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(xù)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(fā)面臨諸多挑戰(zhàn)。面對低油價背景及能源發(fā)展態(tài)勢,在做好新油田勘探評價與開發(fā)的同時,老油田高效開發(fā)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(fā)、二次開發(fā)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(gòu)造幅度低、河流相儲層切割疊置復雜、油水系統(tǒng)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(chǎn)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(fā)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(zhàn)。相關(guān)學者先后圍繞儲層沉積相展布、儲層構(gòu)型解剖、含水上升規(guī)律等方面開展了研究,也使得部分井組高效開發(fā)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(tǒng)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(jié)合現(xiàn)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(qū)概況

渤海Q油田地處渤海中部海域,構(gòu)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(fā)育起來的被斷層復雜化的大型低幅度披覆構(gòu)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(fā)育新生界第四系平原組,新近系明化鎮(zhèn)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(qū)未接受沉積。其中含油層位主要為明化鎮(zhèn)組和館陶組,構(gòu)造整體為低幅構(gòu)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(zhèn)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(gòu)造、巖性雙重控制,以巖性、巖性—構(gòu)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(gòu)造控制,以構(gòu)造底水油藏為主?？v向上不同流體系統(tǒng)、不同流體性質(zhì)、不同油藏類型在油田各區(qū)塊均有發(fā)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(fā)為主,層間矛盾突出,隨著一次綜合調(diào)整水平井分層系開發(fā)后,油田采用定向井、水平井聯(lián)合井網(wǎng)開發(fā),油田開發(fā)矛盾也由層間轉(zhuǎn)向了層內(nèi),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(qū)域構(gòu)造位置圖Fig.1 Regional structural location of Bohai Q oil filed

2 開發(fā)問題及低效井分類

2.1 開發(fā)問題

油田分層系開發(fā)進入特高含水期后,主要通過優(yōu)化注采、提高液量、局部挖潛來改善油田的開發(fā)效果。但儲層平面非均質(zhì)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(wěn)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(chǎn)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(xiàn)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(fā)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(jié)合地質(zhì)油藏特征、完井方式、開發(fā)方式等,按主控因素將低效井分為三類：一是由于地下地質(zhì)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(chǎn)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(huán)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(chǎn)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(chǎn)特征及治理對策表

3 水淹特征及剩余油分布規(guī)律

多層砂巖油藏往往隨著開發(fā)的深入,出現(xiàn)平面、層間、層內(nèi)三大開發(fā)矛盾,不僅制約著油田開發(fā)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(diào)整水平井分層系開發(fā)后,油田層間開發(fā)矛盾得到有效解決,平面及層內(nèi)開發(fā)矛盾成為剩余油分布的主控因素。不同區(qū)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(qū)密閉取心井資料,結(jié)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(jié)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(qū)油效率。利用油水相對滲透率實驗結(jié)果,根據(jù)驅(qū)油效率和含水率之間的關(guān)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(qū)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(fā)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(qū)油藏類型整體受構(gòu)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(wǎng)有關(guān),還與構(gòu)造及巖性變化因素息息相關(guān)。近年來73個過路井樣品點表明研究區(qū)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(jié)合研究區(qū)井網(wǎng)、油藏構(gòu)造、砂體邊界及流體界面等因素,將各開發(fā)區(qū)塊平面分為井間密井區(qū)、井間稀井區(qū)、流體邊界區(qū)、砂體邊部區(qū)及近斷層區(qū)。井間密井區(qū)位于已開發(fā)砂體內(nèi)部,開發(fā)井井網(wǎng)密度150～250 m;井間稀井區(qū)位于已開發(fā)砂體內(nèi)部局部低井控區(qū),開發(fā)井井網(wǎng)密度多大于250 m;流體邊界區(qū)位于內(nèi)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(qū)位于砂體尖滅線附近,儲層厚度多小于6 m;近斷層區(qū)位于高部位邊界斷層及砂體內(nèi)部派生斷層附近,井控程度有進一步提高空間。從圖3各區(qū)的水淹情況來看,井間密井區(qū)水淹程度最高,且強水淹比例較高,達25%,這主要與井網(wǎng)較密、注采相對完善有關(guān),但局部水淹程度低,剩余油富集;近斷層區(qū)及砂體邊部區(qū)水淹比例較低,見圖3-a),近斷層區(qū)水淹比例低與局部井控程度低、構(gòu)造幅度相對較高有關(guān),砂體邊部區(qū)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(guān),未水淹層厚度平均4 m,見圖3-b),剩余油富集。流體邊界區(qū)及井間稀井區(qū)水淹比例相差不大,但井間稀井區(qū)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(guān),流體邊界區(qū)水淹程度與邊底水的推進程度有關(guān)。結(jié)合不同區(qū)塊平面水淹特征,分析認為近斷層區(qū)及砂體邊部區(qū)剩余油富集,井間稀井區(qū)相對次之,然后為流體邊界區(qū),井間密井區(qū)剩余油富集程度整體較低。

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

b)不同區(qū)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(fā)育規(guī)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(qū)發(fā)育未水淹型、底部水淹型、頂?shù)姿托汀⒌撞坎町愃托?、遮擋上部水淹型、遮擋下部水淹型、半遮擋水淹型、全水淹型?種縱向水淹類型,見圖4。渤海Q油田縱向和不同區(qū)塊的不同水淹類型水淹比例統(tǒng)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?shù)姿托偷乃统潭容^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(qū),與井控程度高、水驅(qū)動用程度高相關(guān);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(qū)、井間稀井區(qū)、近斷層區(qū),與河道砂體切割疊置有關(guān),底部水淹型在不同區(qū)塊均有發(fā)育,與河道儲層韻律特征有關(guān),水淹程度與局部動用程度低或巖性遮擋有關(guān);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(qū)塊均有發(fā)育,底部差異水淹型、遮擋上部水淹型主要在井間密井區(qū)發(fā)育;剩余油最富集的區(qū)域為未水淹型,在平面各區(qū)塊雖均有發(fā)育,但主要分布于砂體邊部區(qū)以及流體邊界區(qū)、井間稀井區(qū),主要與動用程度相對較低有關(guān)。

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(tǒng)計表

表3 渤海Q油田不同區(qū)塊不同水淹類型水淹比例統(tǒng)計表

3.4 剩余油分布規(guī)律

結(jié)合過路井實鉆樣品點的平面及縱向水淹特征統(tǒng)計分析,認為研究區(qū)剩余油的富集整體受控于開發(fā)井網(wǎng)、巖性遮擋、局部微構(gòu)造及斷層等因素。根據(jù)渤海Q油田現(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)、巖性遮擋樣式、構(gòu)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(gòu)造控制型,其中井控型受控于井區(qū)井網(wǎng)密度、老井開采方式及儲量品質(zhì),井控型剩余油主要分布于流體邊界區(qū)、砂體邊部區(qū)、井間稀井區(qū)及近斷層區(qū);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(zhì)沉積,縱向受控于河道間泛濫平原泥質(zhì)沉積,主要分布于井間密井區(qū),又可細分為平面遮擋區(qū)、縱向遮擋區(qū)以及復合遮擋區(qū);構(gòu)造控制型剩余油受控于局部正向微構(gòu)造及斷層,可細分為微正構(gòu)造區(qū)、斷層遮擋區(qū)、構(gòu)造高點區(qū)。這些區(qū)域為油田特高含水期的剩余油富集區(qū),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(wǎng)調(diào)整、老井側(cè)鉆、大泵提液、井下堵水、調(diào)驅(qū)調(diào)剖等都成為老油田剩余油高效挖潛的有效手段[17-18],相關(guān)學者也針對不同區(qū)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(fā)挑戰(zhàn),結(jié)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(diào)整

隨著含水不斷升高,儲層平面非均質(zhì)性導致的注采受效不均問題日益突出,因此有必要根據(jù)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(guān)系進行有效調(diào)整。圍繞剩余油富集模式,針對邊水油藏提出在井間密井區(qū)的巖性遮擋區(qū),尤其平面巖性遮擋區(qū)、復合遮擋區(qū)開展注采調(diào)整,充分利用現(xiàn)有低效井開展過路層位補孔轉(zhuǎn)注或轉(zhuǎn)采,與周邊井形成有效注采井網(wǎng),重點解決由于地下地質(zhì)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(chǎn)措施改造是改善油藏開發(fā)效果的重要手段,包括層內(nèi)優(yōu)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(qū)的縱向遮擋區(qū),對注水井開展層內(nèi)優(yōu)化注水改造、細分防砂段、調(diào)剖調(diào)驅(qū),重點解決由于開發(fā)生產(chǎn)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(qū),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(nèi)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(chǎn)能。

4.1.3 老井側(cè)鉆

側(cè)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(cè)鉆挖潛、井筒內(nèi)側(cè)鉆挖潛、井底同層側(cè)鉆挖潛等老井側(cè)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(zhì)條件形成的各類低效井。井底同層側(cè)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(nèi)側(cè)鉆多適用于挖潛區(qū)域與老井眼較近的情況,井口側(cè)鉆則主要適用于液量對套管尺寸有要求、挖潛區(qū)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(wěn)定在93.7%,遞減率變緩,開發(fā)指標持續(xù)向好,見表5。

表5 渤海Q油田近年開發(fā)指標及評價

5 結(jié)論

1)渤海Q油田水平井分層系開發(fā)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(nèi)矛盾日益突出,使得剩余油整體分散局部高度富集,受地質(zhì)條件、開發(fā)因素、工程因素等影響發(fā)育不同類型低效井,成為油田高效開發(fā)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(fā)井網(wǎng)、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(gòu)造及斷層等,發(fā)育井控型、巖性遮擋型以及構(gòu)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(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)再調(diào)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(fā)的關(guān)鍵。