底水油藏特高含水期剩余油分布表征技術研究

2020-12-23 03:12:56羅憲波侯亞偉

石油化工應用 2020年11期

羅憲波，侯亞偉，孟鵬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

1 油田概況

XF 油田位于沙壘田凸起，油田范圍內水深22.5 m～28.0 m。構造整體上表現為受基底古地貌和斷裂系統影響的披覆背斜、半背斜構造特征，閉合幅度較低，油田范圍內斷層不發育。含油層系多、縱向上含油井段長、平面和縱向上存在多套油水系統，表現為“一砂一藏”的特點。主要含油層段為新近系明化鎮組和館陶組，其中明化鎮組沉積類型為曲流河沉積，館陶組沉積類型為辮狀河沉積。儲層具有高孔高滲的特征，明化鎮組儲層平均孔隙度32.7 %，平均滲透率2 600 mD；館陶組平均孔隙度29.3 %，平均滲透率1 600 mD。原油性質縱向差異較大，明化鎮組以重質稠油為主，館陶組以常規中質油為主，由淺至深原油性質逐漸變好，稠油探明儲量占比71 %，為渤海油田典型的稠油底水油藏。

XF 油田于2004 年7 月投產，采用“整體部署、分期實施”的策略，分兩期開發。開發主要經歷了4 個階段，第一階段，產能建設階段，該階段油田投產水平井89 口，定向井12 口，隨著生產井陸續投產，產油量增加、含水快速升高；第二階段產量遞減階段新投產井少，產量遞減明顯、含水上升減緩、產液量平穩；第三階段調整穩產階段新增調整井，日產油量增加、綜合含水平穩、日產液量平穩；第四個階段為產液結構優化調整階段，產量遞減減緩、含水上升速度減緩、產液量穩定。截止2019 年，XF 油田綜合含水率為93.9 %，動用儲量采出程度為14 %。

2 “雙高”階段開發難點

2.1 底水油藏含水上升快，遞減大，油田穩產難度大

XF 油田以底水油藏為主，主要采用單砂體水平井開發模式，生產井投產初期表現為含水迅速上升，產量遞減快；隨著含水不斷上升，中高含水期階段遞減率逐步減緩。強底水油藏產量遞減大、含水上升快，油田穩產主要依靠高速開發的老井側鉆和新增調整井來實現，穩產手段單一，油田穩產難度大。

2.2 特高含水階段，剩余油認識難度大

目前全油田已進入特高含水階段，一方面由于采用水平井開發，測試資料少，剩余油研究難度大；另一方面，由于隔夾層的存在，造成了剩余油分布的進一步復雜化。

2.3 高含水期底水油藏挖潛難度大，水平井控水面臨挑戰

底水油藏布井主要依托隔夾層展布情況，而水平井開發模式，地質信息揭示少，導致隔夾層研究難度加大。近幾年實施的調整井也揭示了河流相油田剩余油分布的復雜性，同一砂體過路井揭示油層水淹厚度不一、油底高于鄰井水淹界面，水淹規律復雜導致底水油藏剩余油挖潛難度增加。目前XF 油田生產井含水率大于90 %的高含水井比例達到65 %左右，目前水平井堵水工藝難度大，控水手段比較單一[1-5]，針對高含水井缺少有效治理手段，水平井控水面臨嚴峻挑戰。

3 隔夾層定量描述技術

XF 油田明化鎮組砂體具有較強的底水能量，油田投產后，地層壓力基本保持在原始地層壓力附近。利用該層段不同砂體的相對滲透率曲線計算無因次采液指數顯示，含水在50 %～90 %期間無因次采液指數為初期的5～20 倍，具有早期大液量開采的物質基礎。XF 油田實際油藏模型研究表明，對于底水稠油油藏，采液速度對采收率影響不大，同時對比了不同含水階段累產油比例，無論低液量還是高液量開采，大部分的原油都是從高含水階段（fw>90 %）采出。因此對于XF 油田底水稠油，可以采用高速開采模式，XF 油田主力油藏采液速度最高達18.2 %，高峰采油速度達2.8 %，在不影響采收率的前提下縮短生產時間，提高經濟效益。

XF 油田以河流相沉積為主，隔夾層較發育，為了延緩底水，擴大底水波及體積，水平井主要部署在隔夾層上部。依據儲層的沉積模式，隔夾層性質、類別和成因分析，利用采集的高分辨率地震資料和新增的鉆井資料，針對不同類型的河型古河道刻畫，引入了振幅對比屬性，該屬性是一種改進的相干算法[6-8]，其將Sobel邊緣檢測算子融入三個維度求變化梯度的相干算法里，從而突顯出數據體里的微小差異，相比常規的相干方法，對刻畫微小古河道、廢棄河道具有更大的優勢。通過多屬性融合技術對反映河道的振幅對比屬性與反映砂體的均方根屬性融合，實現了復合河道的精細解剖，通過精細井震標定，建立夾層厚度與地震屬性的響應關系，利用地震屬性預測技術實現隔夾層定量描述。

4 特高含水期剩余油分布表征技術

XF 油田經過10 余年的開發，目前油田綜合含水93.9 %，進入特高含水期，采出程度14 %，如何進一步提高油田采收率，需要多專業協作研究剩余油分布規律及其影響因素，從而尋找剩余油的富集區。因此，根據河流相底水油藏的地質油藏特征，針對稠油不規則油水過渡帶、優勢滲流通道、物性時變等表征難點，開展底水油藏剩余油分布研究[9-12]。

4.1 基于標定J 函數法的初始飽和度構建技術

相對于邊水油藏，稠油底水油藏的過渡帶厚度和面積較大，常用的油藏初始化方法為平衡初始化方法，優點是過程簡單較易實現，但是無法描述過渡帶飽和度的變化。為了消除過渡帶厚度變化對模型計算結果帶來的影響，通常根據室內實驗在模型中設置毛管力大小，該方法存在一定的不足。實驗室測定的毛管力曲線差異較大，如果直接用于油藏數模，往往與測井解釋飽和度存在差異。

J 函數把儲層流體界面張力、潤濕性、滲透率和孔隙度等影響參數，進行綜合表征儲層的毛管力曲線特征。通過多個毛管壓力曲線需要處理得到平均J 函數曲線，針對油藏實際物性參數得到不同物性條件下的毛管力特征曲線。

油藏實際應用表明，基于標定J 函數的初始飽和度場與測井解釋飽和度吻合度高（見表1），較好的體現了油藏實際物性參數對飽和度的影響，大大提高了見水時間的擬合。

4.2 單網格尺度相滲聚類分區模擬技術

傳統相滲分區主要依據平面分斷塊垂向分層位確定各個分區，缺點不能準確描述同一斷塊內不同沉積微相滲透特征，同時無法準確表征相滲分區的模擬界限。此外，油田開發中取心實驗數據往往較少，不能完全覆蓋所有油藏單元，對此提出了單網格尺度的相滲聚類分區模擬技術。

相滲聚類分區技術是依據Kozeny-Carman 方程，通過儲層質量品質指標RQI 和標準化孔隙度指標兩個參數。相滲聚類分區后的模型，計算結果不僅能夠反映河流相儲層沉積特征，而且能夠較準確的反映不同沉積相帶的滲流規律。

4.3 單網格尺度物性時變模擬技術

XF 油田主要以水平井、大液量生產的方式進行開發，而大液量生產會對儲層進行一定程度的改造作用，近井地帶在長期水沖刷條件下，儲層的孔隙結構會發生變化，導致滲透率發生變化。目前，XF 油田部分老井由于高液量生產對近井地帶的儲層改造作用，導致該類井計算無因次比采液指數超過理論值數倍。該問題解決方法一般為，通過修改單井PI、表皮、傳導率等方法進行等效描述，等效表征為單井產能的提高或壓差減小，缺點是無法描述物性的空間變化，同時不能反映物性變化對滲流的影響。

表1 模型預測水淹層與過路井實測對比

通過文獻調研及水驅機理發現，物性變化是由孔隙中微粒（高嶺石）的遷移造成的，主要受注入流體的體積倍數決定。通過室內物理模擬實驗也證實，巖心在水驅后孔隙度和滲透率都有所增加，增加的幅度隨驅替倍數的增加而加大。油藏物性時變表達式為：

式中：α－油藏滲透率增大系數。

通過編制相應程序，提取傳統黑油模型各時間步網格模擬結果，計算單網格流體PV 數，根據過單網格流體PV 數劃分模擬階段，分模擬階段設置重啟，定義滲透率增大因子，通過多次迭代，擬合滲透率增大因子（該值范圍為0.005 7～0.01），實現網格空間物性的時變表征。過路井水淹數據表明，采用物性時變模擬技術可以大大提高剩余油擬合精度。

5 水平井隨鉆地質導向剩余油挖潛技術

受底水脊進影響，底水油藏水平井布井位置一般選擇靠近儲層頂部，以滿足避水高度的最大化，從而延緩含水上升速度。同時河流相油田儲層以正韻律沉積為主，儲層頂部物性變差，為了滿足后期提液的需求，水平井著陸深度不能過淺，這些因素就給水平井實施帶來了巨大挑戰。

為了解決傳統地質油藏隨鉆技術瓶頸帶來的問題，通過理論分析和方法研究，創新地形成隨鉆測井地質導向技術。該技術是指在水平井的鉆井實施過程中，根據各種地質資料將隨鉆測井技術、建模、地震、定向井等多專業相結合的實時互動式綜合研究，精細描述鉆頭所鉆遇的地層和將要鉆遇的地層。鉆前地質建模前導預測過程中，首次提出鉆前“導向井”選取“三相”原則：即相同（沉積微相）、相近（井距）、相似（地震響應特征），同時，通過對已鉆井速度逐井分析，結合相鄰的井的信息進行隨鉆地質評價，從相鄰的井測井曲線中獲取信息，預測目的層儲層結構模型。利用隨鉆數據實時更新，準確指導水平井實施，降低地質風險，垂向上優化井眼軌跡，實現了水平井的高效實施。

XF 油田實施16 口調整井的隨鉆地質導向工作，水平段平均油層鉆遇率達到90 %，著陸點位置均處于儲層有利位置，保證XF 油田低油柱油藏水平井成功實施。

6 產限結合優化產液結構

受海上工程設施的限制，海上油田不同于陸上油田產出液處理能力可以快速擴大，由于XF 油田工程處理能力受限，在特高含水期提液穩產難度較大。為了充分利用現有工程設施，以廣適水驅曲線理論為基礎，開展單井產液優化調整研究（見圖1）。通過分析單井提液能力和關井壓錐效果，確定單井最佳提液幅度和關井時間，通過產限結合提高油田產量，達到了穩油控水的目的。

7 應用效果

依據底水油藏水平井高速開發的策略，在剩余油精細描述的基礎上，以隨鉆測井地質導向為工具，XF油田近三年共計實施調整井32 口，鉆后單井平均初期日產油95 m3，超鉆前設計28 m3；初期單井平均含水率69 %，比鉆前設計低10 %，調整井累增油量80.3×104m3，調整井實施效果整體較好；在穩油控水方面，通過對單井產液量進行系統的優化調整，分批次提液72井次、限液31 井次，實現油田累積增油8.6×104m3，油田開發效果得到改善。根據油田特點、存在問題和需要，結合地質、地震、建模、測井等專業，總結得到了一套適合低油柱底水油藏水平井高效開發關鍵技術，并通過XF 油田近三年的開發實踐表明，該技術取得了較好的應用效果。