非均質高含水油藏流場調整提高采收率研究
——以孤東油田七區西區塊館陶組為例

秦婷婷，傅 強，李林祥，官敬濤，楊 冰，卞雅倩

（1. 同濟大學海洋與地球科學學院，上海 200092；2. 中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營 257000）

孤東油田自1985年投入開發以來，先后歷經開發準備、產能建設、注水見效、井網調整高產穩產、控水穩油綜合調整及推廣化學驅提高采收率六個階段，目前已進入油田開發后期，面臨著含水高、采出程度高、剩余采油速度高、儲采比低等嚴峻開發形勢，需要針對不同區塊、不同儲層類型采取不同的開發調整措施實現油田穩產增效開發技術。孤東油田七區西區塊館陶組Ng52+3砂體儲層目前具有井口產液含水量高、壓力高，井下注水流線固定等開發特點，以本區塊為示范區，進行井下流場調整試驗，以達到進一步挖掘剩余油、提高采收率的目的。

1 油藏地質狀況及開發現狀

孤東油田七區西區塊位于孤東構造的東側，是孤東油田的第一大區塊（圖1）。Ng52+3砂層為典型的曲流河正韻律沉積砂體，平均孔隙度為34%，平均空氣滲透率為1 767×10-3μm2，含油面積為9.2 km2，有效厚度為7.2 m，地質儲量為1 315×104t。地面脫氣原油密度為0.945 g/cm3，地面原油黏度為420.0 mPa·s，地下原油黏度為38.4 mPa·s。該砂層自1986年開始投入開發，1990年進行井網調整時由300 m×300 m的反九點注采井網加密為300 m×150 m的正對行列式注采井網，此后沒有進行過大的層系井網調整。井網和地下流線的固定，導致砂體底部存在高耗水帶，注水低效循環。目前，孤東油田七區西Ng52+3砂層已進入特高含水階段，截至2013年6月，Ng52+3砂層油井總井數68口，開井47口，平均單井日產液83.8 t，平均單井日產油1.5 t，累產油557.0×104t，采出程度為43.9%，綜合含水98.2%，采油速度為0.21%；水井總井數45口，開井41口，日注水9 961 m3，累注水9 490×104m3，累注采比為1.16，地層壓力為13.9 MPa，地層總壓降為-1.2 MPa。

圖1 孤東油田分區示意圖

為進一步開發孤東油田七區西區塊的剩余油，提高采收率，并規避調整井網的風險，選取了能代表全區地質開發特點、儲層連片發育的局部示范區開展先期研究，為下步推廣全區提供可靠依據。示范區位于孤東油田七區西Ng52+3砂層的中西部（圖1），平均孔隙度為34%，平均空氣滲透率為1 710×10-3μm2，含油面積1.5 km2，有效厚度為10.0 m，地質儲量為275.0×104t，采出程度為46.4%，綜合含水99.1%。目前井網共有油井13口（含水平井3口），開井0口，共有水井21口，開井11口（圖2）。

圖2 七區西區塊Ng52+3砂層示范區井網現狀

2 Ng52+3砂層油藏地質特征

2.1 儲層非均質性

2.1.1 平面非均質性

從砂體幾何形態來看，平面上，Ng52+3砂層砂體主要為土豆狀砂、條帶狀砂和席狀砂，有效厚度主要為4.0～12.0 m，自東向西有效厚度逐漸增加。孔隙度自東向西逐漸增加，但整體上變化不大，。滲透率主要為500×10-3～1 500×10-3μm2，整體趨勢為自東向西逐漸增加；沿河道方向滲透率級差為1.8，垂直河道方向滲透率級差為4.8。含油飽和度主要為30%～60%，變化趨勢為自中部向外側逐漸降低。

2.1.2 層內非均質性

Ng52+3砂層砂體層內非均質特征表現為砂體上部儲層非均質性強，中下部均質性強。Ng52+3砂層上部平均滲透率為189×10-3μm2，級差為43.0；中部平均滲透率為2 176×10-3μm2，級差為8.2；下部平均滲透率為4 032×10-3μm2，級差為4.6。

2.2 層內夾層研究

Ng52+3砂層內部發育有泥巖夾層，數量一般為1～3個，厚度為0.3～0.4 m。平面上Ng52+3層主要在主河道內發育1～3個泥巖夾層；總夾層厚度一般小于2.0 m。從Ng 522層與Ng 531層間單一泥巖夾層發育特征來看：泥巖夾層在主河道內發育較穩定，但厚度薄，一般小于1.0 m。縱向上泥巖夾層多發育在曲流河點壩砂層中上部，主要在Ng 521和Ng 522小層發育。

2.3 剩余油分布特征

在注水開發過程中，高滲層注采井間突進嚴重形成優勢流場后，水驅控制程度差的區域會富集剩余油[1-5]。通過飽和度測井資料、吸水剖面資料、數值模擬數據以及新鉆井測井響應特征綜合分析可以得出，平面剩余油主要以油井排、油水井排間富集為主。油井排含油飽和度為28%～56%，平均值38%；水井排含油飽和度為16%～44%，平均值31%；油水井排間含油飽和度為18%～46%，平均值35%。全區平均含油飽和度為36%。層內剩余油在厚油層中上部富集，剩余儲量在主力韻律層富集，物性夾層對剩余油有一定的遮擋作用[6-8]。Ng521小層厚度較小、層內非均質性嚴重、開發井網較完善，剩余油在平面上主要分布在薄砂層和低滲區。Ng522小層是Ng52+3層的主力層位，厚度大、均質性好、井網完善，因此剩余油主要在油井排、油水井排間富集。Ng531小層也是Ng52+3層的主力層位，厚度僅次于Ng522小層，中心區域物性較好、邊緣區域物性較差均質性好，井網不完善，因此剩余油主要分布在邊緣區域。Ng532小層是Ng52+3層中厚度最薄的，均質性較差，井網也不完善，因此該小層基本未被水驅，剩余油飽和度較高（表1）。

表1 七區西區塊Ng52+3砂層各小層采出情況

3 開發調整技術研究

研究表明，孤東油田七區西Ng52+3砂層目前綜合含水達到98.2%，已處于特高含水階段。儲層非均質性較強，層內發育有物性夾層；平面上剩余油主要分布在油井排、油水井排間，垂向上剩余油主要在儲層中上部富集。全區平均含油飽和度為36%，具有進一步挖潛剩余油的條件，因此，針對孤東油田七區西Ng52+3砂層流線固定的特征，對示范區開展轉流線試驗，以期提高特高含水條件下的剩余油采收率。

3.1 流場調整方案設計

進行油田的開發調整，首先是完善井網，提高井網控制程度好的油層的動用程度；其次是完善注采系統，提高油層的水驅控制程度；最后是根據剩余油分布規律，有針對性地實施井網重組、調剖或側鉆井等技術措施，提高剩余油的動用程度[9-14]。對于平面上富集在油井排、油水井排間的剩余油，可以通過加密、抽稀和油水井井別互換等手段來轉流線[15]，改變地下流線分布，擴大注入水的波及面積，提高弱驅部位的采出程度[16-18]。對于垂向上富集在正韻律厚砂層頂部的剩余油，可以利用水平井或層內細分調整的手段來挖潛[7]。

根據示范區地質狀況以及剩余油分布狀況，設計并優選了4套井網變流線調整方案，其中原井網變流線方案2套，抽稀方案1套，加密方案1套。

①方案一：隔一轉變井別。井排由南北向轉為東西向，改變流線90°。方案共設計油井24口（含新油井5口），水井17口（含新水井4口）。

②方案二：九點井網。油井隔一轉注，形成300 m×150 m九點法井網，流線調整45°，90°。方案共設計油井9口（含新油井2口），水井32口（含新水井7口）。

③方案三：抽稀。油井、水井隔一關停，形成300 m×300 m交錯行列式井網，流線調整45°。方案共設計油井9口（含新油井2口），水井12口（含新水井2口）。

④方案四：隔一轉變井別，加密。井排由南北向轉為東西向，改變流線90°，原井排間加密一排井組，形成150 m×150 m的正對行列式井網。方案共設計油井42口（含新油井23口），水井32口（含新水井19口）。

3.2 優選方案

以上四套方案均通過改變流線方向，來挖潛平面剩余油，但調整后的水驅效率不同。通過數值模擬預測的15年末的采出程度和綜合含水數據來考察調整后的水驅效率。在示范區總采液量一定（采液量1 800 m3/d、采液速度24%）的情況下，方案二和方案三的開發效果較好；在單井采液量一定（單井采液量200 m3/d）的情況下，方案四的開發效果最好（圖3）。

圖3 七區西區塊Ng52+3砂層流場調整方案預測開發效果

考慮到經濟效益，對基礎方案、完善方案及六套調整方案計算15年的投入產出比可知：在示范區總采液量一定情況下，方案三最優，方案二較優；在單井液量一定情況下，方案三最優，方案一較優，方案二次之（圖4）。

圖4 七區西區塊Ng52+3砂層流場調整方案預測經濟效益

綜合上述研究可以得知，方案三為最優實施方案，方案二次之。井網抽稀可以提高注水利用率，降低注水成本[17]，但抽稀之后油井、水井開井數大量減少，實際生產中可能會影響產量，風險較大。同時前人研究表明，在同一井組、相同井距和采液速度條件下，九點井網是特高含水后期井網調整的最佳選擇，因為轉九點法調整井網能明顯減小變異系數，這表明水驅更加均勻[18-19]。另外九點井網既可挖掘油水井排間剩余油，也可充分動用油井間的剩余油。因此結合目前Ng52+3示范區的油水井現狀，為了充分利用老井，減少新井的工作量，最終選擇結合方案二和方案三將示范區井網部署成大、小九點井組。大、小九點井網的分區域部署，能夠提高注水利用率，使水驅更加均勻，強化弱驅，挖潛油井排、油水井排間的平面剩余油。關停水平井的重新啟用則重點挖潛孤東油田七區西Ng52+3層頂部的剩余油。具體調整方案為油井、水井隔一轉注，分別形成兩個300 m×150 m小井組和兩個300 m×300 m大九點井組（圖5）。注采參數優化調整研究后確定，小九點井組液量為200 m3/d，大九點井組液量為300 m3/d。

圖5 七區西區塊Ng52+3砂層流場調整示意圖

在實際實施流場調整方案時，在原示范選區的北部、南部分別外擴了兩個大小九點井組，共實施8個井組。擴大后選區含油面積為4.2 km2，有效厚度為9.0 m，地質儲量750.0×104t。后續開發調整時，1號2號井組暫緩實施，7號8號井組調整為轉90°行列井組（圖6）。

圖6 七區西區塊Ng52+3砂層示范區流場調整實際部署

3.3 實施效果

從孤東油田七區西區塊Ng52+3砂層示范區實際開發效果來看，在方案實施初期生產形勢總體良好，后期遞減比較大（圖7）。孤東油田七區西Ng52+3砂層示范區自2013年末開始流場調整后，日產液水平、日產油水平以及綜合含水均明顯好轉。2016年6月，日產油水平達到最高峰12.3 t，綜合含水降低到98.5%，日產液水平達到817.0 t。此后開發效果遞減比較大，日產油水平和日產液水均大幅降低，綜合含水基本維持在98.5%。截至2019年末，孤東油田七區西Ng52+3砂層示范區日產液水平為306.0 t，日產油水平為3.7 t，綜合含水為98.8%，與流場調整之前相比，開發效果仍有所改善，說明流場調整能夠有效延長特高含水后期油藏的經濟壽命期。

圖7 七區西區塊Ng52+3砂層示范區流場調整后生產曲線

4 結論

（1）孤東油田七區西區塊Ng52+3砂層為典型的正韻律曲流河沉積厚層油藏。經水驅開發后，其平面剩余油主要以油井排、油水井排間富集為主，層內剩余油主要在厚油層中上部富集；剩余儲量主要在主力韻律層富集，層內物性夾層對剩余油的驅替有一定的遮擋作用。

（2）流場調整是特高含水后期挖掘剩余油的有

效手段。通過井網調整改變流線、調整剖面，挖掘油層潛力，改善開發效果，提高采收率，能夠有效延長特高含水后期油藏的經濟壽命期。孤東油田七區西區塊Ng52+3砂層示范區綜合利用抽稀和轉九點法井網的優點，部署成大、小九點井網，兼顧高效和低耗兩個方面確定調整方案，收到較好的效果，對類似油藏流場調整措施的選擇具有一定的借鑒意義。