強底水油藏剩余油分布特征及驅替開采可行性研究
——以CFD11-1 油田NgⅢ砂體為例

李豐輝，樂 平，王聚鋒，馮 鑫，賈冰懿，楊宏楠

（1.中海石油（中國）有限公司曹妃甸作業公司，天津 300000；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都 610500）

國內外眾多學者對底水油氣藏開發過程中的底水錐進、脊進等問題都開展了相關的研究[1-4]。通常在直井下方形成水錐，而在水平井下方形成水脊[5-9]，底水突破至井筒后，水錐和水脊均會導致油井高含水，產油量迅速降低。開發強底水油藏面臨的核心問題是如何控制底水快速錐進，而隔夾層對于抑制底水錐進具有良好效果[10-14]。分布穩定的隔夾層，可將油層上下分成兩個獨立的流動單元[15]，分布不連續的隔夾層雖無法將油層分開，但能在局部起到阻止或延緩流體向上運移的作用。具有隔夾層發育的強底水油藏，隔夾層在延緩底水錐進方面起到了良好的作用，但在隔夾層下方容易形成大量的“閣樓”剩余油。因此，明確剩余油分布特征可為油田穩油控水和進一步挖潛指明方向。CFD11-1 油田 NgIII砂體是典型的強底水油藏，目前剩余油分布復雜，平面及縱向上存在大量剩余油無法動用。因此，進行剩余油驅替開發可行性研究，優選驅替方案，對提高油井產能，延長油田壽命至關重要。

1 研究區概況

CFD11-1 油田NgIII 砂體構造幅度小，局部存在構造高點。區內儲層物性好，平均孔隙度21.0%，平均滲透率2 000.0×10-3μm2；壓力分布較均勻，開采初期平均壓力13.8 MPa，目前壓力13.3 MPa，底水能量充足，地層壓力下降幅度很小，壓力保持水平達95.2%。研究區縱向上第11 層網格是一層較為連續的隔夾層，并將砂體分為上下兩部分（圖1）。隔夾層上下砂體的孔隙度、滲透率等性質差異明顯。其中，上部（1～10 層）儲層物性相對較差，平均孔隙度 20.0%，平均滲透率 800.0×10-3μm2；下部（12～32 層）儲層物性相對較好，平均孔隙度23.0%、平均滲透率2 800.0×10-3μm2，屬于典型的正韻律儲層。隔夾層上下兩部分的屬性如圖2 所示，研究區物性參數見表1。

圖1 研究區垂向滲透率分布

圖2 砂體上下兩部分屬性差異分析

表1 CFD11-1 油田NgⅢ砂體物性參數

CFD11-1 油田 NgⅢ砂體為底水油藏，具有統一的油水界面，上部儲層含油面積大，為了避免底水快速水淹，水平段沿著儲層上邊界鉆進，采用篩管完井，水平段長度300～500 m。隔夾層上部儲量占整個研究區儲量的72.0%。研究區水體能量充足，開采過程中油藏平均壓力變化小，目前壓力水平仍保持95.2%，通過物質平衡計算水體倍數約為150 倍，屬于能量充足的大水體。研究區油水界面及對應的含油飽和度如圖3 所示，即水體充足，縱向上分布較厚，屬典型強底水油藏，油藏主要集中在高部位。

2 剩余油分布現狀

圖3 含油飽和度分布

廣義上的剩余油[16-18]是指油藏中聚集的原油，在經歷不同的開采方式或開發階段后，仍保存或滯留在油藏不同地質環境中的原油[19-24]。CFD11-1 油田NgIII 砂體在底部有巨大且很活躍的水體，在開采初期，底水為油藏提供天然驅動能量，但油井在經過較短的無水采油期后見水過早，且見水后含水率迅速上升。盡管油層中部存在一套隔夾層，但連續性一般，下部的水仍通過隔夾層連續性較差的部位向上部侵入[25]。目前平面上各小層的剩余油飽和度分布如圖4 所示。第1 層表明由于底水的驅替造成大量剩余油集中在構造高部位，頂部小層的儲量基本未動用（圖4a）。第5 層表明由于在開采過程中底水沿縱向水脊水錐，而邊部井網未控制剩余油，使得部分井間區域存在大量剩余油不能動用（圖4b）。第12 層位于隔夾層的下方，由于隔夾層的遮擋而形成剩余油富集（圖4c）。第20 層位于模型下部，由于物性差異（相對低滲），相對低滲透區域水縱向沿高滲通道水脊水錐，從高滲通道繞流后形成儲層不均勻水驅后的剩余油（圖4d）。研究區開發前后縱向上含油飽和度展布如圖5 所示，由于隔夾層的存在和底水驅替的作用，在隔夾層底部和構造頂部存在大量剩余油；此外，無井控制區域、井間、邊部零星位置仍然有較多剩余油分布。

圖4 目前研究區平面各小層剩余油飽和度分布

圖5 縱向剖面含油飽和度分布

研究區開發早期和目前的含油飽和度流線變化如圖6 所示，模型中的流線可清楚地識別出底水水侵動態過程。投產初期可見部分水平方向的平面驅替流線，隨著開發進行，后期垂直縱向運動的流線數逐步增加。截至目前，區內表現出明顯的強底水水侵特征，流線多沿縱向向上運動，且流線在儲層段幾乎垂直。研究區基本上為單一水相垂直向上流動，進入特高含水開發階段。

針對不同剩余油類型，擬采取不同的挖潛措施，具體挖潛措施見表2。

3 典型井組驅替開發可行性論證

圖6 含油飽和度流線變化

表2 針對不同類型剩余油擬采取的挖潛措施

理論上開發井網中增加新的注水/注氣井點，可以加強平面上的驅替，從而改善單一縱向強底水驅動模式。考慮到研究區縱向上屬于正韻律地層，水脊已形成優勢水流通道，再加上正韻律地層受注入水的重力作用等不利因素，可以通過注入密度較輕的介質來抑制或減緩區內縱向上的水脊水錐幅度。研究區目前存在5 大類剩余油：構造高部位、無井控制區域、井間、隔夾層遮擋以及繞流導致的相對低滲透儲層難動用剩余油，而且存在局部構造高點。由于理論上注氣可形成局部小氣頂，區內存在的水脊水錐問題，可通過注入密度較小的氣體介質來加強平面驅替，從而改善縱向水錐水脊高含水問題。選取 A41H 井、A4H1 井、A51H 井、A5H2 井四口井形成的注采井組來論證注水/注氣加強平面驅替、減緩縱向水侵程度的開發可行性。

3.1 注水驅替方案

選取A41H 井、A51H 井、A5H2 井三口井進行連續注水驅替，設置不同的日注入量，模擬不同的注水參數對開發效果的影響，注入15 a 預測結果如圖7 所示。其中，A41H 井平面位置雖位于井組中央和構造高部位，但井軌跡位置偏下（6～7 層），注入水難以實現平面驅替，驅替效果明顯低于另外兩口井，構造高部位的剩余油仍然難以有效動用。A51H井平面位置位于井組邊部、構造高部位，注入水能夠起到較好的平面驅替效果。A5H2 井平面位置位于井組邊部、構造腰部，但井軌跡位置高（1～2 層），注水可對儲層上部和隔夾層剩余油起到較好平面驅替效果，且注水效果明顯好于其他兩口井作為注水井的方案。由此可以看出，選擇合適的注水井，形成合理注采井網，對注水加強平面驅替效果至關重要。在選定注水井形成注采井網的基礎上，通過注水優化可在一定程度上改善開發效果，但由于注入水多沿前期水脊、水錐的優勢通道向下部運移，對頂部剩余油平面驅替效果改善程度有限，所以，整體上提高的采收率幅度有限。

3.2 注氣驅替方案

結合現場實際，推薦的注入氣體介質為CO2。考慮到 A41H 井雖然位于構造高部位，但是井軌跡位置偏下，所以選擇 A4H1 井進行注氣加強平面驅替調整方案論證，設計連續注氣量為40 000 m3/d。但根據預測結果，注氣2 a 后，區內發生氣竄現象，氣竄時的含氣飽和度如圖8 所示。突破后注入井氣竄到生產井，注入的CO2直接從生產井采出，形成無效循環，突破后剩余油儲量變化不大，后期注氣效果差。因此，在注氣驅替時需要配合防氣竄措施，可通過開展水氣交替驅替，盡量延長有效注氣的作用時間。

圖7 各井注水方案預測

圖8 發生氣竄時的含氣飽和度展布

3.3 水氣交替驅替方案

水氣交替驅替方案同時兼備了注水與注氣的優點，在平面上加強了驅替，并且注氣可形成局部小氣頂，從而加強了縱向上的驅替，使構造高部位難以動用的剩余油得到有效開發。水氣交替驅替方案由于注水的存在，不會產生像連續注氣那樣嚴重的氣竄現象；同時，水氣交替還可以延緩氣體的指進、突破和氣竄，緩解單一注氣波及系數低的矛盾。水氣交替既可以保持較高的驅油效率，又可以調整注入剖面、提高注入介質的波及效率，此外還可加強平面驅替能量，降低縱向能量補充的比例，從而延緩縱向底水水脊水侵，降低含水。因此，水氣交替驅替能夠較好地動用剩余油，取得相對單一注水/注氣更好的開發效果。為了方便對比，仍采用A4H1 井進行水氣交替驅替方案論證。設計日注水量為 200 m3，日注氣量為40 000 m3，并設計注水時間與注氣時間之比分別為1∶1、1∶2、1∶3 三個不同的交替時間方案（1∶1 即注水時間與注氣時間均為一個月，且交替進行；其余以此類推）。

注入15 a 預測結果（圖9）表明，水氣交替驅替方案參數的設計也會影響開發效果，當水氣交替時間為1∶2 時，累計產油量最多，可達190.38×104m3，采出程度達46.52%，開發效果最優，驅替后的研究區內含油飽和度如圖10 所示。

4 結論

（1）強底水油藏在開發過程中，底水為油藏提供充足的天然驅替能量，但油井見水時間早、無水采油期短，生產井一旦見水，形成水流優勢通道。隨著開采的進行，流線由平面驅替逐漸向縱向驅替轉變，在水油流度比高的油藏，容易發生油井高含水，甚至暴性水淹，導致剩余油主要分布在上部儲層、構造高部位和井間。

圖9 水氣交替采出程度對比

圖10 水氣1∶2 交替驅替后的含油飽和度展布

（2）若儲層中存在物性較差、滲透率相對較低的隔夾層，會起到遮擋效果，從而延緩底水錐進。隔夾層連續性越好，厚度越大，滲透率越低，則遮擋效果越明顯。數值模擬研究表明，CFD11-1 油田NgIII 砂體剩余油可以劃分為構造高部位、無井控制區域、井間、隔夾層遮擋以及繞流導致的相對低滲透儲層難動用剩余油等五種類型。

（3）注水驅替會加強平面驅替，對正韻律儲層中下部和部分隔夾層剩余油具有較好驅替效果，但構造頂部的剩余油難以動用；連續注氣驅替可形成局部小氣頂，從而加強縱向驅替，但易產生氣竄，導致注氣有效期變短；水氣交替驅替兼備了注水與注氣的優點，又彌補了各自的缺點，可使難以開發的剩余油得到有效動用。