羅義科，張俊廷，張彩旗，屈繼峰，趙大林，方舟

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

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渤海稠油注水開發(fā)油田提高采收率技術研究

羅義科，張俊廷，張彩旗，屈繼峰，趙大林，方舟

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

NB35-2油田北區(qū)為渤海典型的注水開發(fā)稠油油藏，由于原油黏度大，隨著不斷開發(fā)，該油田出現(xiàn)含水上升速度快、層間動用不均衡、存在大量低產(chǎn)低效井及關停井等問題。針對存在問題，通過對動靜態(tài)資料分析，結合剩余油分布規(guī)律開展精細注水研究、弱凝膠調(diào)驅(qū)研究，旨在改善注水井吸水剖面，控制高滲層注入水突進，增加中低滲透層儲量動用程度，減緩油田含水上升速度；同時利用新的鉆完井技術——大曲率中短半徑側鉆，對NB35-2油田低產(chǎn)井及關井進行側鉆研究，實現(xiàn)投入成本降低，產(chǎn)量及經(jīng)濟效益的提升。通過多種技術方法成功應用，NB35-2油田增加可采儲量43.58×104m3，提高采收率2.2%。在低油價寒冬下為海上稠油油田提高原油采收率研究提供了寶貴的經(jīng)驗和方法，具有一定的指導和借鑒意義。

稠油油藏；精細注水；弱凝膠調(diào)驅(qū)；大曲率中短半徑側鉆；提高采收率；渤海油田

隨著國際油價的持續(xù)低迷，中高含水期老油田的開發(fā)面臨著嚴峻的挑戰(zhàn)，如何在低成本投入的前提下，使油田得到合理高效的開發(fā)以提高經(jīng)濟效益，是石油工作者一直思考的問題。礦場實際生產(chǎn)資料表明，中高含水期老油田普遍存在的問題是：儲層縱向及平面動用不均勻，注入水或邊水呈指進方式進行驅(qū)油，導致剩余油在局部區(qū)域富集，同時已有的水驅(qū)開發(fā)方式無法滿足生產(chǎn)需求，高滲通道得不到有效改善，影響油田開發(fā)效果。通過調(diào)研分析，針對注水開發(fā)油田存在的問題，主要通過優(yōu)化注水[1～3]、弱凝膠調(diào)驅(qū)[4～7]、側鉆井研究[8～10]等技術手段來改善油田開發(fā)效果。但由于海上油田受平臺空間限制，鉆井費用、操作費用遠高于陸上油田，因此導致陸上油田采用的技術方法無法直接在海上油田進行應用，海上油田需要在實踐中形成適合海上油田開發(fā)的技術手段。

筆者以渤海稠油注水開發(fā)油田NB35-2油田為例，通過分析，NB35-2油田由于原油黏度大，隨著不斷開發(fā)，該油田出現(xiàn)含水上升速度快、層間動用不均衡、存在大量低產(chǎn)低效井及關停井等問題。為了改善油田開發(fā)效果，NB35-2油田通過精細注水技術、弱凝膠調(diào)驅(qū)技術和大曲率中短半徑側鉆技術，通過不斷探索和應用，油田開發(fā)效果得到改善，形成了具有海上特色的開發(fā)技術體系。

通過對NB35-2油田動靜態(tài)資料分析，開展精細注水研究和弱凝膠調(diào)驅(qū)研究，旨在改善注水井吸水剖面，控制高滲層注入水突進，增加中低滲透層儲量動用程度，減緩油田含水上升速度；同時通過與鉆完井工藝技術相結合，利用新的鉆完井技術——大曲率中短半徑側鉆，對NB35-2油田低產(chǎn)低效井及關停井進行側鉆研究，在充分利用老井井眼及軌跡的前提下實現(xiàn)投入成本的降低，同時達到挖潛剩余油、提高油田開發(fā)效果，實現(xiàn)效益的提升。

1　油田概況及存在問題分析

1.1油田概況

NB35-2油田位于渤海中部海域，渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，南以臺階式節(jié)節(jié)下掉的斷層向渤中凹陷過渡，西以斷層向南堡凹陷過渡，北以斜坡向秦南凹陷傾沒。NB35-2油田整體是一個復式鼻狀構造，油田范圍內(nèi)受斷層和南北斜坡帶共同影響，分割為南區(qū)和北區(qū)。NB35-2油田北區(qū)為注水開發(fā)油田，截至2016年6月底，北區(qū)油田累計產(chǎn)油196.48×104m3，日產(chǎn)油水平為400m3，綜合含水率85.0%，采油速度0.6%，采出程度10.0%。

1.2油田存在問題

NB35-2油田北區(qū)由于原油黏度大，投產(chǎn)后油田含水上升快，油田投產(chǎn)初期含水率達到30%，投產(chǎn)8個月后含水率達到60%，產(chǎn)量遞減較快。隨著開發(fā)時間延長，油田暴露問題逐漸增多，由于儲層物性差異，注水井各層吸水不均勻，導致與油井形成高滲通道，常規(guī)注水開發(fā)無法滿足油田合理生產(chǎn)，由于原油黏度大、過渡帶比例大，油田出現(xiàn)低產(chǎn)低效井及關停井，油田產(chǎn)能無法得到釋放，影響油田開發(fā)效果。針對油田存在的問題，總結油田近幾年采取的改善措施，旨在在低油價條件下尋求合理的技術手段，改善油田開發(fā)效果，提高油田采收率，實現(xiàn)渤海稠油油田的高效開發(fā)。

2　提高油田采收率技術研究

針對油田注水井吸水剖面不均勻，形成高滲孔道，導致油井均已達到高含水階段，筆者通過精細注水、弱凝膠調(diào)驅(qū)等技術改善注水井吸水剖面，油井效果得到改善；針對油田低產(chǎn)低效井多，開展調(diào)整井研究挖潛油田剩余油，利用大曲率中短半徑側鉆技術對低產(chǎn)井和關停井實施側鉆，充分利用老井井軌跡實現(xiàn)投入成本降低，進一步改善油田開發(fā)效果。

2.1精細注水技術研究

NB35-2油田北區(qū)為7注21采井網(wǎng)，主要采用定向井開發(fā)，為了解決含水上升快、小層動用不均勻等問題，開展了精細注水研究工作。主要思路為：①通過分層酸化、分層配注改善注水井吸水剖面；②根據(jù)周圍油井動態(tài)響應優(yōu)化注水井單層注水量，提高水驅(qū)波及體積；③利用高含水油井實施轉注，完善注采井網(wǎng)；④分析高含水井高滲通道，實施卡層作業(yè)；⑤在注水保證地層能量充足前提下，對油井實施提液，釋放油井產(chǎn)量。根據(jù)精細注水技術方法，北區(qū)對7口注水井實施優(yōu)化注水，對井組內(nèi)油井實施卡層、提液等措施，改善了油田的開發(fā)效果。

2.1.1分層酸化、分層配注改善吸水剖面

1)A24井分層酸化、改善吸水剖面注水井A24井于2005年12月注水，共射開5個小層，分別為明化鎮(zhèn)0油組10小層(Nm010)，明化鎮(zhèn)組Ⅰ油組1小層(NmⅠ1)，明化鎮(zhèn)組Ⅱ油組1-1砂組、1-2砂組和2小層(NmⅡ1-1、NmⅡ1-2、NmⅡ2)。該井周圍共有5口受效油井，分別為A14、A15、A16、A23和A25井，如圖1所示。由于A24井井斜較大，無法通過分層配注調(diào)配小層間注水量，針對這種情況，2008年1月對該井進行酸化，提高單井注水量，改善小層間吸水剖面。酸化后A24井注水量增加，吸水剖面資料顯示酸化后吸水層位增加，吸水剖面得到改善，同時周邊受效井A23井產(chǎn)油量提高22m3/d，含水率下降3%。

2)A22井分層配注、改善吸水剖面注水井A22井于2006年9月注水，共射開5個小層，分別為Nm012、NmⅠ1、NmⅡ1-2 、NmⅡ2和NmⅥ1。該井周圍共有5口受效油井，分別為A14、A23、A12、A13和A28井，如圖2所示。2011年1月對該井實施分層配注，改善小層間吸水剖面，提高油井開發(fā)效果。分層調(diào)配后A22井注水量增加，吸水剖面得到改善，同時周邊受效井A14井產(chǎn)油量提高8m3/d，含水率穩(wěn)定。

圖1　A24井組位置圖

圖2　A22井組位置圖

2.1.2高含水油井轉注，完善注采井網(wǎng)

A19井為一口高含水井，含水率為94%。該井于2013年11月轉注，主要為A33H水平井提供能量，井位圖如圖3所示。轉注后A33H井產(chǎn)量平穩(wěn)，遞減率為0，流壓上升，轉注后A33H井開發(fā)效果得以改善，如圖4所示。

圖3　A19井轉注后井位圖

圖4　A33H井產(chǎn)量變化曲線

2.1.3精細注水后卡層、提液改善開發(fā)效果

通過動靜態(tài)資料分析，A13井明化鎮(zhèn)組為主要出水層，該井于2013年5月卡層，單獨生產(chǎn)館陶組，卡層后產(chǎn)油量提高9m3/d，含水率下降10%，效果得到改善。A12井于2012年12月實施提液措施，提液后產(chǎn)油量升高9m3/d，改善了開發(fā)效果。

2.2弱凝膠調(diào)驅(qū)技術研究

弱凝膠調(diào)驅(qū)技術是一項新興的穩(wěn)油控水技術，通過將調(diào)剖劑注入油層深部堵塞水流通道，使油藏中液流轉向，提高波及系數(shù)及波及體積，達到原油采收率提高的目的[11～13]。同時弱凝膠具有低成本、高穩(wěn)定性、強適應性和成膠時間可調(diào)的優(yōu)點，因此該項技術可以用于常規(guī)油藏和稠油油藏的驅(qū)油，也可用于油藏深度調(diào)剖，從而真正實現(xiàn)深度調(diào)剖和驅(qū)油的雙重效果。

針對弱凝膠調(diào)驅(qū)的優(yōu)點及適應條件，在優(yōu)化注水基礎上對NB35-2油田北區(qū)實施弱凝膠調(diào)驅(qū)，共實施2個井組，分別為A21井組和A24井組。筆者以A21井組(圖5)為例說明弱凝膠驅(qū)調(diào)驅(qū)效果。

通過實施弱凝膠調(diào)驅(qū)，A21井注入壓力上升3MPa，第1輪注弱凝膠阻力系數(shù)達到2.0，第2輪為1.1，同時改善了該井吸水剖面。通過圖6可知，第1輪調(diào)驅(qū)后NmⅡ1和NmⅢ1吸水得到提高；由圖7可知小層吸水剖面得到改善；同時周圍受效井A11井明顯出現(xiàn)了降水增油的效果，如圖8所示。應用遞減法統(tǒng)計得到A21井組實施調(diào)驅(qū)后共累計增油1.55×104m3。

圖5　A21井組調(diào)驅(qū)井位圖

圖6　A21井第1輪注弱凝膠吸水剖面圖

圖7　A21井第2輪注弱凝膠吸水剖面圖

圖8　受效井A11井增油曲線

2.3大曲率中短半徑側鉆技術

針對NB35-2油田低產(chǎn)井及關停井等問題，開展了大曲率中短半徑側鉆技術。該技術在充分利用低產(chǎn)井和關停井井眼及井軌跡前提下，側鉆剩余油富集區(qū)，挖潛剩余油。以Nm0-18+19砂組為研究對象，開展大曲率中短半徑側鉆技術研究。A7M井為一口低產(chǎn)井，目前日產(chǎn)油2m3，含水率98%，A29井由于出砂關井，目前只有A32H井正常生產(chǎn)(井位圖如圖9所示)，通過對剩余油分析可以看出，目前該小層剩余油富集，具有布井潛力。

通過地質(zhì)油藏研究結合大曲率中短半徑側鉆技術，設計A7M井和A29井側鉆井位如圖10所示，應用數(shù)值模擬技術預測該砂體年產(chǎn)油及累計產(chǎn)油指標，如圖11所示。

圖9　Nm0-18+19砂組井位圖

圖10　Nm0-18+19砂組側鉆井位圖

圖11　Nm0-18+19砂組指標圖

通過實施大曲率中短半徑側鉆技術，Nm0-18+19砂組預計日增油67m3，凈增油9.15×104m3，在改善油田開發(fā)效果的同時，實現(xiàn)成本降低，達到公司降本增效理念。

3　應用

通過研究可知，NB35-2油田北區(qū)可通過精細化注水、弱凝膠調(diào)驅(qū)和大曲率中短半徑側鉆技術作為低油價條件下改善油田開發(fā)效果的主要技術手段?；诒疚难芯考夹g，NB35-2油田2016年深化精細化注水技術，通過精細化注水研究，對油田實施提頻提液，以A03H井和A33H井為例，通過提頻后2口井日增油分別達到10m3，措施效果顯著。

通過大曲率中短半徑側鉆技術研究，2016年針對關停井A16井展開側鉆研究，研究得A16井側鉆為A16S1，初期日增油50m3，增加可采儲量9.03×104m3，提高采收率0.4%。

通過精細注水技術、弱凝膠調(diào)驅(qū)技術和大曲率中短半徑側鉆技術，NB35-2油田增加可采儲量43.58×104m3，提高采收率2.2%，改善了油田開發(fā)效果。在低油價條件下，通過這些研究技術，在投入成本降低的情況下，最大限度提高了油田采收率，真正達到了降本增效目的。

4　結論

1)總結了NB35-2油田精細注水技術、弱凝膠調(diào)驅(qū)技術和大曲率中短半徑側鉆技術研究成果及技術方法。

2)通過低油價條件下深化技術的研究與應用，NB35-2油田增加可采儲量43.58×104m3，提高采收率2.2%，改善了油田開發(fā)效果。

3)通過本文研究，對渤海稠油注水開發(fā)油田低油價條件下開發(fā)提供了研究思路，具有一定指導意義。

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[編輯]黃鸝

2016-07-13

國家科技重大專項(2016ZX05058001-007)。

羅義科(1982-)，男，工程師，從事海上油氣田開發(fā)地質(zhì)、三維地質(zhì)建模、數(shù)值模擬等方面研究，luoyk@cnooc.com.cn。

TE341

A

1673-1409(2016)29-0059-05

[引著格式]羅義科，張俊廷，張彩旗，等.渤海稠油注水開發(fā)油田提高采收率技術研究[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(29):59～63.