李 彪，王 迪，楊 彬，陳勇軍，胡廷惠

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300452)

0 引 言

目前我國注水開發(fā)油田大部分已經(jīng)處于采出程度較高，綜合含水較高，采出程度較低的兩高一低階段，而新發(fā)現(xiàn)的儲量大部分受儲量規(guī)模、儲層物性、經(jīng)濟效益等影響開采難度較大。因此，注水開發(fā)油田中高含水期的剩余油挖潛和研究工作對于增加油田的可采儲量，進一步提高油田的原油采收率具有非?？捎^的經(jīng)濟效益和現(xiàn)實意義[1-2]。特別是對于海上油田，由于海上采油平臺安全工作年限一般為25～30年，為了在平臺安全使用期限內(nèi)盡可能多地采出地下原油，必須保證油田具有較高的采油速度和采出程度。因此，研究注水油田剩余油分布規(guī)律，充分挖掘油層的潛力，進一步提高油田采油速度，是直接關(guān)系到海上石油生產(chǎn)效益的重要問題。

1 油田基本概況

S海上油田是典型的大型重質(zhì)稠油油田，地質(zhì)儲量超億噸，屬于河湖相三角洲沉積，以三角洲前緣亞相發(fā)育為主，主要有三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩等沉積微相。該油田是受構(gòu)造控制的多層砂巖油藏，屬于物性較好，儲層非常發(fā)育，高孔高滲的大型整裝油田。該油田經(jīng)過二十余年的開發(fā)，注水層間矛盾逐步暴露，部分小層砂體動用程度差，平面上剩余油分布差異較大。為充分動用油田儲量，提高油田的開發(fā)效果，有必要針對油田自身的地質(zhì)油藏特點進行一系列有針對性的剩余油分布研究及挖潛工作，從而穩(wěn)定油田的生產(chǎn)，保證油田處于較高的采油速度及進一步提高油田采收率。

2 剩余油的形成與分布控制因素

國內(nèi)外學(xué)者對剩余油的形成與分布做了大量的研究，普遍認(rèn)為油藏地質(zhì)特征與開發(fā)生產(chǎn)采油方式是影響和控制剩余油形成與分布的2大主要因素[3]。雖然兩者成因不同，但是相互影響、相互制約，共同控制著剩余油的形成和分布。

根據(jù) S油田自身的地質(zhì)油藏特點，將油田剩余油形成分布的控制因素主要分為3方面。

2.1 斷層構(gòu)造對剩余油分布的控制作用

S油田主要采用反九點面積注水開發(fā)，斷層分布相對簡單，但在斷層附近所部署的注采井網(wǎng)不完善，采油井大多數(shù)存在只采不注或多采少注單向收效的情況，故其注采井網(wǎng)不規(guī)則、不完善，往往造成注入水波及面小，水驅(qū)效果差的情況，因此斷層附近成為了剩余油的富集區(qū)[3]。如圖1所示，斷層附近的剩余油飽和度一般要高于油藏內(nèi)部的，這些區(qū)域的剩余油飽和度高于油田內(nèi)部剩余油飽和度平均值的 10%左右，成為油田潛力區(qū)之一。

圖1 渤海S油田含油度飽和圖Fig.1 Oil saturation of Bohai S oilfield

2.2 注采井網(wǎng)對剩余油分布的影響

注采井網(wǎng)中的注采井?dāng)?shù)比、井距大小和井網(wǎng)完善程度對剩余油的分布起著主要影響。研究表明油水井?dāng)?shù)的注采井?dāng)?shù)比高低、注水井的布井位置以及油水井間的井距大小關(guān)系，都會影響到注采井網(wǎng)的完善程度。因此從平面上看，注入水波及程度低的地帶，剩余油的飽和度較高，剩余油量大。

S油田采用均勻的面積注水井網(wǎng)開發(fā)，根據(jù)滲流力學(xué)理論可知，兩口井之間不可避免地會出現(xiàn)死油區(qū)，該區(qū)域附近由于等勢點的存在導(dǎo)致水驅(qū)效果較差，存在大量剩余油聚集。因此對于該油田而言，兩口井之間的死油區(qū)存在大量的剩余油富集，是挖潛的另一主要目標(biāo)。

2.3 砂體內(nèi)部構(gòu)造對剩余油分布的影響

層內(nèi)非均質(zhì)性大小及砂體內(nèi)隔夾層分布情況同樣影響著剩余油的分布大小。層內(nèi)滲透率級差、變異系統(tǒng)、突進系數(shù)以及水平滲透率與垂直滲透率的比值越大，非均質(zhì)性越強，注入流體越容易向高滲透段竄進[3]。根據(jù) S油田厚油層的地質(zhì)特點，對不同韻律砂體水驅(qū)油過程進行數(shù)值模擬，從結(jié)果可以看出，正韻律砂體頂部存在大量的剩余油富集，而反韻律砂體(滲透率級差為4)頂部水淹較為嚴(yán)重[4]。

通過分析認(rèn)為，油水運動是驅(qū)動力、流動阻力、重力等共同作用的結(jié)果。正韻律厚油層因其儲層物性特征，使得油層下部注入水推進速度快于油層頂部，從而造成縱向上的波及不均勻，油層頂部很難受到注入水波及，因此油層的頂部往往也成為剩余油較多的地方。對于滲透率級差較大的反韻律油層，注入水沿著上部高滲透層突進現(xiàn)象明顯，并且隨著注水時間的延長，油層底部是剩余油富集區(qū)域，具備一定潛力[5]；而對于滲透率級差較小的反韻律砂體，注入水受重力作用影響較大，初期主要沿著中高部推進，隨著注水時間的延長，注入水在重力作用下向下部滲透，油層頂部存在剩余油富集區(qū)域[6]。

3 剩余油挖潛措施

綜上所述，本文將油藏工程方案與油藏數(shù)值模擬相結(jié)合，對油田剩余油分布規(guī)律進行研究。研究表明，S油田剩余油從平面上來看主要存在于油田南部大部分區(qū)域、油田東部構(gòu)造低部位區(qū)域以及油田西側(cè)構(gòu)造高部位區(qū)域。而從縱向上剩余油儲量分布表明，油田構(gòu)造高部位剩余油儲量多層分布，主要儲量多層分布，油田構(gòu)造低部位剩余油儲量分布相對集中，主力層系剩余油儲量占據(jù)了剩余油儲量的 70%，主要剩余油儲量分布在其中2～3層。

3.1 打加密調(diào)整井，挖潛剩余油富集區(qū)潛力

根據(jù)油田產(chǎn)量挖潛的需求，在對剩余油分布規(guī)律重新認(rèn)識的基礎(chǔ)上，針對 S油田局部區(qū)域剩余儲量仍較大，加上油田預(yù)留有部分井槽，使油田具備進一步挖潛的物質(zhì)和工程實施基礎(chǔ)。根據(jù)已實施開發(fā)井所落實儲層水淹狀況，并綜合考慮儲層分布、注采井網(wǎng)等因素，部署調(diào)整井，以挖潛剩余油和完善注采井網(wǎng)。調(diào)整原則為：

①維持ODP設(shè)計井網(wǎng)(行列注水)。

②基于剩余油分布，采用水平井挖潛油藏頂部剩余油。

③部署少量定向井挖掘斷層附近剩余油。

④從均衡驅(qū)替及注采平衡需求出發(fā)，加密部分注水井，完善注采井網(wǎng)。

⑤對于水平井的布井界限由單砂體有效厚度大于6m，含水低于60%，放寬至有效厚度大于4m，含水低于80%。

遵循以上原則，當(dāng)年油田共實施 24口調(diào)整井，實鉆結(jié)果、鉆后儲層以及構(gòu)造與鉆前預(yù)測基本一致，水淹程度與鉆前預(yù)測一致，剩余油認(rèn)識基本符合鉆前認(rèn)知。鉆前配產(chǎn)683m3/d，實際投產(chǎn)925m3/d，超過鉆前配產(chǎn)35%，取得了較好的投產(chǎn)效果。

3.2 放大生產(chǎn)壓差，大泵提液強采

對于稠油油田來說，當(dāng)含水率上升到中高含水期后，通過提高采液強度，適當(dāng)放大采油井的生產(chǎn)壓差來進行強采是目前較為普遍采用的做法。通過開展提高生產(chǎn)壓差能夠使得原來在低壓差下不易動用的原油在大壓差下容易流出。

本文結(jié)合 S油田的實際情況，對油田進行了大泵提液研究。其無因次采液指數(shù)曲線(圖2)表明：隨含水率上升無因次采液指數(shù)逐步上升，此時可小幅度提液；在含水率大于 80%后無因次采液指數(shù)迅速上升，此時油層產(chǎn)液能力好，應(yīng)較大幅度提高注水井注水量和油井產(chǎn)液量，以保持油田穩(wěn)產(chǎn)。

圖2 渤海S油田無因次采油/采液指數(shù)曲線Fig.2 Dimensionless oil recovery/liquid recovery index curve of Bohai S oilfield

采用 IPR方程研究井底流壓低于飽和壓力后，脫氣對油井產(chǎn)能的影響隨著生產(chǎn)壓差的增大油井產(chǎn)能逐漸增加，但增加的幅度逐漸變小，當(dāng)生產(chǎn)壓差大于5MPa后(圖3)，產(chǎn)能增加不明顯。

采用數(shù)值模擬方法，運用油田實際地質(zhì)模型和油藏模型，在歷史擬合的基礎(chǔ)上，模擬放大生產(chǎn)壓差提液生產(chǎn)后，地下油水變化情況對開發(fā)效果的影響。結(jié)合本油田油井采用礫石充填防砂完井工藝，臨界出砂壓差為 7～8MPa，據(jù)放大生產(chǎn)壓差后油田的開發(fā)效果，初步優(yōu)化出提液生產(chǎn)的合理生產(chǎn)壓差為 4MPa。從試驗井采液強度與生產(chǎn)壓差關(guān)系分析(見圖4)可知，當(dāng)生產(chǎn)壓差達到 3.5～4.5MPa后產(chǎn)液強度大幅度提高，之后隨著生產(chǎn)壓差的增大產(chǎn)液強度增加不明顯，進一步說明合理生產(chǎn)壓差為 4MPa基本符合油田實際。

圖3 渤海S油田產(chǎn)能隨壓差變化曲線Fig.3 Change curve of productivity with pressure difference in Bohai S oilfield

圖4 采液強度與生產(chǎn)壓差關(guān)系Fig.4 Relationship between production pressure difference and production strength

近兩年共實施30口大泵提液井，其中27口井日增油量超過 20m3/d，只有 3口井由于泵效降低和含水上升影響，沒有增油量。提液井措施前平均日產(chǎn)液量 200m3/d、日產(chǎn)油量 52m3/d、含水率 74.2%，措施后平均日產(chǎn)液量 410m3/d、日產(chǎn)油量 107m3/d、含水率 74.0%，油氣比未見明顯上升，平均單井日增油量55m3/d，全年措施增油量達到 34.7×104m3，取得了很好的措施效果。

3.3 調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，改善水驅(qū)油效果

對于中高含水階段的油田來說，產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整也是重要的穩(wěn)油控水手段之一。通過改變原來油藏中的液流方向，在平面或縱向上液流方向的調(diào)整，把原來未驅(qū)替的原油驅(qū)替出來，從而達到提高水驅(qū)油效果的目的。而細(xì)分開發(fā)層系將是進行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整的重要手段之一。

在 S油田選取了儲層條件較好的某區(qū)塊作為細(xì)分層系先導(dǎo)試驗區(qū)。該區(qū)塊為發(fā)育Ⅰ上、Ⅰ下、Ⅱ油組3個油組，平均滲透率級差為 7.73，平均突進系數(shù)13.35。行列注采井網(wǎng)，排距 350m，井距 175m，實現(xiàn)了分注合采。該區(qū)塊細(xì)分層系前采油井 25口，注水井10口，綜合含水78%，采出程度29.2%。由于儲層厚，發(fā)育層數(shù)多，層間干擾嚴(yán)重，從分層生產(chǎn)測試產(chǎn)能結(jié)果來看，段間壓力差別較大，Ⅰ上油組靜壓最大為 14.2MPa，Ⅱ油組靜壓最小為 10.9MPa，段間含水差異最大值為 25%。以采油指數(shù)法統(tǒng)計干擾系數(shù)，計算得到的干擾系數(shù)在 0.5左右，說明具備實施分層開發(fā)的條件。

通過對試驗區(qū)細(xì)分開發(fā)層系的實施，層系間油層物性的差異得到有效改善，平均滲透率級差由層系劃分前的 7.3減小為細(xì)分層系后的 3.8，層系內(nèi)物性的差異減小，比采油指數(shù)由 0.35m3/(d·MPa·m)提高到 0.56m3/(d·MPa·m)，提高 47%，采液強度從7.1m3/(d·m)提高到 9.5m3/(d·m)，提高 33%，采油強度從 1.6m3/(d·m)提高到 2.8m3/(d·m)，提高75%。當(dāng)年實現(xiàn)累增油 8.43×104m3，取得了非常好的增油效果。

4 結(jié) 論

①對于雙高油田來說，剩余油挖潛將是一種常態(tài)化工作，也是提高油田采油率的重要手段之一。

②根據(jù)海上油田中高含水期剩余油的分布規(guī)律，進行調(diào)整井加密、放大生產(chǎn)壓差，利用大泵進行強采以及細(xì)分開發(fā)層系的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整將是中高含水期稠油油田開展剩余油挖潛，提高采收率普遍適用的有效措施。