陳 楠 魏 焜 李 虎

(中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司， 天津 300452)

綏中36-1油田是我國首次實施了整體加密調(diào)整的海上油田。在開始實施綜合調(diào)整之時，油田已開采20余年，進入了中高含水階段。目前在該油田已經(jīng)摸索出一套較為成熟的海上油田中高含水期加密調(diào)整方法和模式[1]，增產(chǎn)效果顯著，值得借鑒。而渤海旅大油田開發(fā)歷史雖較短，卻已逐步暴露出平面上局部注采井網(wǎng)不完善、井控程度低，縱向上多套層系合采存在層間干擾等問題。為了解決這些問題，改善油田開發(fā)效果，在旅大油田開展了常規(guī)稠油油藏早期調(diào)整研究[2-3]。2009 — 2017年共增加開發(fā)井27口(其中定向井20口、水平井4口、水平分支井3口)，增加可采儲量291.8×104m3，提高油田采收率5.1%。調(diào)整后，一方面顯著改善了油田的開發(fā)效果，提高產(chǎn)量近2倍，大幅提高了油田采收率；另一方面，形成了以早期完善井網(wǎng)為主，結(jié)合水平井局部挖潛和分層系開發(fā)思路的早期調(diào)整模式[4-5]。在此，總結(jié)旅大油田早期調(diào)整實踐中的策略、方案及具體實施情況。

1 基礎井網(wǎng)開發(fā)現(xiàn)狀分析

旅大油田構(gòu)造為復合斷塊，近南北走向；其東側(cè)和北側(cè)均以遼西1號斷層為界，西側(cè)呈斜坡向凹陷傾沒；構(gòu)造南北長5.5 km，東西寬1.5 km。平面上，遼西1號斷層和一系列次生斷層將該構(gòu)造自北向南分為3個斷塊。旅大油田主要含油層段分為東營組東二上段和東二下段。旅大油田的儲層分布相對較穩(wěn)定，油水分布主要受斷層和泥巖隔層的控制，縱向上存在多套油水系統(tǒng)，油藏類型以受巖性影響的層狀構(gòu)造油藏為主。圖1所示為旅大油田區(qū)域地理位置示意圖。

圖1 旅大油田區(qū)域地理位置示意圖

旅大油田產(chǎn)出原油具有密度大，黏度與膠質(zhì)瀝青含量高，含硫量、含蠟量與凝固點低等特點，屬重質(zhì)稠油。在縱向上，東二下段的地面原油性質(zhì)優(yōu)于東二上段；平面上，在同一層位、同一斷塊內(nèi)部構(gòu)造高部位的原油性質(zhì)優(yōu)于構(gòu)造低部位原油。目前油田開發(fā)中以下矛盾比較突出：(1) 局部區(qū)域注采井網(wǎng)不完善，部分儲量井控程度低，存在無井控制區(qū)；(2) 油層較厚，平均油層厚度為50.5 m，油層最大厚度達到88.9 m，大段合采層間干擾問題嚴重。

現(xiàn)場生產(chǎn)情況表明：東二下段Ⅰ油組比采油指數(shù)為1.0 m3(MPa·d·m)左右；Ⅲ油組比采油指數(shù)為1.39 m3(MPa·d·m)左右；旅大油田A37井Ⅰ至Ⅲ油組實行大段合采，比采油指數(shù)為0.76 m3(MPa·d·m)左右，遠低于各個單油組的比采油指數(shù)。綜合分析認為，層間干擾是導致這一現(xiàn)象的主要原因，受物性、流體、壓差等因素的綜合作用，合采狀況下部分油層的產(chǎn)能沒有完全釋放出來。東二下段各開發(fā)井射孔厚度與單井初期比采油指數(shù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，生產(chǎn)井初期產(chǎn)能與射孔厚度具有較好的相關性，隨著射孔厚度的增加，油井比采油指數(shù)呈下降趨勢。層間干擾問題是導致多油層、厚層合采當中比采油指數(shù)下降的主要原因，可采取分層系開發(fā)方式來解決。

2 調(diào)整策略探討

2.1 剩余油分布規(guī)律分析

在實施綜合調(diào)整前，旅大稠油油田綜合含水率為30%，采出程度為4.9%，整個油田尚處于中低含水階段，剩余油分布較集中且相對富集。當前的剩余油定量研究主要以油藏工程和油藏數(shù)值模擬技術為主[6-8]。此次調(diào)整中，應用油藏數(shù)值模擬技術進行綜合研究。

2.1.1 平面剩余油分布特征

由于斷層附近注入水的水驅(qū)程度較弱，水驅(qū)動用效果較差，且附近又是剩余油富集區(qū)，因此斷層成為平面上剩余油下一步挖潛的重點區(qū)域。受邊界斷層影響，旅大油田北側(cè)和東側(cè)存在大量剩余油，更是剩余油挖潛的主要區(qū)域。圖2所示為旅大油田東二上段III油組剩余油分布示意圖。

旅大油田油藏內(nèi)部存在注采井網(wǎng)不完善區(qū)域，井控程度較低，或油井間因無注水井而形成死油區(qū)。這些死油區(qū)都是剩余油的富集區(qū)。圖3所示為旅大油田東二下段I油組剩余油分布示意圖。

旅大油田東二上段油藏邊部稠油流體性質(zhì)較差，存在儲量未動用區(qū)域，該區(qū)域也是今后實施剩余油挖潛的重點區(qū)域。

圖2 旅大油田東二上段III油組剩余油分布示意圖

圖3 旅大油田東二下段I油組剩余油分布示意圖

2.1.2 縱向剩余油分布特征

油層縱向上非均質(zhì)性強，層間矛盾和合采層間矛盾都較突出，各主力層采出程度差別也較大。圖4所示為旅大油田東二上段部分小層最終采收率、采收程度對比圖。

旅大油田儲層以均質(zhì)韻律性類型為主，油層中上部為剩余油富集區(qū)。東二上段主力砂體均屬于三角洲前緣沉積的高滲透均質(zhì)韻律儲層，在重力作用下，水質(zhì)點易下沉，使水流沿下部竄流，從而使上部儲層水洗程度較弱，而剩余油主要分布于儲層上部。

圖4 旅大油田東二上段部分小層最終采收率、 采出程度對比圖

2.2 綜合調(diào)整方案設計

根據(jù)旅大油田目前存在的問題及油田調(diào)整對象，設計以下綜合調(diào)整原則[9-10]：

(1) 利用旅大油田現(xiàn)有設施，參考綏中36-1油田調(diào)整方案進行調(diào)整，降低所需投資金額，提高經(jīng)濟效益；

(2) 完善油田注采系統(tǒng)，充分動用地質(zhì)儲量，提高采油速度和采收率；

(3) 東二下段實施分層系開發(fā)，采用特殊井型開發(fā)東二上段稠油；

(4) 考慮油田未來調(diào)整的需要，預留新建設施余量。

根據(jù)以上原則，旅大油田綜合調(diào)整方案共設計定向井21口，設計水平井6口，預計可提高采收率5.1%，增加可采儲量291.8×104m3。

2.3 方案實施效果分析

2009 — 2017年，所設計的27口調(diào)整井陸續(xù)投產(chǎn)，調(diào)整井初期平均產(chǎn)能達111.2 m3d，實施效果較顯著。

進行早期調(diào)整時，油田剩余油富集，水淹程度較低。旅大油田調(diào)整井總體水淹程度不高，未水淹油層厚度比例約占89.9%，中水淹油層厚度比例約占1.40%，強水淹油層厚度比例僅占1.70%。

調(diào)整目標應以定向井完善注采井網(wǎng)為主，并結(jié)合水平井局部挖潛和分層系開發(fā)的思路來進行[11-12]。針對東二上段，利用定向井完善油田的注采井網(wǎng)，同時利用水平分支井(J24M)動用邊部油水過渡帶稠油區(qū)；針對東二下段，利用水平井、同井抽注井并增加定向井，逐步實現(xiàn)分層系開發(fā)。

調(diào)整方案實施效果較顯著，同時產(chǎn)量大幅提高，旅大油田年產(chǎn)油量從1 576 m3提高至3 052 m3。從稠油油田采出程度與含水率關系來看，旅大油田開發(fā)效果顯著。經(jīng)過綜合調(diào)整，旅大油田的采油速度從調(diào)整前的1.0%(2009年)提高至1.8%(2011年)，油田開發(fā)效果得以明顯改善。圖5所示為旅大油田開采曲線。圖6所示為旅大油田含水率與采出程度關系曲線。

圖5 旅大油田開采曲線

圖6 旅大油田含水率與采出程度關系曲線

3 結(jié) 語

通過調(diào)整旅大油田共增加開發(fā)井27口，增加可采儲量291×104m3,提高油田采收率5.1%。通過調(diào)整實踐極大地改善了油田的開發(fā)效果，使采收率大幅度提高。

稠油油田早期綜合調(diào)整方案是可行的。通過實踐，旅大油田逐步形成了以早期完善井網(wǎng)為主，結(jié)合水平井局部挖潛和分層系開發(fā)思路的早期調(diào)整模式，整體水淹程度低是早期調(diào)整的主要特點。早期調(diào)整實踐也為同類稠油油田開發(fā)提供了較可靠的經(jīng)驗。

經(jīng)過本次綜合調(diào)整，旅大油田開發(fā)的采收率約提高了5.1%，但油田仍有大量開發(fā)潛力有待挖掘。

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