平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究

王慶勇，馬國新，張鳳喜

(上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究

王慶勇，馬國新，張鳳喜

(上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

平湖油氣田花港組油藏經過13年的開發，采出程度41%，油田綜合含水96%，處于特高含水階段。針對平湖油藏在高采出程度、特高含水條件下，剩余油分布復雜且無后備資源接替的情況，結合該油田的實際，提出了以精細分析隔夾層類型及地層對比，建立地質模型，進行數值模擬研究，研究剩余油分布;進行了層系重組、油田卡堵水、老井復查、開發油水同層及含油水層、關井壓錐、輪流開采等方法，提高采收率，減緩油田產量遞減。通過這些方法的選擇運用，在油田生產上取得了較好的效果，為特高含水階段油田開發措施選擇具有一定的參考意義。

特高含水期;提高采收率;措施

平湖油氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷平湖構造帶中部，主要目的層段是始新統平湖組及漸新統花港組，其中花港組儲層富含輕質油層。花港組儲層物性較好，主力層位孔隙度18% ～21%，滲透率(155～522） ×10－3μm2，屬于中孔、中滲儲層，油藏具有旺盛的邊、底水能量。油藏原油性質較好，屬于輕質原油，原油比重0.754～0.79，氣油比15～401 m3/m3，地層原油黏度 0.2 ～0.55 mPa·s，油水黏度比0.8 ～2.2。

平湖油氣田于1998年投產，也是東海最早投入開發的油氣田，花港組油藏依靠天然底水能量開采，經過13年的開發，取得了較好的開發效果，采出程度已經達到41%，綜合含水96%，處于特高含水階段。

平湖油藏水體能量充足、油水黏度比小、含水及采出程度都比較高，提高采收率難度很大。平湖油藏溫度104～112℃，原油性質及油藏類型等不適合聚合物驅提高采收率。在這種情況下，本文根據平湖油藏流體及儲層物性特點，有針對性地提出了一些在特高含水階段提高采收率的措施［1－3］。

1 平湖油氣田油水運動特點

通過開采后陸續鉆調整井提供的資料及油藏監測資料，油藏油水運動具有如下特點。

1.1 水淹厚度大，水淹范圍廣

由于油水黏度比小，且垂向上有一定的隔夾層的阻擋，油井動用范圍大，底水推進比較均勻，水淹范圍大，水淹厚度大。A1定向井開采H63層，當含水達到86%后，在其北部480 m鉆了一口調整井，實鉆結果顯示28 m油層因水淹僅剩余頂部2.5 m油層，表明水淹范圍及水淹厚度都比較大。H2油層南部含油區域原始含油面積2.2 km2，由一口水平井開采，但對該區域內其它7口穿過該層的井進行油藏監測發現油水界面均有不同程度上升，其中上升最多的達22.8 m油層全部被動用，也顯示水平井的動用范圍大。

1.2 油井來水類型復雜

平湖油井產水類型有三種:既有底水、又有邊水，也有兩者的綜合作用。動態監測及后期鉆井顯示底水上升是油井產水的主要類型。邊水推進主要體現在邊水油藏。另外，在油藏監測中，也發現邊水及底水共同推進的情況，主要表現在既有油層底部油水界面上升的情況，也有油層中部水淹的情況，體現出油水運動的復雜性。油水上升的復雜性也導致了剩余油分布復雜，難以準確預測。

1.3 油藏非均質性控制油水上升規律

平湖油藏屬中孔、中滲儲層，砂巖發育，連井剖面上容易對比識別，在開發前認為油藏非均質性不強，但是在開發后顯示儲層在井間有較強的非均質性，導致了油水運動的復雜性。例如H63油藏，A1、A2、A10井位于構造高部位(圖1），按以前的認識，當這三口井生產到高含水階段時，位于低部位的原油也會被動用，剩余油較少。但在后來的調整井鉆遇結果發現，處于低部位的A9井油水界面還處于原始油水界面。經過分析原因，認為H63油藏存在較強的非均質性，A9井與A2、A1、A10井位于不同的砂體上(圖2），兩個砂體之間有低滲透條帶，使得高部位的油井無法動用低部位的原油。

圖1 H63油藏頂面構造圖Fig.1 Structure map of H63 reservoir

圖2 H63砂體疊置圖Fig.2 Sand overlay of H63 reservoir

同樣是H63層，在鉆調整井時，為了確保成功，在預計的調整井井位A11(圖2）井附近利用氣井B3井進行了油水界面上升監測，監測結果顯示油層沒有動用，但A11井實鉆結果顯示油井大部已被動用，僅余頂部2 m油層。后分析原因，主要是監測井B3井處儲層物性較差，油層沒被動用，而調整井位儲層物性較好，油層已經被動用。

2 平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究及效果

針對平湖油藏油水運動特點，以及海上油田鉆井成本高、平臺井槽有限、三次采油實施困難等難點，對平湖油藏在特高含水階段，根據油田實際提出了以下5條提高采收率的措施。

2.1 深入分析隔夾層分布，提高油藏模擬精度，刻畫剩余油分布

在研究中，把隔夾層分為三種類型，即泥質夾層、物性夾層及灰質夾層(圖3）。泥質夾層的特征為:自然伽馬回返超過1/3，沖洗帶電阻率大，聲波時差小，密度較大。物性夾層的特征為:自然伽馬值稍有回返，電阻降低，密度較大。灰質夾層的特征為:沖洗帶和原狀地層電阻率異常高值，聲波時差小，密度大。

在對隔夾層進行分類后，利用巖心分析的結果對隔夾層的物性范圍進行確定(表1）。

在單井上對隔夾層進行識別后，在沉積旋回和沉積相的控制下，進行了等時對比。對前緣席狀砂且砂體頂面突變，底部漸變，有穩定的泥巖，采用斜對方法。對水下分流河道，由于砂體橫向變化快，疊置嚴重，依據連井標志及砂巖發育的期次性，綜合對比。對前三角洲泥進退形成的夾層，同前緣亞相泥質夾層對比。對斜坡部位受水動力等綜合因素影響形成的夾層，采用斜對方法。

圖3 泥質(a）、物性(b）及灰質(c）夾層電性特征ig.3 Electric characteristics of muddy interbed，physical interbed and calcic interbed

表1 夾層物性范圍統計Tab.1 Physical properties of interbed

根據連井隔夾層的對比情況，做出了夾層在平面上的分布范圍。結合地震反演提供的泥巖條帶及分割性，對花港組油藏進行了精細地質建模。利用地質模型，進行模擬計算，主要調節夾層的滲透率，擬合油井生產動態，提出剩余油分布富集區域。2007年5月，在油藏綜合含水91.3%的情況下，根據研究結果在油藏中部高部位、垂向上隔夾層較多、剩余油相對富集區部署了一口調整井，實鉆結果顯示在隔夾層上下部位存在剩余油，射開生產后初期日產油達到100 m3/d，含水73%，目前已經累積采油4.5 ×104m3，效果較好。

2.2 分析儲層分布特點，進行層系重組

平湖油藏在開發初期進行單層開采，后來含水上升，為提高原油產量又進行合采，到現在油藏處于特高含水階段，需要進行分層系開采，充分發揮各層的生產能力。在進行層系重組時，主要參考以下原則:(1）儲層物性相近的層組合在一起;(2）生產能力相差不大的層組合在一起，在進行生產能力的判斷時，主要參考生產測井資料。(3）需要具有一定的生產能力，對于生產能力較差的儲層，可組合較長井段，保證有一定的原油產量及液量。

2003年5月～2004年12月，平湖A4井 H32及H63層合采，兩層分層日產液量可達到287 m3/d及397 m3/d。2005年4月以后分別打開H72、H34等層合采，由于這兩層的地層系數KH值是H32及H63層的2.5倍，合采后產生層間干擾，導致H32及H63的日產液量分別下降到30 m3/d及70 m3/d(圖4）。目前該井日產液900 m3/d，日產油30 m3/d。如果對A4井進行層系重組，繼續保持H32及H63層開采，其余層關閉，若恢復這兩層之前生產的液量684 m3/d，預計日產油可達到61.5 m3/d，增產原油 31.5 m3/d。

圖4 A4井H32、H63層分層產液量曲線Fig.4 Liquid producing curve for payzone H32 and H63 of A4 well

2.3 結合海上油田實際，進行卡、堵水研究

卡、堵水的類型可分為機械式卡水及化學堵水。機械式卡水需要明確出水層位，采用機械工具進行封堵［4，5］。在平湖生產中期，利用機械封堵高含水層取得了明顯效果。如A2井在下部層位含水達到96%時，通過打水泥塞封堵產層，然后射開上部層位生產，初期日產油達到440 m3/d，最終增產原油達到14×104m3。平湖目前油藏平均含水95%以上，有的層甚至達到98%，主力的產水層也是主力產油層，采用機械式封堵不合適。因此考慮利用化學封堵高含水層。由于平湖油藏溫度達到104～112℃，堵劑成本及有效期對堵水措施限制較大。通過分析各井的地質情況，發現A3水平井的滲透率最高可達5 700×10－3μm2，最小只有 47 ×10－3μm2，級差達到120倍以上，可考慮對高滲透層段進行封堵，改善滲流剖面。在實施手段上，借鑒其他油田的成功經驗，考慮利用超細水泥封堵大孔道。下步將對堵劑類型、堵劑顆粒大小、封堵層段、施工工藝等進行細化研究，實現對水平井高滲層段的封堵。

2.4 對老井進行復查，尋找潛力層段

平湖油藏初期開采的油層含油性比較好，含油飽和度大于40%。2007年以后，平湖花港組所有主力油層都投入開發，為減緩遞減考慮開發非主力層。為驗證非主力油層的產出效果，2010年對A4井兩層非主力層段進行了射孔生產，從測井解釋結果看這兩層的含油飽和度僅30% ～32%，孔隙度14.7% ～16.6%，滲透率18 ×10－3～38 ×10－3μm2，孔滲都比較差，但射開生產后還是見到了比較明顯的效果(圖5）。從圖中可見，油井含水從96%下降到94%，射開初期，井口油壓有逐漸上升的現象。根據A4井射孔生產的結果，對花港組其它油井非主力層也進行了復查，重新解釋出油層25 m，計算地質儲量9.5×104m3，為下步的挖潛提供一定的物質基礎。

圖5 A4井含水及油壓變化曲線Fig.5 Water cut and wellhead pressure change of A4 well

2.5 關井壓錐，輪流開采

相比普通黑油及重油原油黏度，平湖輕質原油黏度最低只有 0.2 mPa·s，而地層水黏度是0.25 mPa·s，油水黏度比 0.8 ～2 左右(圖 6）。由于油水黏度比低，關井后壓錐效果較明顯，特別是原油黏度低于水的或與地層水差別不大的原油，效果更好(表2）。從表中可見，關井壓錐重新開井后，日產油分別增加41 m3/d及53.6 m3/d，含水分別降低41.3%及14%，同時重新開井后，還能保持一段時間的自噴生產，說明這種原油油水分異較快，間歇性開采是一種適合的開采方式。

圖6 平湖油藏黏度變化曲線Fig.6 Viscosity variation of oil reservoirs in Pinghu Oilfield

3 結論與認識

(1）研究表明，平湖油藏在進入開發中后期后，水淹厚度大，水淹范圍廣，來水類型復雜;油藏非均質性導致油水運動復雜，是控制油水上升的主要影響因素之一。在高含水期剩余油分布復雜，預測難度較大。

(2）針對平湖油藏在特高含水階段生產的特點，結合海上油藏生產實際，提出了細分隔夾層，精細模擬剩余油分布，采用層系重組、卡堵水、老井復查及關井壓錐輪流開采等技術手段來減緩遞減，提高原油采收率，并在油田實際生產中應用，取得了較好的開發效果。

表2 關井壓錐效果統計表Tab.2 Oil production and water-cut variation after deconing

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Research on measures of enhancing oil recovery in Pinghu Oilfied at very high water cut period

WANG Qingyong，MA Guoxin，ZHANG Fengxi
(Shanghai Petroleum Co.Ltd.，Shanghai 200041，China）

After 13 years’development，degree of oil recovery of Pinghu Oilfield has reached 41%and water cut is 96%.In view of complicated distribution of residual oil and no candidate reservoirs，some methods to improve oil recovery ratio was proposed in this paper including fine interbed analysis，geo-modelling，simulation，layer recombination，water shutoff，log re-interpretation for old well，well shut-in for deconing，etc.After using these methods on different oil wells，oil production rate increases in a period of time and production decline was slow down，and these methods can be used as reference for similar oil fields at extra high water cut period.

extra high water cut;oil recovery;interbed;deconing

TE357

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.073

2011－06－17;改回日期:2011－08－08

王慶勇，男，1973年生，高級工程師，碩士，采油專業，從事海上石油天然氣開發研究工作。E-mail:wangqy@shpc.com.cn。

1008－2336(2011）04－0073－04