馮高城，張 雨，姚為英，馬 超，劉靈童

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 非常規(guī)技術(shù)研究院，天津 濱海新區(qū) 300450)

渤海油田開發(fā)調(diào)整逐步深入，2010年已突破年產(chǎn)油量3 000萬t的開發(fā)水平[1,2]。相比于陸上油田，海上油田開發(fā)面臨技術(shù)復(fù)雜、投資高、風(fēng)險大等問題[3]，至2016年渤海油田已實現(xiàn)了近6年的持續(xù)穩(wěn)定開發(fā)，這對河流相儲層開發(fā)提出了越來越高的要求。如何實現(xiàn)河流相油田的持續(xù)高效開發(fā)，給油田開發(fā)生產(chǎn)帶來了挑戰(zhàn)。

1 研究區(qū)河流相油田概況

渤海H油田是發(fā)育于黃河口凹陷中央構(gòu)造脊北端的一個復(fù)雜斷塊油藏，區(qū)域沉積背景為“海平面三升三降”形成的湖退型鳥足狀淺水三角洲沉積、湖侵型枝狀淺水三角洲沉積和曲流河沉積。這里需要明確的是：對于渤海灣地區(qū)海陸過渡環(huán)境形成的河流相油田，既發(fā)育傳統(tǒng)意義的曲流河沉積(明Ⅰ、Ⅴ油組)，也發(fā)育非傳統(tǒng)意義[4]的極淺水三角洲內(nèi)部河流相(明Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油組)。區(qū)別于典型曲流河相，主力層極淺水三角洲內(nèi)河流相儲層的河道寬度窄、河道厚度薄、彎曲度小、分汊級數(shù)多(見圖1)。目前，油田采用“水平井結(jié)合定向井”的不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)。截至2015年，油田總開井?dāng)?shù)59口，日產(chǎn)油量3 850 m3，采出程度為20.69%。開發(fā)過程中的主要問題為：井網(wǎng)不完善，個別砂體未動用；個別砂體衰竭開采，地層存在虧空，欠注砂體比例82%；部分井產(chǎn)氣量過高，A23等11口井已經(jīng)進入高/特高含水期。

2 河流相砂巖油藏穩(wěn)油控水策略及效果

現(xiàn)階段渤海油田河流相儲層開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)有開發(fā)井網(wǎng)部署難度大、儲集層精細(xì)描述難度大，資源優(yōu)化配置困難等[4]。針對海上油田開發(fā)現(xiàn)狀和存在的挑戰(zhàn)，需要優(yōu)化出與之相適應(yīng)的穩(wěn)油控水策略。由于目前渤海河流相儲層穩(wěn)油控水模式正處于起步階段，雖提出了“優(yōu)化注水，控制含水上升，減緩產(chǎn)量遞減”的指導(dǎo)思想[5]，但尚未明確提出體系性的開發(fā)模式。

2.1 開發(fā)對策

現(xiàn)階段H油田儲量采出程度僅為20.69%，且平臺液處理能力也尚未飽和，存在大量剩余儲量未動用。為此，研究剩余油分布模式和成因機理，為制定穩(wěn)油控水開發(fā)決策提供了理論支撐。研究表明，窄河道河流相儲層剩余油模式主要有構(gòu)造起伏、沉積相變、非均質(zhì)性、開發(fā)方式和開發(fā)井網(wǎng)5種成因(見表1)。針對渤海H油田河流相儲層剩余油分布模式和規(guī)律，建議采用“穩(wěn)油穩(wěn)液”模式，優(yōu)化調(diào)整油田滲流場，實施措施精細(xì)判別，達到穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的效果。

筆者認(rèn)為，實施河流相儲層穩(wěn)油控水的關(guān)鍵是改善油藏原來的滲流場，即滲流場優(yōu)化調(diào)整。通過采用注水結(jié)構(gòu)優(yōu)化、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化和儲采比優(yōu)化的方法，區(qū)分河道形態(tài)(網(wǎng)格狀、枝狀、側(cè)擺狀等)、井型、含水階段。依據(jù)各斷塊開發(fā)的主要矛盾，采用不同的調(diào)整手段，包括先導(dǎo)試驗井調(diào)剖、調(diào)驅(qū)，采油井分層卡水、堵水，注水井分層注水、周期注水、提高配注合格率，優(yōu)化注采比和注采井網(wǎng)等。在保證海上平臺液處理能力的條件下，增大油藏整體產(chǎn)油量、抑制地層水無效產(chǎn)出，確保油田整體效益最大化。同時，適時早期注水或及時補充地層虧空，逐步恢復(fù)地層壓力，盡早或重新建立油藏內(nèi)有利于最大限度增油的滲流場。

建議控制若干個關(guān)鍵指標(biāo)變化范圍，中高含水階段控制指標(biāo)具體為：產(chǎn)量變化類指標(biāo)，采油速度在2.5%～3%之間，老井自然遞減率控制在15%以內(nèi)；含水變化類指標(biāo)，含水上升率在中含水階段不超過5%，高含水階段以后控制在3%左右；儲量動用類指標(biāo)，水驅(qū)動用程度應(yīng)超過85%，水驅(qū)控制程度超過90%，儲采比穩(wěn)定下降，不斷增加動用儲量維持產(chǎn)量平衡；地層能量變化類指標(biāo)，壓力保持水平在飽和壓力的85%以上，注采比控制在0.9～1.1之間，基本實現(xiàn)注采平衡，重點治理壓力下降嚴(yán)重和局部地層虧空儲層，注采比可提高至1.1～1.2。

表1 河流相儲層剩余油模式及開發(fā)對策

2.2 措施判別

河流相儲層穩(wěn)油控水措施工藝的實施，需要精細(xì)措施判別依據(jù)作為基礎(chǔ)。實施穩(wěn)油控水措施判別應(yīng)在構(gòu)型研究基礎(chǔ)上劃分優(yōu)勢儲集相，針對儲層不同沉積相帶和不同含水階段，明確各類儲集體的物性特征、產(chǎn)能特征和含水上升規(guī)律，多指標(biāo)聚類分析劃分出優(yōu)勢挖潛單元。基于挖潛單元分級排序，剖析生產(chǎn)所面臨的主要矛盾，綜合已實施措施效果評價，依次按照儲量動用類、能量控制類、儲層改造類的這三類措施可實施性再次降序排列，逐步判別降低風(fēng)險(見圖2)。

判別一：針對河流相儲層不同沉積相帶，精細(xì)判別。研究認(rèn)為，對于河道相沉積，不同的河道部位生產(chǎn)特征差別明顯，因此適用的穩(wěn)油控水措施也不同。主河道相及河道汊口灘相[6,7]適用能量控制類措施，以減緩因快速開發(fā)而導(dǎo)致的油藏能量不足等問題。近天然堤河道相和近分流間灣河道相[8]，適用能量控制類結(jié)合儲層改造類措施，以解決因儲層物性變差和能量不足而導(dǎo)致的不能穩(wěn)產(chǎn)的問題。對于天然堤相沉積，其地質(zhì)儲量豐度和儲層物性均較河道相儲層差，因此適用儲量動用類結(jié)合儲層改造類措施實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

判別二：針對油田和單井不同含水階段，精細(xì)判別。研究認(rèn)為，油田低含水階段以儲量動用類措施為主，能量控制類措施為輔；中高含水階段則以儲量動用類措施為主，能量控制類措施為輔，需適當(dāng)增加儲層改造類措施。而單井低含水階段，其穩(wěn)油控水措施主要為開層、轉(zhuǎn)抽、酸化、解堵等改造儲層的措施；中含水階段以卡水、分層調(diào)配、調(diào)剖等抑制含水上升措施為主；高含水階段則采用關(guān)層、卡水等抑制含水上升的措施，結(jié)合補孔、換層、酸化、分采、加密等產(chǎn)能接替維持穩(wěn)產(chǎn)措施。

2.3 開發(fā)效果

依據(jù)渤海H油田目前的開發(fā)現(xiàn)狀，措施實施期間油田階段含水上升率為2.49%，產(chǎn)量遞減率為-0.17%，目前已實施方案日增油(注)在40～150 m3/d，措施增油(注)效果明顯。H-A29井措施效果，該井鉆遇儲層的沉積類型為近分流間灣河道，砂體厚度較薄(0.7 m<河道厚度<5 m)、單砂層泥質(zhì)含量普遍較高(0.11<泥質(zhì)含量<0.28)，易造成油泥污染堵塞。2014年實施換層措施(見圖3)，措施前單井含水90.91%，打開第一層滑套換層生產(chǎn)1323砂體，封堵1416砂體控制無效水循環(huán)。實施換層措施后，當(dāng)年累計增油5 620.8m3。H-A17井措施效果，鉆遇砂體沉積判別為近天然堤河道相沉積，儲層物性特征表現(xiàn)為：孔隙度25.8%～29.3%，滲透率152.1～1 026.9×10-3μm2，至2015年該井產(chǎn)液量下降劇烈，產(chǎn)液量從330 m3/d遞減至30 m3/d，具有地層能量衰減速度快的特點，實施能量控制類轉(zhuǎn)抽措施后日增油80 m3，當(dāng)年累增油3.1×104m3。

3 結(jié)論及認(rèn)識

1)完善了渤海河流相儲層穩(wěn)油控水開發(fā)策略。渤海窄河道油田穩(wěn)油控水的有序?qū)嵤?，需要相符合的“穩(wěn)液穩(wěn)油”開發(fā)模式作為宏觀引領(lǐng)，配套有利于油田壓力場調(diào)整的開發(fā)策略，結(jié)合渤海窄河道剩余油分布模式，實現(xiàn)河流相儲層的滲流場優(yōu)化調(diào)整。

2)建立了渤海河流相儲層措施精細(xì)判別方法。渤海河流相儲層穩(wěn)油控水的有序?qū)嵤?，需要與窄河道儲層地質(zhì)分布特征和不同含水階段油田開發(fā)規(guī)律相適應(yīng)的精細(xì)判別方法，明確開發(fā)矛盾和癥結(jié)，通過儲層改造類、能量控制類和儲量動用類的三大措施解決實際生產(chǎn)問題。

參考文獻：

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