渤海Q油田特高含水期水淹特征與剩余油挖潛

周軍良 何 康 舒 曉 陳紅兵 金寶強

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

近年來,我國各大含油氣盆地均有不同類型的油氣田陸續進入特高含水期[1-4],低效井增多、設施能力受限、剩余油高度分散等問題均使得老油田后期的高效開發面臨諸多挑戰。面對低油價背景及能源發展態勢,在做好新油田勘探評價與開發的同時,老油田高效開發意義重大。近年來剩余油精細描述、低效井管理、綠色低成本開發、二次開發理念、鉆完井新工藝等都成為老油田高效挖潛的研究熱點[5-8]。渤海Q油田為海上首個億噸級大型河流相砂巖油藏,具有構造幅度低、河流相儲層切割疊置復雜、油水系統多、邊底水活躍等特征。近年來隨著油田進入特高含水期,生產井高液低油、出砂低液低油,注水井注水受效不均、無效或注入能力受限等影響油田高效開發的問題日益增多,且剩余油高度分散、海上平臺無剩余井槽、設施處理能力有限等問題使得特高含水期油田的高效挖潛面臨諸多挑戰。相關學者先后圍繞儲層沉積相展布、儲層構型解剖、含水上升規律等方面開展了研究,也使得部分井組高效開發取得一定效果[9-12],但缺乏特高含水期剩余油高效挖潛方面的探索及研究。本文在系統梳理油田問題及低效井成因類型的基礎上,對油田特高含水期水淹特征及剩余油富集模式進行分析,結合現有工藝措施,圍繞低效井治理針對性提出高效挖潛對策,有效指導了近年油田剩余油的挖潛,探索出了海上砂巖油藏特高含水期高效挖潛的新模式,對相似油田具有較好的借鑒意義。

1 研究區概況

渤海Q油田地處渤海中部海域,構造上位于渤海灣盆地石臼坨凸起的中部,是一個古潛山背景上發育起來的被斷層復雜化的大型低幅度披覆構造,南鄰渤中凹陷,北與秦南凹陷相鄰,見圖1。鉆井揭示該油田自上而下發育新生界第四系平原組,新近系明化鎮組、館陶組,古近系東營組以及中生界、古生界、元古界—太古界地層,古近系沙河街組及孔店組地層在該區未接受沉積。其中含油層位主要為明化鎮組和館陶組,構造整體為低幅構造,圈閉幅度普遍小于20 m,油藏埋深850～1 550 m,儲層具有高孔高滲的特征。其中明化鎮組為曲流河沉積,受河流相切割疊置的影響,儲層厚度5～30 m,油藏類型受構造、巖性雙重控制,以巖性、巖性—構造邊底水油藏為主,館陶組為辮狀河沉積,儲層厚度基本大于30 m,油藏類型受構造控制,以構造底水油藏為主?？v向上不同流體系統、不同流體性質、不同油藏類型在油田各區塊均有發育,邊底水多具有中等偏強的天然能量。油田早期以定向井合采開發為主,層間矛盾突出,隨著一次綜合調整水平井分層系開發后,油田采用定向井、水平井聯合井網開發,油田開發矛盾也由層間轉向了層內,邊水、底水、注入水的突破,使得油田綜合含水達93.7%,進入特高含水期。

圖1 渤海Q油田區域構造位置圖Fig.1 Regional structural location of Bohai Q oil filed

2 開發問題及低效井分類

2.1 開發問題

油田分層系開發進入特高含水期后,主要通過優化注采、提高液量、局部挖潛來改善油田的開發效果。但儲層平面非均質性導致的注采受效不均問題日益突出,無效注水井、低液低油采油井增多;邊水、底水、注入水不斷突破,含水升高,穩油控水難度大,高液低油采油井增多;高含水階段疏松砂巖油藏大液量提液生產需求加大,篩管井出砂導致低液低油乃至無液、小尺寸管柱提液受限導致低液低油、平臺處理能力不斷逼近極限;邊水油藏井距200～250 m,底水油藏井距150～200 m,小井距低井控下剩余油的挖潛難度進一步加大;油田現有平臺無剩余井槽,后期挖潛井位實施難度較大。低效井的利用及治理成為油田后期高效挖潛的重要方向。

2.2 低效井分類

油田進入特高含水期,合理利用、有效治理低效井對油田的綠色、低成本開發意義重大[6-7],尤其對于海上油田而言,低效井的利用對特高含水期油田的高效挖潛尤為重要。為了更有針對性地指導低效井治理,本文結合地質油藏特征、完井方式、開發方式等,按主控因素將低效井分為三類：一是由于地下地質條件形成的,包括儲層物性差、儲層連通性差或局部不連通導致供液能力、注入能力受限的低液低油井、高壓低注井;二是生產因素導致的高液低油井以及低壓高注井,高液低油井主要由注入水、邊水、底水突破形成以及高采出程度形成,低壓高注井主要由注入水突破無效循環導致;三是工程因素導致的低效井,包括設施處理能力受限導致無法進一步提液的高液低油井,管柱尺寸較小導致無法有效提液形成的低液低油井以及井筒出砂導致的低液低油井。渤海Q油田特高含水期低效井成因、生產特征及治理對策見表1。

表1 渤海Q油田特高含水期低效井成因、生產特征及治理對策表

3 水淹特征及剩余油分布規律

多層砂巖油藏往往隨著開發的深入,出現平面、層間、層內三大開發矛盾,不僅制約著油田開發的效果,也對后期剩余油的挖潛有著重要影響[13-16]。渤海Q油田一次綜合調整水平井分層系開發后,油田層間開發矛盾得到有效解決,平面及層內開發矛盾成為剩余油分布的主控因素。不同區塊取心及過路層位的水淹級別反映了剩余油富集程度。

3.1 水淹程度劃分

基于研究區密閉取心井資料,結合鏡下巖心觀察、滴水實驗、沉降實驗、鏡下觀察、飽和度分析化驗,對特高含水期油層水淹程度進行了研究。在顯微鏡下對密閉取心井巖心進行觀察,看到不同水洗程度巖石顆粒間原油附著程度存在明顯差異，見圖2。利用巖心分析資料對測井解釋結果進行標定,通過測井計算出原始含油飽和度和目前含油飽和度,進而得到驅油效率。利用油水相對滲透率實驗結果,根據驅油效率和含水率之間的關系,針對不同原油黏度制定相應的水淹級別標準。綜合將研究區水淹程度分為四個級別：未水淹層,含水率≤10%；弱水淹層,含水率>10%且≤40%；中水淹層,含水率>40%且≤80%；強水淹層,含水率>80%。從圖2可以看出：未水淹層顆粒間充滿原油,油脂感強,見油膜,無潮濕感；弱水淹層顆粒間為原油,油脂感強,但具潮濕感；中水淹層部分顆粒表面見水膜,水濕感較強；強水淹層顆粒表面水膜較為發育,水濕感強。由此可知，特高含水期未水淹、弱水淹層剩余油相對富集,中水淹層含油級別中等,強水淹層基本無剩余油。

a)未水淹層a)Unflooded layer

3.2 平面水淹特征

研究區油藏類型整體受構造及巖性雙重控制,因此平面水淹特征及剩余油分布不僅與井網有關,還與構造及巖性變化因素息息相關。近年來73個過路井樣品點表明研究區整體平均水淹比例為27.1%,雖處于特高含水期,但剩余油相對富集。為弄清平面剩余油富集位置,結合研究區井網、油藏構造、砂體邊界及流體界面等因素,將各開發區塊平面分為井間密井區、井間稀井區、流體邊界區、砂體邊部區及近斷層區。井間密井區位于已開發砂體內部,開發井井網密度150～250 m;井間稀井區位于已開發砂體內部局部低井控區,開發井井網密度多大于250 m;流體邊界區位于內含油邊界或油水界面附近,油柱高度多小于10 m;砂體邊部區位于砂體尖滅線附近,儲層厚度多小于6 m;近斷層區位于高部位邊界斷層及砂體內部派生斷層附近,井控程度有進一步提高空間。從圖3各區的水淹情況來看,井間密井區水淹程度最高,且強水淹比例較高,達25%,這主要與井網較密、注采相對完善有關,但局部水淹程度低,剩余油富集;近斷層區及砂體邊部區水淹比例較低,見圖3-a),近斷層區水淹比例低與局部井控程度低、構造幅度相對較高有關,砂體邊部區水淹比例低與儲層厚度相對薄、局部平面滲流界面遮擋、井控程度低有關,未水淹層厚度平均4 m,見圖3-b),剩余油富集。流體邊界區及井間稀井區水淹比例相差不大,但井間稀井區強水淹比例較低,中水淹、弱水淹為主,與井控程度相對較低有關,流體邊界區水淹程度與邊底水的推進程度有關。結合不同區塊平面水淹特征,分析認為近斷層區及砂體邊部區剩余油富集,井間稀井區相對次之,然后為流體邊界區,井間密井區剩余油富集程度整體較低。

a)不同區塊各級別水淹比例a)Flooding ratio in different blocks

b)不同區塊各級別水淹厚度b)Flooding thickness in different blocks

3.3 縱向水淹特征

縱向剩余油分布主要受控于河流相砂體的韻律特征、河道砂體的切割疊置程度及隔夾層的發育規模,而縱向水淹特征往往反映了縱向剩余油的分布及富集特征。通過近年來過路井73個樣品點證實,研究區發育未水淹型、底部水淹型、頂底水淹型、底部差異水淹型、遮擋上部水淹型、遮擋下部水淹型、半遮擋水淹型、全水淹型共8種縱向水淹類型,見圖4。渤海Q油田縱向和不同區塊的不同水淹類型水淹比例統計見表2～3。由表2～3可以看出：渤海Q油田特高含水期,全部水淹型及頂底水淹型的水淹程度較高,其中前者水淹程度以強水淹為主,后者強水淹比例占53.4%,僅23%未水淹,主要分布于井間密井區,與井控程度高、水驅動用程度高相關;半遮擋水淹型及底部水淹型,水淹比例分別平均為42.9%、38.6%,剩余油相對富集,半遮擋水淹型主要分布于井間密井區、井間稀井區、近斷層區,與河道砂體切割疊置有關,底部水淹型在不同區塊均有發育,與河道儲層韻律特征有關,水淹程度與局部動用程度低或巖性遮擋有關;底部差異水淹型、遮擋下部水淹型和遮擋上部水淹型剩余油較富集,未水淹比例大于70%,遮擋下部水淹型在各區塊均有發育,底部差異水淹型、遮擋上部水淹型主要在井間密井區發育;剩余油最富集的區域為未水淹型,在平面各區塊雖均有發育,但主要分布于砂體邊部區以及流體邊界區、井間稀井區,主要與動用程度相對較低有關。

a)未水淹型a)Unflooded

表2 渤海Q油田縱向不同水淹類型水淹比例統計表

表3 渤海Q油田不同區塊不同水淹類型水淹比例統計表

3.4 剩余油分布規律

結合過路井實鉆樣品點的平面及縱向水淹特征統計分析,認為研究區剩余油的富集整體受控于開發井網、巖性遮擋、局部微構造及斷層等因素。根據渤海Q油田現有開發井網、巖性遮擋樣式、構造特征等控制因素的重要程度將剩余油富集類型劃分為井控型、巖性遮擋型以及構造控制型,其中井控型受控于井區井網密度、老井開采方式及儲量品質,井控型剩余油主要分布于流體邊界區、砂體邊部區、井間稀井區及近斷層區;巖性遮擋型剩余油平面受控于曲流河廢棄河道及末期河道泥質沉積,縱向受控于河道間泛濫平原泥質沉積,主要分布于井間密井區,又可細分為平面遮擋區、縱向遮擋區以及復合遮擋區;構造控制型剩余油受控于局部正向微構造及斷層,可細分為微正構造區、斷層遮擋區、構造高點區。這些區域為油田特高含水期的剩余油富集區,是油田進一步挖潛的重點,渤海Q油田特高含水期剩余油富集模式及挖潛對策見表4。

表4 渤海Q油田特高含水期剩余油富集模式及挖潛對策表

4 挖潛對策及效果

近年來,井網調整、老井側鉆、大泵提液、井下堵水、調驅調剖等都成為老油田剩余油高效挖潛的有效手段[17-18],相關學者也針對不同區塊油藏及工程問題差異,提出了分類挖潛對策[19-20]。面對渤海Q油田特高含水期高效開發挑戰,結合剩余油分布,圍繞低效井治理,開展剩余油高效挖潛對策研究意義重大。

4.1 挖潛對策

4.1.1 注采調整

隨著含水不斷升高,儲層平面非均質性導致的注采受效不均問題日益突出,因此有必要根據多期河流相砂體解剖成果、滲流屏障認識、剩余油分布及低效井分布狀況等對平面注采關系進行有效調整。圍繞剩余油富集模式,針對邊水油藏提出在井間密井區的巖性遮擋區,尤其平面巖性遮擋區、復合遮擋區開展注采調整,充分利用現有低效井開展過路層位補孔轉注或轉采,與周邊井形成有效注采井網,重點解決由于地下地質條件形成的采油井低液低油和注水井高壓低注問題。

4.1.2 措施改造

生產措施改造是改善油藏開發效果的重要手段,包括層內優化注水、層位堵水、酸化、大泵提液、化學防砂等。圍繞剩余油富集模式,針對邊水油藏提出在井間密井區的縱向遮擋區,對注水井開展層內優化注水改造、細分防砂段、調剖調驅,重點解決由于開發生產導致的采油井高液低油、注水井低壓高注問題;對于儲層物性差導致的采油井低液低油問題采用酸化、酸壓等措施進行井筒附近儲層改造,開展油藏能量評價分區,利用大泵提液或提高周邊注水井注水量后進行采油井大泵提液,提高波及效率,也可選用層內顆粒堵水工藝等解決由于水體突破導致的采油井高液低油問題;對于工藝因素導致的井筒輕度—中度出砂及采油井低液低油問題,采用化學防砂、中心管防砂改造恢復采油井產能。

4.1.3 老井側鉆

側鉆挖潛能較好地利用平臺設施及部分井筒,最大程度降低鉆井成本。近年來圍繞低效井治理及平臺設施利用,在渤海Q油田先后針對低效井與剩余油分布的位置,探索嘗試了井口側鉆挖潛、井筒內側鉆挖潛、井底同層側鉆挖潛等老井側鉆挖潛手段,在不同程度降低鉆井成本的同時,重點解決由于工程因素、地下地質條件形成的各類低效井。井底同層側鉆多適用于中—重度出砂以及水平段距儲層頂較近物性差形成的低液低油井,井筒內側鉆多適用于挖潛區域與老井眼較近的情況,井口側鉆則主要適用于液量對套管尺寸有要求、挖潛區距老井眼較遠的情況。

4.2 挖潛效果

近年來,以剩余油高效挖潛為目標,低效井治理為手段,渤海Q油田先后針對近60余口低效井提出治理對策。通過低效井的治理與剩余油的高效挖潛,油田綜合含水穩定在93.7%,遞減率變緩,開發指標持續向好,見表5。

表5 渤海Q油田近年開發指標及評價

5 結論

1)渤海Q油田水平井分層系開發后進入特高含水期,受河流相儲層橫向變化及切割疊置影響,層內矛盾日益突出,使得剩余油整體分散局部高度富集,受地質條件、開發因素、工程因素等影響發育不同類型低效井,成為油田高效開發的瓶頸。

2)渤海Q油田進入特高含水期剩余油的富集整體受控于開發井網、河流相橫向變化及縱向切割導致的平面和縱向巖性遮擋、局部微構造及斷層等,發育井控型、巖性遮擋型以及構造控制型剩余油富集模式。

3)渤海Q油田特高含水期的高效挖潛探索表明,特高含水期精細的剩余油研究、現有開發井網再調整以及對低效井的有效治理是特高含水期剩余油高效挖潛的有效手段,也是老油田低成本開發的關鍵。