渤海稠油油田高含水后期二次開發(fā)實(shí)踐

趙德喜 于喜艷 鄭景珊 竇曉軍 覃紅燕 曹小娟

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.華北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三廠，河北滄州 061023）

渤海稠油油田高含水后期二次開發(fā)實(shí)踐

趙德喜1于喜艷1鄭景珊2竇曉軍3覃紅燕3曹小娟2

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452；2.華北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三廠，河北滄州 061023）

針對(duì)渤海埕北稠油油田主力產(chǎn)層油井嚴(yán)重水淹、剩余油分布復(fù)雜、潛力儲(chǔ)量的非常規(guī)稠油難以動(dòng)用及海上平臺(tái)空間有限等主要矛盾，以精細(xì)油藏描述為基礎(chǔ)，一方面放大老井生產(chǎn)壓差進(jìn)行大泵提液，提升現(xiàn)有設(shè)備下的老井產(chǎn)量，另一方面，在油藏邊部井網(wǎng)不完善區(qū)域部署調(diào)整井；在論證非常規(guī)稠油冷采產(chǎn)能基礎(chǔ)上，確定以大壓差開采館陶組稠油，以提高潛力儲(chǔ)量動(dòng)用程度。這些方法的研究與應(yīng)用使埕北油田成功實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量接替，同時(shí)也為海上今后進(jìn)入開發(fā)后期的油田提供借鑒。

海上稠油油田；二次開發(fā)；剩余油分布；大泵提液；調(diào)整井；提高采收率

埕北油田于1985年投產(chǎn)，是渤海目前開發(fā)時(shí)間最長(zhǎng)、首個(gè)進(jìn)入高含水開發(fā)后期的稠油油田。油田主力產(chǎn)層?xùn)|營組屬于高孔高滲型儲(chǔ)層，滲透率1 670 mD，地層原油黏度為57 mPa·s；潛力儲(chǔ)量館陶組屬于高孔高滲型儲(chǔ)層， 滲透率為1 710 mD，地層原油黏度為577 mPa·s。截至2008年底油田地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度已經(jīng)達(dá)到37.7%，綜合含水87.8%。自1993年開始油田進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段，主力產(chǎn)層的油井幾乎全部水淹，剩余油分布復(fù)雜，挖潛難度較大，而潛力儲(chǔ)量非常規(guī)稠油一直難以有效動(dòng)用，油田開發(fā)又受到海上平臺(tái)設(shè)備的限制，生產(chǎn)形勢(shì)非常嚴(yán)峻。因此，通過開展動(dòng)靜態(tài)資料相結(jié)合的精細(xì)油藏描述，進(jìn)行開發(fā)后期剩余油分布研究［1］，在深挖剩余油潛力的同時(shí)提高潛力儲(chǔ)量動(dòng)用程度是老油田二次開發(fā)的關(guān)鍵。

1 剩余油分布規(guī)律研究

埕北油田東營組剩余油分布規(guī)律的研究主要從地質(zhì)和油藏兩個(gè)方面開展。地質(zhì)上，通過精細(xì)地層對(duì)比，細(xì)分小層，利用取心井資料識(shí)別單井相，結(jié)合測(cè)井相分析得到沉積微相的平面展布規(guī)律，最后在沉積微相控制基礎(chǔ)下，結(jié)合微構(gòu)造、層面非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性和注采關(guān)系得到地質(zhì)上認(rèn)識(shí)的剩余油分布規(guī)律。油藏方面，利用油藏?cái)?shù)值模擬方法，同時(shí)結(jié)合產(chǎn)液剖面資料、飽和度測(cè)試資料進(jìn)行總結(jié)得到埕北油田的剩余油分布規(guī)律：（1）受儲(chǔ)層正韻律的影響，縱向上，儲(chǔ)層的上部剩余油相對(duì)富集；（2）受油層內(nèi)部韻律性發(fā)育、滲透率高低部位相間發(fā)育的影響，層內(nèi)滲透率變差部位存在剩余油；（3）油藏的驅(qū)動(dòng)類型屬于強(qiáng)邊水驅(qū)動(dòng)，因此平面上受強(qiáng)邊水的影響，剩余油主要集中在油田內(nèi)部；另外，油田內(nèi)部由于存在氣頂，在開發(fā)方案設(shè)計(jì)時(shí)，出于保護(hù)氣頂和避免油井發(fā)生氣竄的考慮，內(nèi)部氣頂區(qū)油井都進(jìn)行了不同程度的避射，這也是油田內(nèi)部剩余油富集的另一重要原因；（4）受滲流規(guī)律的影響，井間以及井網(wǎng)不完善區(qū)域剩余油相對(duì)富集（圖1）。

圖1 埕北油田剩余油飽和度分布圖

2 大泵提液發(fā)揮老井潛力

埕北油田東營組具有強(qiáng)邊水驅(qū)的天然能量條件，以及無因次采液指數(shù)隨含水上升不斷增大且高含水后期增幅加快的滲流條件，因此，提出充分利用油田的天然優(yōu)勢(shì)，通過放大生產(chǎn)壓差的方式進(jìn)行大泵提液，挖潛剩余油并提高采油速度［2］。大泵提液挖潛要針對(duì)油田不同區(qū)域的地質(zhì)油藏條件及剩余油分布規(guī)律，采取分區(qū)調(diào)整、區(qū)別對(duì)待原則，以最大程度發(fā)揮老井潛力。

2.1 挖潛思路

2.1.1 充分利用油田的天然優(yōu)勢(shì)，對(duì)油田邊部高含水井大幅度提液 埕北油田的驅(qū)動(dòng)類型屬于強(qiáng)邊水驅(qū)，邊部油井含水基本都在90%以上，由于地層能量充足，油井表現(xiàn)出較強(qiáng)的供液能力，動(dòng)液面較淺。維持現(xiàn)狀生產(chǎn)，日產(chǎn)液水平基本是100～250 m3/d，并不能充分發(fā)揮油井的潛力，因此要充分利用油田強(qiáng)邊水驅(qū)的天然優(yōu)勢(shì)，對(duì)供液充足的邊部高含水井進(jìn)行大幅度提液，提高產(chǎn)油量。

雖然剩余油分布研究表明邊部剩余油不富集，但是從油井飽和度測(cè)試資料分析結(jié)果看，層內(nèi)滲透率相對(duì)較低的儲(chǔ)層物性差層，在原有生產(chǎn)壓差下動(dòng)用較差，剩余油飽和度仍然較高，通過放大生產(chǎn)壓差后，可以有效釋放物性差層潛力［3］。實(shí)施后日增液 200～400 m3/d，日增油 20～40 m3/d，含水率變化不大。

2.1.2 補(bǔ)孔與提液相結(jié)合，挖潛油田內(nèi)部?jī)?chǔ)層上部剩余油 剩余油分布研究結(jié)果表明，油田內(nèi)部?jī)?chǔ)層上部為剩余油富集區(qū)，考慮到油田經(jīng)過二十多年的開發(fā)，油氣界面上移，氣頂萎縮，因此提出對(duì)油田內(nèi)部的油井進(jìn)行避射井段補(bǔ)孔，同時(shí)將補(bǔ)孔與提液相結(jié)合，有效釋放上部?jī)?chǔ)層潛力。實(shí)施后日增油30～100 m3/d，初期含水有不同程度下降。

2.1.3 有機(jī)解堵與提液相結(jié)合，解除大泵提液的供液瓶頸 在原始地層條件下，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、石蠟等重質(zhì)組分溶解在原油中，當(dāng)?shù)貙訔l件發(fā)生變化后，重質(zhì)組分容易析出，形成有機(jī)垢，油井在動(dòng)態(tài)上就會(huì)表現(xiàn)出供液不足的現(xiàn)象，而實(shí)際上根據(jù)儲(chǔ)層物性和測(cè)壓資料分析認(rèn)為地層能量充足。通過有機(jī)解堵可以解除井底污染，有效提高地層到井筒的流動(dòng)性，大大增強(qiáng)油井供液能力。因此將有機(jī)解堵與提液相結(jié)合，可以有效解除油井進(jìn)行大泵提液的供液瓶頸。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

大泵提液在埕北油田進(jìn)行了大范圍的推廣，近兩年共實(shí)施了23井次，已實(shí)現(xiàn)累計(jì)增油29×104m3，油田老井的平均單井產(chǎn)量由18 m3/d 提高到34 m3/d。因地制宜的提液挖潛策略，可以最大程度挖掘老井潛力，也是海上油田二次開發(fā)進(jìn)一步提高采收率的關(guān)鍵措施之一。

3 部署高效調(diào)整井

在剩余油分布研究的基礎(chǔ)上，通過動(dòng)靜態(tài)資料相互印證，結(jié)合測(cè)井、地震等多項(xiàng)專業(yè)手段，突破常規(guī)布井思路，在油藏邊部井網(wǎng)不完善區(qū)域部署了第1口調(diào)整井A30H井。該調(diào)整井鉆遇油層200 m，水淹層60 m，投產(chǎn)后日產(chǎn)液169 m3/d，日產(chǎn)油53 m3/d，含水68.7%。A30H井的成功實(shí)施，證實(shí)了對(duì)油田剩余油分布的認(rèn)識(shí)，同時(shí)也打開了雙高階段調(diào)整井挖潛的新局面，實(shí)現(xiàn)了對(duì)于開發(fā)后期的油田由局部調(diào)整向整體調(diào)整的轉(zhuǎn)變。在A30H井成功的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步部署了3口調(diào)整井，預(yù)計(jì)增油28×104m3，其中B32H井位于油田構(gòu)造高部位，投產(chǎn)后日產(chǎn)液142 m3/d，日產(chǎn)油 110 m3/d，含水 23%。

4 提高潛力儲(chǔ)層動(dòng)用程度

潛力儲(chǔ)層館陶組屬于稠油大底水油藏，自2003年投入開發(fā)以來，由于產(chǎn)能太低，不能滿足鉆井成本，一直不能得到有效動(dòng)用。針對(duì)油田目前的現(xiàn)狀，確定進(jìn)一步部署調(diào)整井，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，以實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量接替。由于隔夾層的存在可以有效抑制底水過快錐進(jìn)［4］，因此，開展了隔夾層研究，并利用油藏?cái)?shù)值模擬法對(duì)調(diào)整井參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。研究結(jié)果表明，水平井縱向上要盡量貼近油層頂部，平面上要部署在油層厚度大于15 m的區(qū)域，水平段長(zhǎng)300～400 m時(shí)調(diào)整井產(chǎn)量最高、底水錐進(jìn)速度最慢。利用研究結(jié)果，在館陶組部署了8口調(diào)整井，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

由于該油組地層原油黏度達(dá)到了577 mPa·s，利用常規(guī)的底水油藏臨界生產(chǎn)壓差公式計(jì)算出的生產(chǎn)壓差非常小［5］，不能滿足油田經(jīng)濟(jì)有效開采的要求，因此，采用油藏?cái)?shù)值模擬的結(jié)果，最終確定生產(chǎn)壓差為2.5～3.5 MPa。根據(jù)該生產(chǎn)壓差，計(jì)算得到館陶組設(shè)計(jì)的8口調(diào)整井的產(chǎn)量為40～60 m3/d，預(yù)計(jì)可采儲(chǔ)量增加45×104m3，采收率提高7.5%。

5 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

2008年以來，通過深入的地質(zhì)油藏研究，挖老井、打新井、動(dòng)潛力全方位挖掘油田潛力，油田已連續(xù)5年實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量負(fù)遞減并穩(wěn)步提升，成功實(shí)現(xiàn)了埕北油田的二次開發(fā)。

2011年調(diào)整方案中，館陶組先期實(shí)施了5口井，日產(chǎn)油40～68 m3/d，全部達(dá)到鉆前配產(chǎn)，調(diào)整井產(chǎn)量較老井A29M井提高了一倍，突破了館陶組稠油產(chǎn)能低的瓶頸，提高了館陶組儲(chǔ)量動(dòng)用程度，為老油田開發(fā)后期增儲(chǔ)上產(chǎn)起到了重要作用。2012年以來，埕北油田進(jìn)行了補(bǔ)孔、堵水、大修作業(yè)等增產(chǎn)措施，措施累增油3.23×104m3，日均增油129.9 m3/d，對(duì)埕北油田穩(wěn)產(chǎn)起到了較大作用。

6 結(jié)論

（1）充分利用油田的天然優(yōu)勢(shì)，結(jié)合剩余油分布規(guī)律及地質(zhì)油藏條件，注重分區(qū)調(diào)整，依托現(xiàn)有設(shè)備挖潛老井、動(dòng)靜態(tài)資料綜合分析部署調(diào)整井、有效動(dòng)用潛力儲(chǔ)層，全面深入挖掘油田潛力是油田成功二次開發(fā)的關(guān)鍵。

（2）埕北油田作為渤海首個(gè)進(jìn)入開發(fā)后期的老油田，通過二次開發(fā)研究，增加了可采儲(chǔ)量，對(duì)今后海上同類老油田的后期挖潛具有重要的指導(dǎo)意義。

［1］ 陳馨，蘇崇華，劉雙琪.綜合利用動(dòng)靜態(tài)資料研究剩余油分布規(guī)律［J］.石油鉆采工藝，2007，29（6）：45-47.

［2］ 陳林，彭彩珍，孫雷，等.水驅(qū)油藏開發(fā)后期提液穩(wěn)產(chǎn)研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2007，21（6）：47-49.

［3］ 謝梅波.埕北稠油油田生產(chǎn)滲流特性的研究和應(yīng)用［J］.中國海上油氣：地質(zhì)，1995，7（5）：317-324.

［4］ 李曉林，周興武，金兆勛，等.影響稠油底水油藏底水錐進(jìn)的主要參數(shù)研究［J］.特種油氣藏，2003，10（S0）：56-58.

［5］ 殷桂琴，張公社，劉志軍，等.底水油藏水平井臨界生產(chǎn)壓差研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2006，20（5）：41-42.

（修改稿收到日期 2013-06-15）

Secondary development practice of Bohai heavy oilfield with late stage of high water cut

ZHAO Dexi1, YU Xiyan1, ZHENG Jingshan2, DOU Xiaojun3, QIN Hongyan3, CAO Xiaojuan2
（1. CNOOC Tianjin Company,Tianjin300452,China;2. Huabei Oilfield Exploration Technologies Institute,Renqiu062552,China;3. No.3Production Plant,Dagang Oilfield Company,PetroChina,Cangzhou061023,China）

Measures have been taken to handle the issues of serious flooding in wells of main production layers, complex distribution of residual oil, difficult to explore the potential unconventional oil reserves and limit space of offshore platform in Bohai Chengbei oil field. Based on fine reservoir description, for one thing, the production pressure differential of old well was enlarged to extract fluid by large pump to promote the producing potential of old well with existing equipment; for another thing, adjusting wells were arranged in reservoir edge where well network is imperfect region; High pressure differential was adopted to develop heavy oil in Group Guantao to improve the producing degree of potential reserve on the basis of demonstrating production capacity of unconventional cold heavy oil. The research and application of these methods successfully realize the production replacement in Chengbei oil field; meanwhile provide reference for offshore Oilfields which is entering into the late stage of development.

offshore heavy oilfield; the secondary development; residual oil distribution; large pump extracts; adjusting well;Enhanced Oil Recovery(EOR)

趙德喜，于喜艷，鄭景珊，等. 渤海稠油油田高含水后期二次開發(fā)實(shí)踐［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：70-72.

TE32

：B

1000–7393（2013） 04–0070–03

趙德喜，1972 年生?，F(xiàn)從事海上油氣田開采管理工作，工程師。電話：022-25801951。E-mail：zhaodx@cnooc.com.cn。

〔編輯 朱 偉〕