渤海復雜底水油藏開發調整策略制定及應用

章 威，王美楠，陽曉燕，張吉磊，胡俊瑜

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海Q 油田A 砂體是典型的曲流河沉積的砂巖稠油底水油藏，整體構造較平緩，油柱高度為8～20 m，屬于曲流河沉積，油層內部夾層比較發育；平均孔隙度30%，平均滲透率3 000 mD，屬于高孔高滲儲層；地層原油黏度為260 mPa·s，原始地層壓力11.3 MPa，飽和壓力4.6 MPa。目前綜合含水率96.2%，采油速度1.6%，采出程度29.3%。一次調整后，主要采用“定向井注水+水平井采油”近似排狀井網進行開發，注采井距200～300 m。然而，隨著開發的深入，不同井區注水開發效果差異大，無效注水加劇、產量遞減增大。因此，需要開展儲層精細解剖，并在此基礎上開展精細開發調整研究，制定開發調整策略，以期改善水驅開發效果。

對于夾層發育的底水油藏，如何利用好夾層和注入水改善開發效果顯得尤為重要。以往針對底水油藏的研究主要集中在水錐形態的描述[1-3]、臨界產量研究[4-5]、水淹規律研究[6-7]、注水開發效果評價[8-11]等方面；而對于底水油藏利用夾層進行開發調整的研究較少。為此，本文以渤海Q 油田A 砂體為目標區，針對儲層局部夾層發育的特征[12-15]，結合產液強度評價、含水率上升規律分析，將單個砂體細分為三類區域，制定不同區域的開發調整策略，實現單砂體內部的分區精細開發，有效改善了目標區的水驅開發效果。

1 單砂體精細分區及動態特征

目標區為典型的曲流河沉積的稠油底水油藏，儲層內部夾層比較發育。根據14 口井的巖心滲透率以及測井解釋泥質含量分析，泥質粉砂巖、粉砂巖泥質以及泥巖這些非滲透性巖層是儲層中夾層的主要類型，這些夾層滲透率小于1 mD，泥質含量大于70%，具有較好的滲流遮擋作用。

對目標區的儲層進行精細解剖[14-15]，解剖結果顯示，50%的區域無夾層或發育小范圍薄夾層，對底水錐進基本無遮擋，屬于底水油藏；30%的區域內部夾層發育，但夾層展布范圍有限，普遍小于注采井距，屬于夾層局部遮擋的底水油藏；20%的區域夾層分布穩定、范圍較廣，基本阻擋了底水，屬于邊水油藏。整體上，呈現出“儲層結構復雜、油藏類型多樣”的特征。基于此，將目標區細分為三類區域：無夾層底水油藏區、夾層局部遮擋底水油藏區和夾層全遮擋邊水油藏區。

產液強度評價：對目標區28 口水平井產液強度進行統計分析（圖1）可以看出，無夾層底水油藏區產液能力最強，平均為56 m3/（m·d）；夾層局部遮擋底水油藏區產液能力次之，平均為40 m3/（m·d）；夾層全遮擋邊水油藏區產液能力最弱，平均為29 m3/（m·d）。這主要是因為夾層對底水的遮擋作用，導致水平井供液能力受限；對于供液能力受限的區域需要進行人工注水補充能量，提高供液能力。

圖1 目標區水平井產液強度統計

含水率上升規律分析：對目標區水平井含水率曲線進行統計分析（圖2）可以看出，無夾層底水油藏區表現出明顯的底水油藏特征，含水率曲線沒有無水采油期，含水率上升較快，呈“廠”字型；夾層局部遮擋底水油藏區含水率曲線有1～2 年的無水采油期，見水后含水率快速上升，呈現出“S”型；夾層全遮擋邊水油藏區表現出明顯的邊水油藏特征，含水率曲線有2～3 年的無水采油期，見水后含水率緩慢上升，呈現出“爬坡”型。

圖2 目標區含水率上升規律分析

2 開發調整策略制定

2.1 無夾層底水油藏區

該區域無夾層遮擋，底水能量充足，供液能力較強，含水率上升較快，底水錐進現象嚴重，水平井在投產后很快形成水脊，建立水竄優勢通道，水驅波及范圍有限，井間剩余油富集。針對該區域，主要研究產液量和井距對開發效果的影響。

基于該區域的地質油藏參數，利用油藏數值模擬軟件建立對應的機理模型[16]模擬水平井開發過程，研究在不同產液量（600、800、1 000、1 200、1 500 m3/d）、不同井距（100、150、200、250、300 m）條件下單井累計產油量（以單井含水率大于98.0%或者日產油＜5 t 為終止條件）。根據模型計算結果，其他參數不變，僅改變產液量，單井累計產油量增長趨勢在產液量＞1 000 m3/d之后開始明顯變緩（圖3），這是因為繼續提液不會明顯改變水驅波及體積，只會提高驅油效率，但同時也加快了含水率上升速度，導致含水率快速到達98.0%而關井。其他參數不變，僅改變水平井井距，隨著水平井井距的縮小，單井累計產油量減少（圖4），這是因為隨著水平井井距縮小，水錐疊加效應更明顯，井間干擾更嚴重，井控儲量更低，單井累計產油量更低；考慮經濟性，以單井累計產油量5×104t 為限，最小井距為120～150 m。該區域大泵提液試驗井（D25H）及小井距試驗井（I12H）實際生產情況驗證了數模結果的可靠性（圖3、圖4）。因此，基于該區域調整前平均單井產液量600 m3/d、平均井距200～300 m 的現狀，推薦無夾層底水油藏區開發調整策略為大泵提液（單井產液量1 000～1 200 m3/d）、井間加密（井距120～150 m）。

圖3 不同產液量下單井累計產油量變化圖

圖4 不同水平井井距下單井累計產油量變化圖

2.2 夾層局部遮擋底水油藏區

該區域局部發育非滲透夾層，受儲層正韻律影響，注入水主要流向了夾層下部，夾層上部水驅開發效果差[17-19]，易形成“屋頂油”[20]。已有文獻[18-19]研究表明，該類油藏建議依據夾層分布特征實施層內分段注水可明顯改善水驅開發效果。因此，針對該區域，主要研究層內分注注采比及生產井產液量對開發效果的影響。

基于該區域的地質油藏參數，建立對應的油藏數值模擬機理模型[16]，利用已有文獻[18-19]的方法研究注采比（各段注水量與采油井產液量的比值）對開發效果的影響。建立三因素五水平的正交實驗，三個因素分別是未鉆遇夾層井注采比a，鉆遇夾層井夾層上部、下部注采比分別為b 和c，見表1。

表1 正交實驗因素取值表

根據模型計算結果，利用多元回歸方法，回歸得到單井累計產油量N 與注采比之間的關系式：

從式中可以發現：若使單井累計產油量最大，則a=0.4、b=0.2、c=0.4。即未鉆遇夾層井最優注采比為0.4、鉆遇夾層井夾層上部最優注采比為0.2、鉆遇夾層井夾層下部最優注采比為0.4。在此基礎上，研究在不同水平井產液量（400、600、800、1 000、1 200 m3/d）下單井累計產油量指標（以單井含水率大于98.0%或者日產油＜5 t 為終止條件）。模型計算結果顯示，在層內分注情況下，水平井最優產液量為800 m3/d（圖5）。如果產液量過低，水平井產能得不到有效釋放，水驅儲量動用程度低；如果產液量過高，易造成注入水突進、底水快速錐進，含水率快速上升而關井；因此，必然有最優產液量，在該產液量下，夾層上部注入水、夾層下部注入水及底水共同驅替剩余油，實現立體均衡驅替，水驅波及體積最大化，開發效果最優（圖6）。調整前，該區域主要采用定向井一段防砂、籠統注水的方式，水平井平均單井產液量400 m3/d。基于此，推薦夾層局部遮擋底水油藏區開發調整策略為層內分注（未鉆遇夾層井注采比為0.4，鉆遇夾層井夾層上部、下部注采比分別為0.2、0.4）、適當提液（單井產液量800 m3/d）。

圖5 層內分注后不同產液量下單井累計產油量變化圖

圖6 層內分注實現均衡驅替示意圖

2.3 夾層全遮擋邊水油藏區

該區域非滲透夾層連片分布，夾層完全阻擋了底水[20]，使得夾層之上為純邊水油藏，夾層之下為油柱高度較低（2～6 m）的底水油藏。對于夾層之下的油層，受技術、經濟限制，目前無有效開發方式，暫不動用。對于夾層之上的油層，主要研究注采井網對開發效果的影響。

一次調整之后，該區域采用“定向井注水+水平井采油”近似排狀井網進行開發，注采井距200～300 m。該井網模式下，注水井井間水驅無法波及，形成“死油區”，剩余油富集。因此，利用數值模擬軟件建立理論模型[16]研究井網轉換對開發效果的影響，結果表明：在注水井井間加密水平井，將井網轉換為五點井網，平面水驅波及系數可由70%提高至90%，開發效果明顯改善（圖7）。考慮河流相儲層平面非均質性較強，在井網轉換之后，同時實施平面產液結構調整，優化水平井產液量，對高含水率井實施降液生產、低含水率井實施提液生產，實現平面均衡驅替，可進一步改善水驅開發效果。因此，推薦夾層全遮擋邊水油藏區開發調整策略為井網轉換（排狀井網轉五點井網）、產液優化（高含水率井降液、低含水率井提液）。

圖7 井網轉換示意圖

3 應用效果分析

渤海Q 油田A 砂體2014 年實施一次調整，調整后日產油量上升了一個臺階，標定采收率32.0%，但穩產難度大，產量遞減大。2018 年，在本文研究成果指導下，該砂體開始分區域采用不同的策略進行開發調整：無夾層底水油藏區實施大泵提液8 井次，井間加密5 口井；夾層局部遮擋底水油藏區實施層內分注4 口井，提液6 井次；夾層全遮擋邊水油藏區注水井間加密4 口井，產液優化（提液或降液）8 井次。調整后，A 砂體實現連續穩產5 年（圖8）；預測采收率達到38.0%（圖9），較一次調整后提高6 個百分點，開發效果明顯改善。

圖8 A 砂體生產曲線圖

圖9 A 砂體采收率（甲型水驅曲線法）變化圖

4 結論

（1）對于局部夾層發育的底水油藏，其不同區域的靜態地質特征、動態生產特征差異較大，據此可劃分為三類區域（無夾層底水油藏區、夾層局部遮擋底水油藏區和夾層全遮擋邊水油藏區）采用不同策略進行開發。

（2）依據研究成果制定了不同區域的開發調整策略：無夾層底水油藏區為“大泵提液、井間加密”，夾層局部遮擋底水油藏區為“層內分注、適當提液”，夾層全遮擋邊水油藏區為“井網轉換、產液優化”。

（3）研究成果指導了渤海Q 油田A 砂體的開發調整工作，調整后該砂體開發效果明顯改善，礦場應用效果較好，為同類型油藏開發提供了借鑒。