海上稠油油藏高含水期剩余油挖潛研究
——以渤海海域CB油田為例

劉春艷，王佩文，常 濤，李金蔓，曲炳昌

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司 )

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潛研究
——以渤海海域CB油田為例

劉春艷1，王佩文2，常 濤1，李金蔓1，曲炳昌1

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津塘沽 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司 )

針對主力產層只有一個小層并進入高含水階段的渤海CB油田稠油油藏，基于動、靜態(tài)相結合的思路，從控制剩余油分布的因素出發(fā)，采用測井曲線頻譜屬性分析和小波頻譜分析等數(shù)學方法、以及厚層砂體高分辨率層序地層劃分與對比技術，對小層進行層內細分，開展沉積微相研究及儲層非均質性研究，結合飽和度測井資料，精細刻畫油藏層內各小層剩余油飽和度及剩余儲量。利用研究成果成功指導了7口水平井的部署，增油效果明顯，預計采收率可提高4.5%。

渤海油田；稠油油藏；高含水期；剩余油分布

與陸地油田相比，海上油田開發(fā)具有開發(fā)成本高、井距相對較大、測試資料少等特點，油田進入高含水階段之后，剩余油精細描述與經濟挖潛難度較大。海上油田取心資料、飽和度測試資料有限，應用有限的資料進行剩余油的精細研究和挖潛是一項重要的研究課題。

渤海CB油田1985年投入開發(fā)，至今已有超過30年的開發(fā)歷程，油田目前采出程度為42%，綜合含水91%；同時，油田開發(fā)還受到平臺電量和液處理量的限制，亟需開展剩余油挖潛研究。本文以CB油田為例，通過動、靜結合的方法，從構造、沉積微相、儲層非均質性、流體性質等靜態(tài)角度和開采方式、井網(wǎng)完善性、射孔完善性、采液均衡性等動態(tài)角度分析了影響剩余油形成的原因。在此基礎上，結合飽和度測井等動態(tài)資料，應用油藏工程和數(shù)值模擬方法對縱向、平面的剩余油分布定量表征，成功設計、部署了7口水平井，對該油田“穩(wěn)油控水”起到了明顯的效果。

1 研究區(qū)概況

CB油田為具有氣頂和邊水的構造層狀油藏，油田主要油氣層段位于古近系東營組，砂體橫向分布穩(wěn)定，油層砂體厚度為16～40 m，巖性以中～細砂巖為主，油層具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)；儲層為辨狀河三角洲相沉積的中～細巖屑長石砂巖，縱向上具明顯的正韻律沉積特征，孔隙度為25%～34%，滲透率為(1 000～3 000)×10-3μm2,屬于高孔、高滲型儲層；地面原油密度為0.955 g/m3，地面原油黏度為650 mPa·s，地層原油黏度為57 mPa·s；油田天然能量充足，開發(fā)過程中為了保護氣頂，只在氣頂附近區(qū)域實施了少量井點狀注水，油田投入開發(fā)至今，地層壓力下降1 MPa,基本屬于剛性水驅。

2 高含水階段層內剩余油研究

關于剩余油的分布規(guī)律，前人已做了較多研究，韓大匡教授(1995)總結了我國各個油田的剩余油分布規(guī)律，結合剩余油富集區(qū)基本形成條件，將剩余油分布模式劃分為8種類型[1]；俞啟泰(2000)將未波及剩余油分為3類[2]?？偨Y起來，非均勻驅油是剩余油存在的根本原因。非均勻驅油的原因有兩方面，一是地質條件的非均勻性，主要包括構造起伏、儲層非均質性及韻律性、沉積相變化及斷層遮擋；二是油藏開采的非均勻性，主要包括開采方式、井網(wǎng)完善性、射孔完善性及采液均衡性。

本文從影響剩余油分布的因素出發(fā)，在儲層特征綜合研究的基礎上，結合當今先進的地球物理、油藏工程等技術方法和手段，通過多學科集成化研究，注重宏觀與微觀結合、靜態(tài)與動態(tài)結合，分析剩余油的分布規(guī)律，為剩余油挖潛提供了科學依據(jù)，技術思路如圖1所示。

圖1 剩余油挖潛研究技術思路

2.1 控制剩余油分布的因素分析

2.1.1 靜態(tài)因素

(1)構造特征。對于親水砂巖油藏而言，毛管力是水驅油的動力，同時，如果地層有一定的傾角，則重力在毛管力方向的分力是阻力；隨著地層傾角的增大，阻力也逐漸增大，毛管力方向的受力逐漸減小，過渡帶也逐漸變小。說明在其他地質條件相同的情況下，低幅度構造的油藏所形成的油水過渡帶更寬。

CB油田為親水砂巖油藏，地層傾角2°，構造幅度較小，在油田的主體部位有東、西兩個局部高點，油井沿構造均勻布井。隨著開發(fā)生產，邊水沿構造從低向高不斷推進[3]，在油田內部東、西兩個局部高點形成剩余油富集區(qū)，同時存在相對較寬的油水過渡帶，是剩余油挖潛的重點。

(2)沉積微相。本次研究通過詳細的巖心觀察和描述，結合區(qū)域沉積相背景和測井錄井資料，根據(jù)沉積相標志分析，確定研究區(qū)沉積相為辮狀河三角洲前緣亞相。沉積微相以分流河道、河道砂壩、前緣席狀砂為主，其中分流河道、河道砂壩為典型的正韻律砂體，受砂體正韻律控制，儲層底部水淹嚴重，剩余油富集于頂部[4]。分流河道砂的主流線方向儲層物性較好，開發(fā)時產液量高，水淹程度高；其邊緣儲層物性變差，邊水的推進速度較慢，水淹程度低，剩余油飽和度較高；席狀砂砂體物性較差，滲透率低，驅油效率不高，也是剩余油富集的主要場所[5]。

(3)儲層非均質性。由于生產目的層僅是一個小層，為了精細刻畫小層內的剩余分布情況，需要對小層細分。研究區(qū)東營油組砂體厚度21～45 m，為多期河道疊覆沉積，由于河流強烈的切割作用和不同時期河道位置的繼承性，每期河流沉積物都可能被后來的河流沖刷改道，不同時期河道砂疊置成厚度較大的復合砂體，缺少穩(wěn)定分布的泥質隔夾層。

本次研究以高分辨率層序地層學為理論依據(jù)，采用測井曲線頻譜屬性分析和小波頻譜分析等數(shù)學方法，提出了“地震界面控層段，屬性分析劃砂組，巖心-測井定界面，旋回對比分小層”的厚層砂體高分辨率層序地層劃分與對比技術手段，即以地震界面反射特征識別為主，結合巖性、測井分析實現(xiàn)東二段頂?shù)捉缑娴淖R別；采用測井曲線頻譜屬性分析技術實現(xiàn)砂組的劃分；通過巖心、測井資料分析，識別各級層序界面；以旋回對比技術實現(xiàn)小層的劃分與對比[6](圖2)。圖2中從左到右分別為原始曲線、最大熵譜分析、預測誤差濾波分析與合成預測誤差濾波分析，在此基礎上，將東營組油層由一個小層細分成5個小層(圖3)。

CB油田砂體縱向上變異系數(shù)為0.5～1，滲透率級差為9～40，非均質性較強。滲透率變異系數(shù)越大，剩余油飽和度越高，水驅受效油面積越小。圖4模擬了變異系數(shù)分別取 0.3，0.4，0.5，0.6和 0.7時砂巖油藏剩余油飽和度和原始含油飽和度的比值[8]，可以看出，滲透率變異系數(shù)大于0.5的情況下，剩余油飽和度/原始含油飽和度的值較高，CB油田儲層為正韻律形態(tài)，剩余油在儲層頂部富集。

(4)流體性質。原油黏度是影響水驅開發(fā)效果的重要因素，油水黏度比越大，水驅開發(fā)效果越差。 圖5模擬了地下原油黏度分別為 10，30，50，70和90 mPa·s 時，砂巖油藏剩余油飽和度和原始含油飽和度的比值[7]，可以看出，原油黏度越大，剩余開發(fā)潛力也就越大。CB油田地下原油黏度為57 mPa·s，剩余油飽和度/原始含油飽和度為65%左右，油水黏度比差異導致的剩余油富集是該油田挖潛必須考慮的主要因素之一。

2.1.2 動態(tài)因素

在CB油田開發(fā)方案執(zhí)行的過程中，氣頂區(qū)以及靠斷層附近井距較大，井網(wǎng)不完善，同時，出于保護氣頂和避免油井發(fā)生氣竄的考慮，氣頂區(qū)油井都在上部進行了不同程度的避射，避射厚度為5～11m。平面井網(wǎng)以及縱向區(qū)域射孔不完善，影響了平面以及縱向的水驅波及系數(shù)，因此，斷層附近、井網(wǎng)及射孔不完善區(qū)域是剩余油相對富集的區(qū)域。

2.2 剩余油潛力分析

圖2 CB油田合成預測誤差濾波分析

圖3 CB油田小層細分

圖4 滲透率變異系數(shù)對剩余油飽和度的影響

2.2.1 動靜結合分析剩余油潛力

在地質研究的基礎上，為進一步落實油田的水淹狀況，在油田的不同構造部位實施了15井次的生產測試，如表1所示?？梢钥闯?，水淹厚度由邊部到內部逐漸變小，其中邊部井的水淹厚度為10 m左右，水洗比較嚴重，油田內部氣頂區(qū)的井水淹厚度為3～5 m。

圖5 地下原油黏度對剩余油飽和度的影響

結合生產測井資料和生產動態(tài)數(shù)據(jù)，在精細地質研究的基礎上，進行相控建模和數(shù)值模擬，擬合過程中，采用既考慮整體又顧及局部的擬合方法。為了提高模型的擬合精度，對油田15口測試的飽和度與模型擬合，測井飽和度擬合方法[9]與常規(guī)歷史擬合同時進行。通過反復擬合，油藏生產動態(tài)數(shù)據(jù)與測井飽和度得到擬合，有利于有效評價剩余油潛力位置。

表1 油田生產測井統(tǒng)計分析

2.2.2 剩余油潛力分布

(1)縱向各小層剩余油分布。根據(jù)動、靜態(tài)結合的研究方法對單層的剩余油儲量進行了計算(表2)，可以看出，CB油田剩余油在縱向上主要集中在儲層上部，剩余儲量潛力主要分布在1砂組1小層和2砂組1小層和2小層。

表2 各小層剩余儲量與采出程度統(tǒng)計

(2)平面剩余油分布及定量表征。為了更加直觀地描述平面剩余油分布，本文采用油藏工程方法，將含水飽和度和含水率做一轉換[10]，利用含水率平面分布圖直觀描述剩余油。

對于砂巖油層，忽視毛細管壓力和溶解氣的作用，即滿足油、水兩相穩(wěn)定滲流條件，油、水相滲比與含水飽和度之間滿足關系式(1)：

(1)

含水率與含水飽和度滿足關系式(2)：

(2)

式中：n,m——與儲層結構和流體性質有關的參數(shù)；Kro——油相相對滲透率；Krw——水相相對滲透率；Sw——含水飽和度；fw——含水率；C——流體系數(shù)。

(3)

然后，根據(jù)該油藏目前的開發(fā)現(xiàn)狀和綜合含水率的高低，劃分不同含水級別并進行統(tǒng)計分析，確定其剩余油儲量的分布特征。圖6為不同含水區(qū)間的儲層厚度占總儲層厚度的百分比，可以看出，研究區(qū)各小層的水淹程度相對較高，產層平均含水率達到了80%左右，含水90%以上的儲層占總儲層的38%以上。

圖6 CB油田目前含水級別統(tǒng)計

繪制含水率小于80%的剩余油厚度圖(圖7)，從而更加有效地指導調整挖潛。從平面的剩余油分布來看，剩余油主要分布在構造高部位及斷層附近。

圖7 CB油田含水率小于80%的剩余油厚度分布

3 現(xiàn)場實施效果及分析

依據(jù)剩余油描述成果，主要采用水平井挖掘剩余油富集潛力。結合剩余油厚度圖，在含水率小于80%、剩余油厚度大于7 m的區(qū)域部署了7口水平井。調整井實際投產后，日產油60～120 m3，其中5口調整井未鉆遇水淹層，投產初期基本不含水(表3)。 7口調整井的部署位置分為3類：斷層夾角區(qū)域、井間區(qū)域和油水過渡帶區(qū)域，以下對每種類型各舉一例進行闡述。

表3 CB油田調整井實施效果匯總

(1)斷層夾角區(qū)域水平井實施效果。受58°斷層夾角作用，A7H1井位區(qū)域剩余油富集。A7H1井投產初期日產油80 m3，無水采油期近3個月，預計累增油6.5×104m3。

(2)井間區(qū)域水平井實施效果。B32H井位于井間控制剩余油區(qū)域，距周邊B24井105 m，B24井含水率為93%。通過剩余油精細研究，認為該井區(qū)域剩余油富集。B32H井投產初期日產油110 m3，含水率為20%，預計累增油15.4×104m3。

(3)過渡帶水平井實施效果。A8H1井屬于過渡帶控制剩余油區(qū)域，該井實施前，領眼井A8P1解釋的油水界面為1 674.6 m，與鉆前剩余油研究認識一致；A8H1投產初期日產油130 m3，無水采油期近2.5個月，預計累增油8.5×104m3。

7口調整井實施后合計日增油611 m3，油田綜合含水下降7%，預測采收率提高4.5%，增加了油田產量，緩解了平臺液處理量和電量不足的負擔，同時，這些調整井的成功實施也為油田的后期挖潛找到了方向。

4 結論

(1)高含水期油田的剩余油分布受構造、斷層、沉積微相、儲層非均質性、流體性質及開發(fā)方案部署等多種因素的影響。

(2)縱向上，儲層的韻律特征控制了剩余油的分布，在正韻律儲層的上部剩余相對富集；由于儲層非均質性較強，滲透率較差的層段存在剩余油。

(3)平面上，受構造以及強邊水的影響，剩余油主要集中在油田內部的構造高部位。

(4)受開發(fā)方案部署的影響，剩余油主要集中在井網(wǎng)及射孔不完善區(qū)域。

(5)理論研究和礦場實踐表明，水平井開發(fā)是高含水期稠油油藏層內剩余油挖潛和提高采收率的有效手段。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)03-0091-05

2016-12-16

劉春艷，油藏工程師，1984年生，2007年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油提高采收率研究工作。

“十三五”國家科技重大專項“海上稠油高效開發(fā)示范工程”(2016ZX05058)部分研究成果。

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