海上河流相油田分層系增產策略研究與應用
——以渤海M油田為例

2018-06-22 09:19:14吳小張張建民陽曉燕

石油地質與工程 2018年3期

吳小張，張建民，江聰，陽曉燕，張博

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海南部海域普遍發育河流相油田[1-3]。渤海油田河流相沉積砂體作為油氣聚集的主要場所，受其復雜的構造演化及沉積環境的影響，油藏地質情況復雜多變。油氣藏類型以巖性、巖性-構造油氣藏為主。另外，由于構造破碎，斷塊面積小、砂體展布規律復雜、砂體橫向變化大、單個砂體儲量規模小，油田總體儲量豐度低，多為中小型油田[4-8]。渤海M油田主要采用定向井合采為主的開發方式，經過多年的注水開發，層間矛盾日趨突出。生產實踐表明，由于水淹情況復雜，并且受限于工程上的各種制約，實施分層注水和調配成本和難度較大，效果并不理想，只能暫時緩解層間矛盾。針對這一問題，筆者開展了海上河流相油田分層系增產挖潛的可行性研究，對剩余油分布規律及水淹狀況進行了分析，并對細分層系開發進行了數值模擬研究。在此基礎上，選擇4井區進行了礦場實驗，取得了很好的增油效果，為海上復雜河流相油田的高效開發提供了理論依據和生產經驗。

1 油藏概況

渤海M油田位于渤海南部海域，為發育于黃河口凹陷中央構造脊上的一個復雜斷塊油田，其主要含油層系發育于新近系明化鎮組下段，從上至下劃分為NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ五個油組。油田范圍內明下段下部主要以曲流河沉積為主，明下段中上部以淺水三角洲沉積相為主，主要含油層段為NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ油組，是典型的構造巖性復合油氣藏、巖性油氣藏。儲層平均孔隙度30.3%，平均滲透率643×10-3μm2。明下段原油具有飽和壓力高（10.60～16.00 MPa，平均12.89 MPa）、地飽壓差小（0～2.97 MPa，平均1.34 MPa）、溶解氣油比中等（33～93，平均54）、地層原油黏度低（1.32～12.50 mPa·s，平均4.99 mPa·s）等特點。油田壓力梯度為0.95 MPa/100 m，溫度梯度3.38 ℃/100 m，屬于正常的壓力、溫度系統。目前油田共有開發井81口，其中采油井56口，注水井25口；平均日產油3 635.3 m3，日產氣36.1×104m3，綜合含水44.5%，氣油比113。

2 分層系增產策略可行性研究

非均質油藏在注水開發時，層間矛盾的存在影響開發效果，中低滲層得不到有效水驅動用，儲量動用程度不均衡。按照儲層物性及流體性質相近原則，采取成組（段）分層系開發是解決層間非均質性的根本措施，縱向上將儲層物性（沉積類型、原油物性、流體性質）和潛力狀況（采出狀況）相近的同類油層進行層系組合，實現低滲透油層和高滲透油層的分采，減少層間干擾；同時，細分開發層系要能夠滿足油田正常生產的需要，具備單獨劃分一套層系的經濟下限，層系調整要兼顧各類油層[9]。

2.1 分層系開發技術界限概念模型研究

2.1.1 概念模型的建立

根據實際研究區的地質屬性參數及開發動態參數，利用Eclipse數值模擬軟件，建立3層非均質概念模型，包括上下兩個儲層和中間一個隔層，儲層厚度為10 m，隔層厚度為0.2 m；平面上，網格大小為5 m×5 m，平均滲透率為600 ×10-3μm2，孔隙度為0.28%。設計一注一采兩口井，油水井距為400 m。

2.1.2 滲透率級差界限研究

依據M油田的油層情況，層系內滲透率級差是重組開發層系的關鍵參數。按照滲透率級差組合開發層系的思路，滲透率級差設計為 1.0，1.5，2.0，2.5，3.0，5.0，7.0，9.0，11.0，13.0，16.0，共 11 個方案，建立11個相應的概念模型。每個方案各層滲透率與滲透率級差的關系見表1。

表1 各層滲透率與滲透率級差的關系

設計注水井注入量為120 m3/d，生產井產液量為120 m3/d，定液生產，預測各方案的采收率，得到不同滲透率級差下的采收率曲線（圖1）。

圖1 不同滲透率級差下的采收率

由圖1可以看出，隨著滲透率級差的增大，采收率整體呈下降趨勢，在滲透率級差為3時出現明顯的分界，當滲透率級差小于3時，采收率緩慢下降，開發效果較好，當滲透率級差大于3時，采收率迅速下降，開發效果較差。因此，在分層系開發過程中，每套開發層系內的滲透率級差越小，開發效果越好，滲透率級差界限在3左右。

2.1.3 水淹程度級差界限研究

在油田注水開發過程中，儲層非均質性導致各儲層水淹程度不同。在高滲層中，儲層流體的流動性強，見水較快，水淹強度較高；反之，在低滲層中，儲層流體的流動性弱，見水較慢，水淹強度較弱。由于水的流動能力大于油的流動能力，含油飽和度越高，儲層流體的流動性越弱；含油飽和度越低，儲層流體的流動性越強。儲層間的含油飽和度級差越大，儲層流體流動能力差異也越大，開發效果越差。因此，為了保證分層系開發的效果，同一套開發層系間的含油飽和度級差應保持在一定范圍內。

在概念模型中，為了模擬實際地層的水淹情況，含油飽和度級差分別取 1.0，1.1，1.2，1.3，1.4，1.5，1.6，各方案的含水飽和度分布見表2。

表2 水淹程度界限劃分方案

設計注水井注入量為120 m3/d，生產井產液量為120 m3/d，定液量生產，預測各方案的采收率，得到不同含油飽和度級差下的采收率曲線（圖2）。

圖2 不同含油飽和度級差下的采收率

由圖2可以看出，隨著含油飽和度級差的增大，采收率整體呈下降趨勢，在含油飽和度級差為1.2時出現明顯的分界，當含油飽和度級差小于1.2時，采收率緩慢下降，開發效果較好；當含油飽和度級差大于1.2時，采收率迅速下降，開發效果較差。因此，在分層系開發過程中，每套開發層系內的含油飽和度級差越小，開發效果越好，含油飽和度級差界限在1.2左右。

2.2 分層系增產策略可行性研究

渤海M油田投產初期，為節約投資成本，采取少井高產的開發策略，基本采用定向井大段合采的開發方式。隨著開發的持續深入，油田含水逐步上升，層間矛盾逐漸顯現出來，各個層段水淹不均，剩余油分布復雜。為提高油田開發效果，選取有代表性的4井區，建立油藏數值模擬模型，結合生產動態資料分析油田水淹狀況和剩余油分布規律，進一步研究分層系增產策略的可行性。

通過開展精細油藏數值模擬研究，得到4井區油藏剩余油飽和度分布（圖3）。可以看出，該井區幾個主力層之間的含油飽和度差異明顯，表明各層水驅狀況并不均勻，若繼續采用大段合采的方式，由于層間干擾的存在，必然造成部分層過早水淹，含水迅速上升，影響油田最終采收率。因此，為減小油井縱向上的層間矛盾，采取細分開發層系的策略勢在必行。根據前述概念模型的研究結果，考慮滲透率級差控制在3左右，結合水淹狀況和剩余油飽和度分布，含油飽和度級差也控制在合理范圍之內，同時兼顧附近非主力層，使得每個層系內都具有一定規模的儲量，以保證其產能和開發的經濟性。推薦的層系組合如圖4所示。通過數值模擬對目前開發井網和分層系開發井網進行了方案預測，結果表明，細分層系開發能夠提高采收率 1.8%，累增油12.7×104t，增油效果比較明顯。因此，現階段對油田實施細分開發層系的增產策略來改善開發效果是必要且可行的。

圖3 渤海M油田4井區油藏數值模擬剩余油飽和度分布

圖4 渤海M油田4井區細分開發層系

3 礦場試驗及實施效果分析

在分層系增產策略可行性研究的基礎上，對渤海M油田4井區開展了調整井方案研究，提出了調整井分層系并壓裂的增產策略，進一步改善開發效果。根據設計的調整井井位分布和油藏地質特點，篩選了其中的M17井進行先期礦場試驗。該井實施后，鉆遇油層厚度 40 m，含油井段縱向跨度較大，層間干擾嚴重。根據該井實鉆油藏情況，采用數值模擬方法進行了方案對比，結果表明，采取合采方案預計日產油100 m3，采取分層系方案預計日產油120 m3。根據分層系開發研究結果，目前射開第二套層系開發，射開厚度26 m，并對主力層進行了壓裂充填完井，實際日產油達150 m3，增產效果明顯，達到預期設計目的（圖5）。