李豐輝，樂 平，王聚鋒，馮 鑫，賈冰懿，楊宏楠

（1.中海石油（中國）有限公司曹妃甸作業(yè)公司，天津 300000；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500）

國內(nèi)外眾多學(xué)者對底水油氣藏開發(fā)過程中的底水錐進、脊進等問題都開展了相關(guān)的研究[1-4]。通常在直井下方形成水錐，而在水平井下方形成水脊[5-9]，底水突破至井筒后，水錐和水脊均會導(dǎo)致油井高含水，產(chǎn)油量迅速降低。開發(fā)強底水油藏面臨的核心問題是如何控制底水快速錐進，而隔夾層對于抑制底水錐進具有良好效果[10-14]。分布穩(wěn)定的隔夾層，可將油層上下分成兩個獨立的流動單元[15]，分布不連續(xù)的隔夾層雖無法將油層分開，但能在局部起到阻止或延緩流體向上運移的作用。具有隔夾層發(fā)育的強底水油藏，隔夾層在延緩底水錐進方面起到了良好的作用，但在隔夾層下方容易形成大量的“閣樓”剩余油。因此，明確剩余油分布特征可為油田穩(wěn)油控水和進一步挖潛指明方向。CFD11-1 油田 NgIII砂體是典型的強底水油藏，目前剩余油分布復(fù)雜，平面及縱向上存在大量剩余油無法動用。因此，進行剩余油驅(qū)替開發(fā)可行性研究，優(yōu)選驅(qū)替方案，對提高油井產(chǎn)能，延長油田壽命至關(guān)重要。

1 研究區(qū)概況

CFD11-1 油田NgIII 砂體構(gòu)造幅度小，局部存在構(gòu)造高點。區(qū)內(nèi)儲層物性好，平均孔隙度21.0%，平均滲透率2 000.0×10-3μm2；壓力分布較均勻，開采初期平均壓力13.8 MPa，目前壓力13.3 MPa，底水能量充足，地層壓力下降幅度很小，壓力保持水平達95.2%。研究區(qū)縱向上第11 層網(wǎng)格是一層較為連續(xù)的隔夾層，并將砂體分為上下兩部分（圖1）。隔夾層上下砂體的孔隙度、滲透率等性質(zhì)差異明顯。其中，上部（1～10 層）儲層物性相對較差，平均孔隙度 20.0%，平均滲透率 800.0×10-3μm2；下部（12～32 層）儲層物性相對較好，平均孔隙度23.0%、平均滲透率2 800.0×10-3μm2，屬于典型的正韻律儲層。隔夾層上下兩部分的屬性如圖2 所示，研究區(qū)物性參數(shù)見表1。

圖1 研究區(qū)垂向滲透率分布

圖2 砂體上下兩部分屬性差異分析

表1 CFD11-1 油田NgⅢ砂體物性參數(shù)

CFD11-1 油田 NgⅢ砂體為底水油藏，具有統(tǒng)一的油水界面，上部儲層含油面積大，為了避免底水快速水淹，水平段沿著儲層上邊界鉆進，采用篩管完井，水平段長度300～500 m。隔夾層上部儲量占整個研究區(qū)儲量的72.0%。研究區(qū)水體能量充足，開采過程中油藏平均壓力變化小，目前壓力水平仍保持95.2%，通過物質(zhì)平衡計算水體倍數(shù)約為150 倍，屬于能量充足的大水體。研究區(qū)油水界面及對應(yīng)的含油飽和度如圖3 所示，即水體充足，縱向上分布較厚，屬典型強底水油藏，油藏主要集中在高部位。

2 剩余油分布現(xiàn)狀

圖3 含油飽和度分布

廣義上的剩余油[16-18]是指油藏中聚集的原油，在經(jīng)歷不同的開采方式或開發(fā)階段后，仍保存或滯留在油藏不同地質(zhì)環(huán)境中的原油[19-24]。CFD11-1 油田NgIII 砂體在底部有巨大且很活躍的水體，在開采初期，底水為油藏提供天然驅(qū)動能量，但油井在經(jīng)過較短的無水采油期后見水過早，且見水后含水率迅速上升。盡管油層中部存在一套隔夾層，但連續(xù)性一般，下部的水仍通過隔夾層連續(xù)性較差的部位向上部侵入[25]。目前平面上各小層的剩余油飽和度分布如圖4 所示。第1 層表明由于底水的驅(qū)替造成大量剩余油集中在構(gòu)造高部位，頂部小層的儲量基本未動用（圖4a）。第5 層表明由于在開采過程中底水沿縱向水脊水錐，而邊部井網(wǎng)未控制剩余油，使得部分井間區(qū)域存在大量剩余油不能動用（圖4b）。第12 層位于隔夾層的下方，由于隔夾層的遮擋而形成剩余油富集（圖4c）。第20 層位于模型下部，由于物性差異（相對低滲），相對低滲透區(qū)域水縱向沿高滲通道水脊水錐，從高滲通道繞流后形成儲層不均勻水驅(qū)后的剩余油（圖4d）。研究區(qū)開發(fā)前后縱向上含油飽和度展布如圖5 所示，由于隔夾層的存在和底水驅(qū)替的作用，在隔夾層底部和構(gòu)造頂部存在大量剩余油；此外，無井控制區(qū)域、井間、邊部零星位置仍然有較多剩余油分布。

圖4 目前研究區(qū)平面各小層剩余油飽和度分布

圖5 縱向剖面含油飽和度分布

研究區(qū)開發(fā)早期和目前的含油飽和度流線變化如圖6 所示，模型中的流線可清楚地識別出底水水侵動態(tài)過程。投產(chǎn)初期可見部分水平方向的平面驅(qū)替流線，隨著開發(fā)進行，后期垂直縱向運動的流線數(shù)逐步增加。截至目前，區(qū)內(nèi)表現(xiàn)出明顯的強底水水侵特征，流線多沿縱向向上運動，且流線在儲層段幾乎垂直。研究區(qū)基本上為單一水相垂直向上流動，進入特高含水開發(fā)階段。

針對不同剩余油類型，擬采取不同的挖潛措施，具體挖潛措施見表2。

3 典型井組驅(qū)替開發(fā)可行性論證

圖6 含油飽和度流線變化

表2 針對不同類型剩余油擬采取的挖潛措施

理論上開發(fā)井網(wǎng)中增加新的注水/注氣井點，可以加強平面上的驅(qū)替，從而改善單一縱向強底水驅(qū)動模式?？紤]到研究區(qū)縱向上屬于正韻律地層，水脊已形成優(yōu)勢水流通道，再加上正韻律地層受注入水的重力作用等不利因素，可以通過注入密度較輕的介質(zhì)來抑制或減緩區(qū)內(nèi)縱向上的水脊水錐幅度。研究區(qū)目前存在5 大類剩余油：構(gòu)造高部位、無井控制區(qū)域、井間、隔夾層遮擋以及繞流導(dǎo)致的相對低滲透儲層難動用剩余油，而且存在局部構(gòu)造高點。由于理論上注氣可形成局部小氣頂，區(qū)內(nèi)存在的水脊水錐問題，可通過注入密度較小的氣體介質(zhì)來加強平面驅(qū)替，從而改善縱向水錐水脊高含水問題。選取 A41H 井、A4H1 井、A51H 井、A5H2 井四口井形成的注采井組來論證注水/注氣加強平面驅(qū)替、減緩縱向水侵程度的開發(fā)可行性。

3.1 注水驅(qū)替方案

選取A41H 井、A51H 井、A5H2 井三口井進行連續(xù)注水驅(qū)替，設(shè)置不同的日注入量，模擬不同的注水參數(shù)對開發(fā)效果的影響，注入15 a 預(yù)測結(jié)果如圖7 所示。其中，A41H 井平面位置雖位于井組中央和構(gòu)造高部位，但井軌跡位置偏下（6～7 層），注入水難以實現(xiàn)平面驅(qū)替，驅(qū)替效果明顯低于另外兩口井，構(gòu)造高部位的剩余油仍然難以有效動用。A51H井平面位置位于井組邊部、構(gòu)造高部位，注入水能夠起到較好的平面驅(qū)替效果。A5H2 井平面位置位于井組邊部、構(gòu)造腰部，但井軌跡位置高（1～2 層），注水可對儲層上部和隔夾層剩余油起到較好平面驅(qū)替效果，且注水效果明顯好于其他兩口井作為注水井的方案。由此可以看出，選擇合適的注水井，形成合理注采井網(wǎng)，對注水加強平面驅(qū)替效果至關(guān)重要。在選定注水井形成注采井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，通過注水優(yōu)化可在一定程度上改善開發(fā)效果，但由于注入水多沿前期水脊、水錐的優(yōu)勢通道向下部運移，對頂部剩余油平面驅(qū)替效果改善程度有限，所以，整體上提高的采收率幅度有限。

3.2 注氣驅(qū)替方案

結(jié)合現(xiàn)場實際，推薦的注入氣體介質(zhì)為CO2?？紤]到 A41H 井雖然位于構(gòu)造高部位，但是井軌跡位置偏下，所以選擇 A4H1 井進行注氣加強平面驅(qū)替調(diào)整方案論證，設(shè)計連續(xù)注氣量為40 000 m3/d。但根據(jù)預(yù)測結(jié)果，注氣2 a 后，區(qū)內(nèi)發(fā)生氣竄現(xiàn)象，氣竄時的含氣飽和度如圖8 所示。突破后注入井氣竄到生產(chǎn)井，注入的CO2直接從生產(chǎn)井采出，形成無效循環(huán)，突破后剩余油儲量變化不大，后期注氣效果差。因此，在注氣驅(qū)替時需要配合防氣竄措施，可通過開展水氣交替驅(qū)替，盡量延長有效注氣的作用時間。

圖7 各井注水方案預(yù)測

圖8 發(fā)生氣竄時的含氣飽和度展布

3.3 水氣交替驅(qū)替方案

水氣交替驅(qū)替方案同時兼?zhèn)淞俗⑺c注氣的優(yōu)點，在平面上加強了驅(qū)替，并且注氣可形成局部小氣頂，從而加強了縱向上的驅(qū)替，使構(gòu)造高部位難以動用的剩余油得到有效開發(fā)。水氣交替驅(qū)替方案由于注水的存在，不會產(chǎn)生像連續(xù)注氣那樣嚴重的氣竄現(xiàn)象；同時，水氣交替還可以延緩氣體的指進、突破和氣竄，緩解單一注氣波及系數(shù)低的矛盾。水氣交替既可以保持較高的驅(qū)油效率，又可以調(diào)整注入剖面、提高注入介質(zhì)的波及效率，此外還可加強平面驅(qū)替能量，降低縱向能量補充的比例，從而延緩縱向底水水脊水侵，降低含水。因此，水氣交替驅(qū)替能夠較好地動用剩余油，取得相對單一注水/注氣更好的開發(fā)效果。為了方便對比，仍采用A4H1 井進行水氣交替驅(qū)替方案論證。設(shè)計日注水量為 200 m3，日注氣量為40 000 m3，并設(shè)計注水時間與注氣時間之比分別為1∶1、1∶2、1∶3 三個不同的交替時間方案（1∶1 即注水時間與注氣時間均為一個月，且交替進行；其余以此類推）。

注入15 a 預(yù)測結(jié)果（圖9）表明，水氣交替驅(qū)替方案參數(shù)的設(shè)計也會影響開發(fā)效果，當水氣交替時間為1∶2 時，累計產(chǎn)油量最多，可達190.38×104m3，采出程度達46.52%，開發(fā)效果最優(yōu)，驅(qū)替后的研究區(qū)內(nèi)含油飽和度如圖10 所示。

4 結(jié)論

（1）強底水油藏在開發(fā)過程中，底水為油藏提供充足的天然驅(qū)替能量，但油井見水時間早、無水采油期短，生產(chǎn)井一旦見水，形成水流優(yōu)勢通道。隨著開采的進行，流線由平面驅(qū)替逐漸向縱向驅(qū)替轉(zhuǎn)變，在水油流度比高的油藏，容易發(fā)生油井高含水，甚至暴性水淹，導(dǎo)致剩余油主要分布在上部儲層、構(gòu)造高部位和井間。

圖9 水氣交替采出程度對比

圖10 水氣1∶2 交替驅(qū)替后的含油飽和度展布

（2）若儲層中存在物性較差、滲透率相對較低的隔夾層，會起到遮擋效果，從而延緩底水錐進。隔夾層連續(xù)性越好，厚度越大，滲透率越低，則遮擋效果越明顯。數(shù)值模擬研究表明，CFD11-1 油田NgIII 砂體剩余油可以劃分為構(gòu)造高部位、無井控制區(qū)域、井間、隔夾層遮擋以及繞流導(dǎo)致的相對低滲透儲層難動用剩余油等五種類型。

（3）注水驅(qū)替會加強平面驅(qū)替，對正韻律儲層中下部和部分隔夾層剩余油具有較好驅(qū)替效果，但構(gòu)造頂部的剩余油難以動用；連續(xù)注氣驅(qū)替可形成局部小氣頂，從而加強縱向驅(qū)替，但易產(chǎn)生氣竄，導(dǎo)致注氣有效期變短；水氣交替驅(qū)替兼?zhèn)淞俗⑺c注氣的優(yōu)點，又彌補了各自的缺點，可使難以開發(fā)的剩余油得到有效動用。