水道體系平面展布圖Fig.1 The plane distribution of turbidite channel system

受縱向侵蝕作用影響，晚期水道疊置并局部下切于早期水道之上，形成下切連通，同時復合水道間發(fā)育不穩(wěn)定泥巖隔層，層間連通關(guān)系復雜。水道儲層整體呈條帶狀展布，同時受側(cè)向遷移作用，復合水道橫向相變快。

儲層巖芯呈褐色，含油，以中--粗砂為主，分選較好，巖石礦物以石英和長石為主，單期復合水道儲層厚度多在10～30 m，巖芯平均孔隙度為24.9%，平均滲透率達1 600 mD，儲層品質(zhì)整體較好。

（2）濁積朵葉儲層特征

對于研究區(qū)深海濁積扇，濁積朵葉體系發(fā)育在水道體系之下，由多期復合朵葉疊置而成，復合朵葉由多期單一朵葉通過縱向疊置，平面拼接而成，整體呈席狀連片展布，其上部常發(fā)育侵蝕性水道，可分為砂質(zhì)充填水道和泥質(zhì)充填水道，見圖2。

圖2 濁積朵葉體系平面展布圖Fig.2 The plane distribution of turbidite lobe system

朵葉儲層的巖芯呈黃色，以中--細砂為主，分選性中等，石英和長石為礦物的主要成分。儲層物性好，以中孔、中高滲為主，巖芯孔隙度為22.5%，平均滲透率為880 mD，儲層均質(zhì)性好于水道儲層。朵葉儲層厚度穩(wěn)定且分布范圍廣，井點鉆遇復合朵葉儲層厚度多在10～40 m，儲層連通性好。朵葉側(cè)緣儲層逐漸變差，以細砂巖為主，并夾泥巖，巖性不均一，多見砂泥巖薄互層。

2.2 注采井組間砂體連通方式

受沉積環(huán)境和水動力作用，濁積儲層垂向切疊，側(cè)向擺動頻繁，導致儲層內(nèi)部連通關(guān)系復雜，因此厘清儲層內(nèi)部連通關(guān)系，對明確注采井組間連通性、生產(chǎn)動態(tài)分析以及措施優(yōu)化調(diào)整等方面具有指導作用。

以深海濁積砂巖儲層的沉積模式為指導，綜合井點、地震、測試及生產(chǎn)動態(tài)等多種信息，采用井點標定、地震追蹤的方法，刻畫注采井組間不同期次砂體的連通方式。以此為基礎(chǔ)，將油田注采井組劃分為同層連通型、跨層連通型和復合連通型3 類，見圖3。

圖3 注采井組間儲層連通方式Fig.3 Reservoir connection mode between injector and its corresponding producer

（1）同層連通型

采油井與其對應注水井的完井段處在同一期次砂體（水道或朵葉），通過同期砂體的橫向連通實現(xiàn)注采受效，如井組I-2--P-12I-7，完井段均處于Z6 砂體，從測井井點上看出泥巖隔夾層厚度小、分布范圍小，地震剖面顯示砂體穩(wěn)定連續(xù)分布。該類型中，由于同一期次砂體（水道或朵葉）內(nèi)部儲層發(fā)育且均質(zhì)性較好，穩(wěn)定連續(xù)分布，泥巖隔夾層厚度小且分布范圍有限，儲集體整體連通性好，見圖4。

（2）跨層連通型

采油井與其對應注水井在不同期次的水道內(nèi)進行完井生產(chǎn)，晚期水道通過縱向或側(cè)向局部下切，與早期水道砂體搭接，形成局部連續(xù)砂體，注采井間通過異期水道的跨層局部搭接形成連通，如井組I-7P-9I-6?？鐚哟罱訁^(qū)砂體連續(xù)性較差，多呈斷續(xù)分布特征，泥巖隔夾層較為發(fā)育，連通性相對較弱，見圖5。

（3）復合連通型

采油井與對應注水井的注采連通方式兼具同層連通型和跨層連通型，即注采井完井層段既有同期次砂體（水道或朵葉）連通，也存在不同期次砂體（水道或朵葉）跨層搭接連通，如井組I-1，P-7 和I-2。兩種受效方式并存，注采井間連通性介于同層連通型和跨層連通型，整體連通性較好，見圖6。

圖4 同層連通型典型井組井震剖面（I-2P-12--I-7）Fig.4 Logging and seismic characteristics of typical same layer connected well group（I-2--P-12--I-7）

圖5 跨層連通型典型井組井震剖面（I-7P-9I-6）Fig.5 Logging and seismic characteristics of typical cross layer connected well group（I-7P-9--I-6）

圖6 復合連通型典型井組井震剖面（I-1P-7I-2）Fig.6 Logging and seismic characteristics of typical composite connected well group(I-1P-7--I-2)

3 無水期注水策略（基于注采連通方式的注水強度優(yōu)化方法）

深海油田作業(yè)成本高，基于注采井組間的連通方式，在無水期階段分類制定“低成本”的高效注水方式，形成了以“控制壓力”為重點的注水強度優(yōu)化方法，指導油田合理高速開發(fā)，實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化。

3.1 同層連通型井組超壓注水方法

由于同層連通型注采井組的完井段處于同期次砂體內(nèi)，井間儲層連續(xù)性好，注水受效快，油井壓力處于較高水平。此外，單期次砂體（水道或朵葉）儲層物性相對較均質(zhì)，從時移地震解釋的水驅(qū)情況來看，水驅(qū)前緣呈整體推進（圖7，其中，紅色和黃色區(qū)域表示水驅(qū)區(qū)域）。因此，提高產(chǎn)量不會導致油井提前見水。

為了克服地飽壓差小、最大限度地釋放油井產(chǎn)能，該類型井組在安全注入壓力允許范圍內(nèi)采用了超壓注水技術(shù)即通過提高對應注水井注水量（也就是注采比），將井組的地層壓力升至較高水平，通?？梢赃_到原始地層壓力的1.1 倍，也就是在不降低井底流壓的條件下，增大了油井的生產(chǎn)壓差，提高了油井產(chǎn)量，見圖8。

圖7 時移地震監(jiān)測P-2 與I-4 井組間水驅(qū)波及區(qū)域Fig.7 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well groups P-2 and I-4

從圖8 可以看出，注水井增注使油井的地層壓力從29.1 MPa 提高到31.2 MPa，提高了油井的生產(chǎn)壓差，最大限度地發(fā)揮了油井產(chǎn)能，實現(xiàn)油田高速開發(fā)。

圖8 P-2 井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.8 Production performance curve of Well P-2

3.2 跨層連通型井組欠壓注水方法

跨層連通注采井組的完井段位于不同期次砂體內(nèi)，由于不同期次砂體的搭接區(qū)域儲層的連續(xù)性較差，連通能力較弱，使得注水受效較慢，井底流壓保持較低水平。此外，不同期次砂體間儲層物性存在一定差異，使得井組間儲層的非均性增強，從時移地震監(jiān)測P-9 與I-6 井組間水驅(qū)波及范圍來看，水驅(qū)前緣呈凸形推進，如圖9 所示。因此，該類井組不宜提高產(chǎn)油量和注水量，否則會導致油井的快速水竄。

圖9 時移地震監(jiān)測P-9 與I-6 井組間水驅(qū)波及范圍Fig.9 Water flooding area of time-lapse seismic monitoring between well group P-9 and I-6

為了延長該類油井的無水采油期，該類型井組采用了欠壓注水技術(shù)即通過降低對應注水井注水量（也就是注采比），油井的地層壓力保持在較低水平，因此，在保持井底流壓不變的條件下，降低了油井的生產(chǎn)壓差，減緩了非均質(zhì)區(qū)域水驅(qū)前緣的凸進速度，延長了油井無水采油期，如P-9 井生產(chǎn)動態(tài)曲線（圖10）所示，該井從2010-12 到2012-04，地層靜壓雖有波動，但基本保持在一定水平，而產(chǎn)油量基本保持不變。

圖10 P-9 井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.10 Production performance curve of Well P-9

3.3 復合連通型井組保壓注水方法

復合連通型注采井組兼具同層連通型和跨層連通型兩類注采井組注采連通特征、受效方式以及水驅(qū)前緣的推進特征。

兼顧發(fā)揮同層連通最大產(chǎn)能和延緩跨層連通水竄速度，該類型井組采用了保壓注水技術(shù)即通過保持注采平衡注水，使得油井的地層壓力保持在初始水平。因此，該技術(shù)不僅釋放了同層連通層的最大產(chǎn)能，又不易導致跨層連通的水驅(qū)前緣推進速度過快，保證了該類油井的開發(fā)效果，詳見圖11。

圖11 P-7 井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.11 Production performance curve of Well P-7

4 中低含水期注水策略（基于儲層沉積類型的注水強度優(yōu)化方法）

依據(jù)油井見水后的含水上升曲線特征將其劃分為亞凸型、亞S 型和亞凹型3 種類型[20]，如圖12所示。

圖12 中，對應的井組間砂體的連通方式分別為：同層連通型、復合連通型和跨層連通型。通常在含水上升和產(chǎn)量遞減較快階段實施注水強度優(yōu)化，根據(jù)以上3 類油井見水后含水上升形態(tài)和產(chǎn)量遞減規(guī)律，確定其優(yōu)化時機分別為7%～15%，18%～36%和28%～48%[20]。

圖12 亞凸型、亞S 型和亞凹型油井見水后含水上升形態(tài)Fig.12 Water cut rising form of sub-convex,sub-S and sub-concave producers after water breakthrough

揮發(fā)油在地層條件下，原油黏度低、驅(qū)油效率高，油井見水后優(yōu)化注水的重點是提高水驅(qū)波及系數(shù)。受限于深海作業(yè)成本和工程設(shè)施，依據(jù)油井儲層沉積特征，提出了依靠水動力學方法來改善水驅(qū)波及系數(shù)，即水道儲層注采井組采用周期注水提高縱向波及系數(shù)；朵葉儲層注采井組采油改變液流方向提高平面波及系數(shù)。

4.1 水道儲層油井見水后的周期注水方法

縱向疊置的多期次水道間存在較強的非均質(zhì)性，傳統(tǒng)的注水方式將使注入的水沿高滲透率水道迅速突進，因此高滲透水道較早見水。由于在低滲透水道中注入水受到較大的滲流阻力，因此在低滲水道中注入水推進緩慢。因此，較高滲透率水道注水突破之后，低滲透率水道中的水驅(qū)前端還遠未驅(qū)替到油井底部。為了均衡多期次水道間水驅(qū)波及狀況，應用改善縱向波及的周期性注水強度優(yōu)化技術(shù)，即間歇性地調(diào)整注水強度使得儲層中產(chǎn)生不穩(wěn)定壓力場，引起不同期次水道間的快速油水交換再分配，從而實現(xiàn)了提高縱向多期水道的波及系數(shù)，達到了水道間水驅(qū)均衡的效果。例如，油井P-7 與注水井I-1 儲層類型為濁積水道，注采井組間連通類型為復合連通型，見水后含水上升形態(tài)呈現(xiàn)亞S型，為減慢含水上升速度和延緩產(chǎn)量遞減，該類井在中含水階段含水上升加快，對應注水井的注水強度周期性調(diào)整，增加縱向多期次水道儲層的波及系數(shù)，P-7井產(chǎn)油量月遞減率由4.4%降至1.8%，注水優(yōu)化效果明顯，如圖13 所示。

圖13 P-7 與I-1 注采井組生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.13 Production performance curve of well group P-7 and I-1

4.2 朵葉儲層油井見水后改變驅(qū)替方向的注水方法

朵葉主體儲層厚度穩(wěn)定，分布寬，具有較好的均質(zhì)性，因此水驅(qū)前緣平行推進，油井見水后多呈現(xiàn)為亞凸型，即含水上升快、產(chǎn)量遞減快。

對于朵葉儲層油藏，應用以提高“平面”波及為重點的注水強度優(yōu)化技術(shù)，即通過調(diào)整某些注水井注水強度或油井的采油強度，改變注入水的驅(qū)替方向，增加平面水驅(qū)波及面積，從而提高了油層中注入水的波及效率。

例如，注采井組的采油井P-2 和注水井I-4，儲層類型為朵葉。P-2 井見水后，含水呈亞凸型迅速上升。為降低油井含水上升速度，在見水初始階段關(guān)停注水井I-4，并調(diào)節(jié)I-3 井注水強度使其流向P-2 井（I-3 與I-4 井注水動態(tài)曲線見圖14b），從而提高平面波及面積。

優(yōu)化注水的效果反映在P-2 井的井生產(chǎn)動態(tài)曲線（圖14a）上。在優(yōu)化注水階段，P-2 井產(chǎn)油量月遞減率從8.6%減緩至1.6%，措施效果明顯。

圖14 P-2、I-3 與I-4 注采井組生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.14 Production performance curve of well group P-2,I-3 and I-4

5 高含水期開采策略（深海油田“低成本”分段控堵水方法）

5.1 基于智能完井的分段控水方法

智能完井系統(tǒng)通過在開發(fā)井中安裝傳感器，實時動態(tài)獲取井下生產(chǎn)的數(shù)據(jù)，分析井下生產(chǎn)狀況，從地面操控配備在井下的流量控制設(shè)備，達到對井下生產(chǎn)或注入進行動態(tài)實時管理目的。應用智能完井開采多油層油藏，既可采多層又可單獨開采某一油層，避免層間干擾、優(yōu)化油井生產(chǎn)。因此，在深海油田應用智能完井可以最大程度地降低起下油井管柱的作業(yè)費用與開發(fā)風險，實現(xiàn)“低成本”下的分段控水穩(wěn)油。

對于縱向上發(fā)育多期疊置水道儲層油藏，設(shè)計采用定向井開發(fā)鉆穿多期水道實現(xiàn)縱向上的有效動用。由于多期水道間儲層物性、壓力系統(tǒng)的差異，生產(chǎn)過程中存在層間干擾的風險。為此，設(shè)計應用智能完井，實現(xiàn)分段控制開發(fā)，避免層間干擾。例如油井P-8 為定向井，采用智能完井方式縱向開發(fā)兩套含油層段U 和L，其生產(chǎn)動態(tài)曲線見圖15。

圖15 P-8 井組生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.15 Production performance curve of Well P-8

在投產(chǎn)初期油井產(chǎn)水，利用完井只能確定L 段見水，在含水率較低階段，兩段合采層間干擾較小。隨著L 段含水率不斷上升產(chǎn)油量遞減較快，且產(chǎn)油量貢獻比例不斷減小，同時對U 段干擾不斷加大。為此，應用智能完井關(guān)閉L 段，打開未見水U 段，在不放大油嘴的條件下，U 段產(chǎn)油量有了明顯提升，實現(xiàn)了對U 段的高效開發(fā)。

5.2 基于時移地震的分段機械堵水方法

封堵產(chǎn)水層是降低操作成本和增加產(chǎn)油量的便捷途徑之一，由于機械堵水具有工藝簡單、成本低、見效果快等優(yōu)勢而被廣泛應用。機械堵水通過使用封隔器及其配套的控制工具封堵高含水油層，避免油層間的相互干擾或調(diào)整平面水驅(qū)油方向，最終實現(xiàn)增加產(chǎn)油量、減少產(chǎn)水量和提高注水利用率。

深海油田單井測試費用高，AKPO 油田很難對高含水油井逐井進行生產(chǎn)剖面測試。為此，通過采集時移地震，“低成本”實現(xiàn)目標油藏所有注采井組中水驅(qū)前緣推進位置、水驅(qū)波及范圍以及油井水淹層段有效監(jiān)測，大大降低了深海油田生產(chǎn)剖面測試費用。在確定高含水油井水淹層段后，使用封隔器及配套控制工具封堵高含水層段，有效控制產(chǎn)水層段對產(chǎn)油層的干擾，高效開發(fā)低含水層或未產(chǎn)水層，提高油井產(chǎn)油量。

以P-2 井為例，該井在2018-07 含水已達60%，時移地震解釋結(jié)果顯示，P-2 與對應注水井I-4 井間水驅(qū)波及較均勻，整體呈穩(wěn)定連續(xù)推進且水驅(qū)前緣已至P-2 井趾端，見圖16。因此，現(xiàn)場對P-2 井水淹中段實施機械堵水，堵水后，該井含水率降至20%～30%，產(chǎn)油量增加400 m3/d，見圖17，堵水效果較好。

圖16 時移地震顯示I-4 井水驅(qū)波及特征Fig.16 Time-lapse seismic show the waterflooding sweep characteristics of I-4

圖17 堵水后P-2 井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.17 Production performance curve of Well P-2 after water shutoff

應用上述在無水采油期、中低含水期以及高含水期等階段實施高效注水及及控堵水方法，支撐了AKPO 油田連續(xù)多年采油速度保持5.0%以上高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。截至2019-12，油田采出程度已達48%，預測油田的采收率達到53%，取得了較好的開發(fā)效果。同時，該套高效注水及控堵水方法對于同類深海濁積砂巖油田具有指導和借鑒作用。

6 結(jié)論

（1）在無水采油期階段，基于注采井組的連通類型提出了以“控制壓力”為重點的注水強度優(yōu)化方法，實現(xiàn)井組的分級配產(chǎn)配注。

（2）在中低含水階段，根據(jù)深海濁積儲層沉積類型，提出了以提高“波及”為重點的注水強度優(yōu)化方法：依靠水動力學方法來改善水驅(qū)波及系數(shù)，水道儲層注采井組采用周期注水提高“縱向”波及系數(shù)；朵葉儲層注采井組應用改變液流方向提高“平面”波及系數(shù)。

（3）在高含水階段，提出適宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法，即利用智能完井的分段控水和應用時移地震的分段機械堵水方法，實現(xiàn)深海油田經(jīng)濟有效的控堵水。

（4）經(jīng)AKPO 油田實踐表明，該套高效注水及控堵水方法簡單易行、經(jīng)濟有效，可以指導同類深海油田的注水優(yōu)化。