吳偉，張博

（中國石化勝利油田分公司東勝公司，山東東營 257015）

太平油田新近系館陶組邊底水稠油油藏由于邊底水能量強，水體活躍，整體處于低產(chǎn)能、低采油速度、低采出程度、低儲量動用程度、高含水的開發(fā)態(tài)勢。為改善油藏開發(fā)效果，需要進行精細地質(zhì)研究，深化對剩余油賦存規(guī)律的認識，優(yōu)化開發(fā)方式。

儲集層的沉積模式及其非均質(zhì)性，主要控制河流相儲集層剩余油的宏觀分布，構造高部位、砂體邊部、正韻律層頂部、邊底水波及弱的地方是剩余油富集區(qū)，油藏建模、數(shù)值模擬、油藏監(jiān)測、動態(tài)分析是剩余油預測的主要技術[1]。但由于稠油為非牛頓流體，在相同的壓力梯度下，原油黏度越高，滲流速度越慢，水驅(qū)驅(qū)油效率越低，從而導致剩余油在平面和縱向上高度分散，油水關系復雜，開發(fā)難度大。因此，開展剩余油賦存規(guī)律研究，轉(zhuǎn)變邊底水稠油開發(fā)方式，增大稠油滲流性，是提高水驅(qū)稠油油藏儲量動用程度和采收率的關鍵[2]。太平油田邊底水稠油油藏主要依靠天然能量開發(fā)，目前處于高含水開發(fā)階段，剩余油在平面和縱向上高度分散。通過微觀水驅(qū)油試驗、精細數(shù)值模擬、稠油非達西滲流規(guī)律、降黏劑驅(qū)油機理等研究，落實了太平油田館陶組高含水期剩余油賦存規(guī)律，并通過礦場生產(chǎn)動態(tài)實踐[3]，對太平油田館陶組剩余油賦存規(guī)律進行驗證，探索出了邊底水稠油冷采降黏開發(fā)的新思路，形成了太平油田高效開發(fā)調(diào)整的新模式。

1 油田概況

太平油田位于濟陽坳陷義和莊凸起東部斜坡帶，整體構造為西南高東北低的單斜，地層傾角為2°～3°。主要含油層系為新近系館陶組下段，為正韻律河流沉積[4]，油藏埋深為1 150～1 350 m，儲集空間以孔隙為主，儲集層為粉砂巖和細砂巖，孔隙度為30%～36%，滲透率為1 333～3 677 mD。地層原油密度為0.95～0.97 g/cm3，地層原油黏度為562～4 235 mPa·s，為高孔高滲稠油油藏。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 儲量控制程度低

太平油田探明地質(zhì)儲量為2 872×104t，采用300 m×350 m 井網(wǎng)天然能量開發(fā)，總油井數(shù)為200 口，平均井控儲量為14.36×104t，累計產(chǎn)油量為146.6×104t，剩余地質(zhì)儲量為2 725.4×104t，由于開發(fā)井網(wǎng)井距大，滲流半徑小，剩余地質(zhì)儲量大。

2.2 油井含水率上升快

由于受東北部強邊水驅(qū)替，在定態(tài)水侵下，太平油田館陶組下段邊底水稠油油藏水侵系數(shù)為4.88，水體倍數(shù)為25.6，強邊底水推進侵入，導致油井含水上升快，綜合含水率達90%，采出程度僅為5.1%。

2.3 注汽吞吐效果不理想

注汽吞吐可以降低稠油黏度，增加流動能力，擴大滲流面積，從而提高單井產(chǎn)能。太平油田館陶組下段稠油油藏，經(jīng)過多井次注汽吞吐引效開發(fā)，注汽吞吐油井具有液量高、峰值產(chǎn)量高、初期含水率高、含水上升快、階段累計產(chǎn)油量少、累計水油比大的特點，熱采效果不理想（表1）。

表1 太平油田沾29塊注汽吞吐井和常規(guī)投產(chǎn)井開發(fā)效果對比Table 1.Comparison of development results of steam huff and puff wells and conventional producing wells in Block Zhan 29,Taiping oilfield

2.4 天然水驅(qū)動用儲量低

通過甲型水驅(qū)特征曲線分析，太平油田館陶組下段邊底水稠油油藏水驅(qū)動用程度為44.2%，天然水驅(qū)動用儲量程度低[5]。

3 剩余油賦存規(guī)律

3.1 剩余油宏觀分布規(guī)律

3.1.1 小網(wǎng)格三維油藏模型的建立

太平油田館陶組下段邊底水稠油油藏流體滲流規(guī)律比較復雜，常規(guī)油藏建模網(wǎng)格步長大于20 m，不能精準描述井間剩余油分布規(guī)律。針對太平油田稠油滲流半徑小和動用半徑小的特點，以沾29 塊館陶組下段2 砂組為研究對象，采用組分小網(wǎng)格模型和九點中心差分計算方法，網(wǎng)格步長都是10 m；縱向上將館陶組下段2砂組劃分為4個小層，采用熱傳導、體積熱容量物性參數(shù)、高溫油水相滲建立油藏動態(tài)模型，落實了井筒周圍儲量動用情況，精細描述了井間剩余油賦存狀態(tài)和賦存數(shù)量。

3.1.2 生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合

數(shù)值模擬過程中，采用定液生產(chǎn)的方式作為油井的控制條件，采用定注汽量的方式作為注汽井的控制條件。對沾29 塊館陶組下段進行歷史擬合，不斷修正模型參數(shù)，儲量擬合精度達98%；累計產(chǎn)液量、累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量和累計注汽量這4 項指標的預測值與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的相對誤差小于3%，在誤差允許范圍內(nèi)，擬合結(jié)果能夠代表油藏開發(fā)實際。

3.1.3 剩余油分布規(guī)律

（1）縱向剩余油分布規(guī)律 在油田開發(fā)過程中，油藏數(shù)值模擬可以正確認識油藏開發(fā)規(guī)律，是評價開發(fā)效果、明確剩余油分布規(guī)律、提高采收率的重要手段[6]。通過小網(wǎng)格數(shù)值模擬，沾29 塊館陶組下段2 砂組剩余油賦存狀態(tài)更加清晰，縱向上主要富集在各個小層的頂部（圖1）。

動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)可以確定剩余油縱向賦存位置，定量評價剩余油飽和度，從而指導老井挖潛和新井部署[7]。通過沾29-32 井的脈沖中子衰減-能譜（PND）測井資料分析，含水飽和度隨深度增加而增大，油層頂部水錐半徑較小，底部水錐半徑大，水體明顯呈錐體分布；而剩余油呈倒錐體分布，隨著含油高度的增加，剩余油倒錐體的半徑加大[8]，油層頂部剩余油富集。

圖1 太平油田沾29塊館陶組下段2砂組剩余油縱向分布Fig.1.Vertical distribution of the remaining oil in sand group Ⅱof the lower member in the Guantao formation of Block Zhan 29,Taiping oilfield

圖2 太平油田沾29塊館陶組下段2砂組1小層剩余油平面分布Fig.2.Planar distribution of the remaining oil in the first layer of sand group Ⅱin the lower member of the Guantao formation in Block Zhan 29,Taiping oilfield

（2）平面剩余油分布規(guī)律 數(shù)值模擬結(jié)果表明，研究區(qū)館陶組下段2砂組1小層平面上普遍存在剩余油，井間儲量動用程度低，是剩余油富集區(qū)（圖2）。根據(jù)勝利油田同類油藏數(shù)值模擬研究，分別計算了累計產(chǎn)液量為1×104m3、2×104m3、3×104m3、4×104m3和5×104m3，距油層頂距離分別為3.0 m、5.0 m、7.0 m 和9.0 m計算的水錐半徑（表2），結(jié)果表明，油層底部水錐半徑大，頂部水錐半徑小，井間形成了剩余油倒錐體[9]。

稠油在多孔介質(zhì)中為非達西滲流，普通稠油表現(xiàn)為擬塑性流動，其低溫下的滲流速度與壓力梯度關系曲線呈下凹型，隨著溫度升高，曲線漸漸接近線性[10]；隨著壓力梯度增加，滲流速度加快，稠油滲流須克服一定的壓力梯度，稠油滲流具有啟動壓力梯度的非達西滲流特征[11]，稠油啟動壓力梯度隨著原油黏度的增加而增加。由于原油黏度隨著溫度升高而下降，在多孔介質(zhì)中，隨著溫度的升高，啟動壓力梯度降低，從而泄油半徑隨著溫度的提高而增大。因此，確定加熱半徑和動用半徑，是準確描述剩余油平面分布的關鍵[12]。太平油田沾29塊地下原油黏度為1 203 mPa·s，滲透率為2 827 mD，根據(jù)滲流規(guī)律計算的有效動用半徑為60 m，而原有井距為300 m，因此，井間是剩余油富集區(qū)。

表2 太平油田沾29塊距油層頂不同距離的水錐半徑統(tǒng)計Table 2.Statistical water cone radius to the top of the oil reservoir in Block Zhan 29,Taiping oilfield

3.2 剩余油微觀分布規(guī)律

微觀剩余油形成機理、分布狀態(tài)、賦存量以及空間分布是評價不同開發(fā)階段含油性，提高采收率的重要研究內(nèi)容[13]。由于微觀剩余油尺寸較小，影響因素復雜，需要借助物理實驗開展研究[14]。根據(jù)太平油田油藏特征、水驅(qū)規(guī)律和開發(fā)現(xiàn)狀，采用大尺寸微觀可視化玻璃蝕刻模型，開展水驅(qū)剩余油物理實驗。

利用大尺寸微觀可視化物理模型模擬了開發(fā)過程中邊底水侵入過程，定性觀察了邊底水的侵入狀態(tài)及對油藏油水分布的影響。通過可視化更加直觀地顯示剩余油分布狀態(tài)[15]，定量分析邊底水侵入，明確剩余油的分布規(guī)律。太平油田沾29 塊館陶組下段油藏邊底水侵入后，形成高滲優(yōu)勢通道，在通道兩側(cè)未波及區(qū)域，水平井末端剩余油普遍富集，主流線區(qū)域剩余油主要為油膜狀，主流線兩側(cè)仍有較多的剩余油分布（圖3）。

圖3 太平油田沾29塊館陶組下段油藏剩余油微觀分布Fig.3.Microscopic distribution of remaining oil in the lower member of the Guantao formation in Block Zhan 29,Taiping oilfield

4 開發(fā)調(diào)整對策

針對太平油田地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀，在剩余油分布賦存規(guī)律研究的基礎上，論證了水平井變流線開發(fā)調(diào)整的必要性和冷采降黏轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的可行性，確定了冷采降黏水平井開發(fā)調(diào)整技術對策，按照“分類整體評價，分塊優(yōu)化調(diào)整，分層開發(fā)部署，分井配套工藝”的原則，進行開發(fā)調(diào)整對策優(yōu)化。

4.1 水平井調(diào)整部署

4.1.1 部署原則

根據(jù)稠油非達西滲流規(guī)律和數(shù)值模擬結(jié)果，以挖潛剩余油為目的，進行水平井部署。水平井部署在4口直井中間，盡量平行于構造線；有隔夾層時，水平井布井油層厚度在3 m 以上；沒有隔夾層時，水平井布井油層厚度在6 m 以上；水平段長度優(yōu)化為200 m 左右；水平段距油層頂?shù)木嚯x優(yōu)化為1.5 m 左右，可以延緩底水錐進；降黏劑參數(shù)按照“一井一策、一井一算”進行優(yōu)化；水平井單井產(chǎn)液量為30 t/d，滿足配產(chǎn)液量且含水上升慢，低含水采油期長[16]。

4.1.2 開發(fā)技術界限

（1）開發(fā)方式優(yōu)化 根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，11 口加密水平井冷采降黏凈產(chǎn)油比注汽吞吐多采2.8×104t，因此，采用加密水平井冷采降黏。

（2）降黏劑注入量優(yōu)化 數(shù)值模擬顯示，不同含水階段降黏劑質(zhì)量分數(shù)和凈增油量具有一定的相關性。低含水開發(fā)階段降黏劑溶液合理的注入量為800 m3，高含水開發(fā)階段降黏劑溶液合理的注入量為700 m3。

（3）泡沫劑優(yōu)化 通過研究泡沫劑注入時機、注入量與凈增油量的關系，發(fā)現(xiàn)當含水率大于80%，注入質(zhì)量分數(shù)為3.0%的泡沫劑3.0 t，凈增油效果最佳。

（4）距油水邊界距離優(yōu)化 通過研究發(fā)現(xiàn)，太平油田調(diào)整水平井距油水邊界距離與油層厚度具有一定的關系[17]，當油層厚度為6.0 m，距油水邊界距離為170 m；當油層厚度為3.0 m，距油水邊界距離為300 m（圖4）。因此，新鉆井應距油水邊界的距離200 m 以上，才能減緩邊水推進。

（5）采液量優(yōu)化 數(shù)值模擬研究表明，太平油田采油井冷采降黏合理的最大排液量為30 t/d，排液量超過30 t/d，凈增油效果不明顯。

4.1.3 調(diào)整部署

在部署原則的基礎上，根據(jù)微構造形態(tài)、油層發(fā)育特點、剩余油分布規(guī)律，以太平油田沾29 塊館陶組下段2 砂組1小層為對象，開展水平井變流線加密調(diào)整，部署調(diào)整水平井11口，增加動用儲量132×104t，增加經(jīng)濟可采儲量13.29×104t，提高采收率4.5%。

圖4 水平井距油水邊界距離隨油層厚度變化曲線Fig.4.The distance from horizontal wells to OWC vs.the thickness of oil layers

4.2 配套工藝技術

4.2.1 MRC地質(zhì)導向鉆井技術

多頻地磁波補償電阻率（MRC）地質(zhì)導向鉆井技術是地質(zhì)、鉆井施工的綜合信息應用，MRC 具有方位特性的近鉆頭地質(zhì)導向系統(tǒng)由于測量零長相對較?。ㄐ∮?0 m）[18]，克服了常規(guī)地質(zhì)導向系統(tǒng)零長長的缺陷，現(xiàn)場定向工程師利用獲得的實時測量參數(shù)，能夠及時識別儲集層頂部地層信息，通過方位特性測量，確定鉆具在儲集層中的位置，隨時調(diào)整井眼軌跡，使軌跡沿油層展布方向鉆進，保證油層鉆遇率。地質(zhì)導向鉆井技術是水平井入圍中靶的眼睛，地質(zhì)人員與工藝技術相結(jié)合優(yōu)化井眼軌跡，可以有效提高油層鉆遇率和軌跡控制程度，確保軌跡沿著距離油層頂1.5 m左右穿行，從而延緩底水錐進速度。針對太平油田邊底水活躍和油層相對較薄的特點，利用MRC 地質(zhì)導向鉆井技術，實現(xiàn)了入圍中靶準、油層鉆遇率高、井眼軌跡優(yōu)化。

4.2.2 稠油降黏技術

太平油田原油為膠質(zhì)、瀝青質(zhì)高的稠油，油水流度比小，原油流動能力差，油水界面張力大，注汽降黏開發(fā)效果不理想，為此，開展了活性高分子降黏劑室內(nèi)和現(xiàn)場試驗。降黏劑在驅(qū)油過程中既能增加水相黏度，又能通過乳化分散作用降低原油黏度[19]，其原理就是非離子活性劑插入到膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的堆積結(jié)構中，破壞膠質(zhì)瀝青質(zhì)的π-π鍵之間的共軛作用，減弱膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的聚集結(jié)構，增強油滴表面的親水性，實現(xiàn)降低原油黏度和表面張力，增加原油的流動能力。通過太平油田原油室內(nèi)實驗，其降黏率達到98%以上（圖5）。

4.2.3 氮氣泡沫返排技術

太平油田水平井采用高密度篩網(wǎng)式濾砂管完井工藝，考慮濾液、泥餅對地層傷害較大，推廣應用氮氣泡沫酸洗混排解堵工藝技術，解除鉆井過程中的鉆井液對完井濾砂管及近井地帶污染，提高近井地帶的滲流能力[20]。

圖5 降黏劑解聚降黏機理示意圖Fig.5.Schematic diagram of viscosity reduction mechanism of reducer

（1）利用3%黏土穩(wěn)定劑的研究區(qū)過濾污水，配制密度為0.6～0.7 g/cm3的泡沫液，反替洗井，觀察出口出液正常后進行泡沫酸洗。

（2）泡沫酸洗，反替密度為0.6～0.7 g/cm3的前置泡沫酸和主體泡沫酸，關閉油管閘門，反擠含3%的黏土穩(wěn)定劑的泡沫液，關井反應10 min。

（3）打開油管閘門，出口排量由小到大放噴，用含3%的黏土穩(wěn)定劑的泡沫液反洗井，將酸液反應物洗至地面，返排殘液時要控制出口，保持出口液量穩(wěn)定并用pH 試紙測pH 值不小于6，洗至返出液清潔無細沙、泥質(zhì)等渾濁固體顆粒。

5 開發(fā)調(diào)整效果

（1）油層鉆遇率 太平油田沾29 塊11 口水平井相繼完鉆，科學優(yōu)化單井設計和優(yōu)選地質(zhì)導向，全程鉆井軌跡管控調(diào)整，實現(xiàn)了水平井油層鉆遇率96.5%，平均單井鉆遇油層193 m，軌跡保持在距油層頂1.5 m左右。

（2）投產(chǎn)高產(chǎn)率 太平油田沾29 塊采用降黏劑冷采投產(chǎn)調(diào)整水平井11口，日增油量120 t，增建產(chǎn)能2.65×104t，增加經(jīng)濟可采儲量13.29×104t，提高采收率4.5%。同時降低了開發(fā)成本，噸油開發(fā)成本降至900元，實現(xiàn)了當年調(diào)整、當年增油和當年創(chuàng)效。

6 結(jié)論

（1）根據(jù)太平油田地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀，采用微觀和宏觀、靜態(tài)和動態(tài)、物模和數(shù)模相結(jié)合，表征了剩余油賦存規(guī)律，井間和油層頂部是剩余油富集區(qū)，從而指明了開發(fā)調(diào)整挖潛方向。

（2）水平井變流線開發(fā)調(diào)整，改變地下流場滲流方向，增加儲量動用范圍；降黏劑改善原油流體性質(zhì)，增加原油的流動能力。通過水平井冷采降黏開發(fā)調(diào)整，有效提高了太平油田沾29 塊儲量動用程度和產(chǎn)能貢獻率。

（3）太平油田沾29 塊館陶組稠油油藏高效開發(fā)調(diào)整，增加了經(jīng)濟可采儲量和經(jīng)濟產(chǎn)能，同時形成太平油田邊底水稠油效益開發(fā)配套技術。