海上高含水稠油油藏治理對策研究

馮 鑫，楊宏楠，樂 平，李豐輝，汪周華，羅 翔

(1. 中海油(中國)天津分公司，天津 300450；2. 西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500)

0 引言

位于渤海西部的CFD油田群NGIII組油藏為河流相沉積形成的海上疏松砂巖儲層，具備高孔、高滲的儲層特征。目標(biāo)區(qū)塊(M砂體)地層原油黏度120 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3，屬海上稠油油藏。在經(jīng)歷10余年的衰竭式開發(fā)和邊水驅(qū)替，現(xiàn)場生產(chǎn)過程中以水平井生產(chǎn)開發(fā)為主(難以通過調(diào)整縱向射孔改變避水高度)，主要生產(chǎn)特征表現(xiàn)為油井液量大、含水高[1]。為了油田的高效穩(wěn)產(chǎn)，必須深入研究底水油藏的開發(fā)特征以及底水油藏穩(wěn)油控水技術(shù)，制定有針對性的稠油高含水油藏治理對策。

稠油油藏原油黏度大，邊底水活躍，導(dǎo)致在開采過程中容易形成水錐，造成單井含水率急劇上升，油井產(chǎn)油量驟降，這是邊底水稠油油藏開采過程中不可避免的。如何增加水體水驅(qū)的波及體積，降低單井含水率，是保持稠油油藏穩(wěn)產(chǎn)的核心。目前稠油油藏降低單井含水率的方法主要分為現(xiàn)場生產(chǎn)調(diào)控和提高采收率技術(shù)應(yīng)用?，F(xiàn)場生產(chǎn)調(diào)控包括側(cè)鉆加密及射孔層位優(yōu)化[2-6]、關(guān)井控錐[7-9]、排水采油[10-13]等措施；提高采收率技術(shù)則從驅(qū)替開采(注水/注氣[14-21]和注聚合物[22]等)、化學(xué)調(diào)驅(qū)和調(diào)剖堵水[23-31]、人工隔板[32-33]出發(fā)，增大水體波及面積，降低含水率。

從調(diào)研文獻(xiàn)來看，目前邊水油藏的主要開發(fā)方式是衰竭開采轉(zhuǎn)注水、注氣驅(qū)替開采，注化學(xué)劑或氣體泡沫調(diào)剖堵水，氣體重力驅(qū)，注氣平面驅(qū)等。據(jù)國內(nèi)外實(shí)踐，衰竭轉(zhuǎn)驅(qū)替開采已經(jīng)形成以注水、注氣、水氣交替、泡沫驅(qū)、水平井開發(fā)為主體的技術(shù)，技術(shù)相對成熟，提高采收率普遍在10%以上。但受限于海上平臺設(shè)備和目前環(huán)保的要求，目標(biāo)區(qū)聚合物驅(qū)和蒸汽驅(qū)無法開展。該文從加密、轉(zhuǎn)注或增加注入井，通過驅(qū)替(注水、注氣)開采，加強(qiáng)平面驅(qū)替，延緩底水上升的角度出發(fā)，探究海上稠油油藏綠色環(huán)保穩(wěn)油控水技術(shù)。

1 目標(biāo)油藏模型基本情況

通過前述調(diào)研可知高含水稠油油藏治理對策，首先需要結(jié)合油藏本身的地質(zhì)特征、儲層物性和流體性質(zhì)來優(yōu)選驅(qū)替介質(zhì)，然后在選定驅(qū)替介質(zhì)的情況下開展參數(shù)優(yōu)化研究。該文以CFD11-1油藏M砂體典型井組為例，首先開展了高含水油藏提升開發(fā)效果的主控因素模擬分析。

井組數(shù)模地質(zhì)模型基礎(chǔ)物性參數(shù)如圖1所示。井組地質(zhì)模型的網(wǎng)格步長為60 m×60 m，三維模型化分為33×25×21的角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)。目的儲層具有高孔滲、薄層和強(qiáng)底水的特征，儲層孔滲物性較好，平均孔隙度0.283， 平均滲透率1 431 mD，儲層初始壓力13.5 MPa。模型縱向21層網(wǎng)格，垂向厚度0.8～3.0 m，平均1.2 m，井組內(nèi)生產(chǎn)井5口。區(qū)塊以水平井部署，高產(chǎn)水平井后期含水率迅速升高，目前多口生產(chǎn)井含水率超90%，初期無轉(zhuǎn)注和注水井。

圖1 井組地質(zhì)模型基礎(chǔ)物性參數(shù)圖(孔隙度、滲透率、原始壓力)Fig.1 Geological model of well group (Porosity， Permeability， Initial Pressure)

該井組自2004年開始生產(chǎn)，截至到2019年1月累積采出程度為23.47%。累積產(chǎn)油82.5萬m3，累計(jì)產(chǎn)水3 196.46萬m3，壓力保持率為75%，目前井組含水率95.04%。

井組剩余油飽和度變化對比如圖2、圖3所示。圖2為井組初始平均剩余油飽和度分布圖，區(qū)塊整體含油飽和度約為0.8。圖3為目前井組平均剩余油分布圖，區(qū)塊部署水平井5口，區(qū)塊開采15年后西南部剩余油明顯減少，說明在底水的驅(qū)替作用下單井A-31H達(dá)到了較好的開采效果。而北部4口生產(chǎn)井附近的剩余油變化不明顯，底水在區(qū)塊北部沒有起到很好的平面驅(qū)替作用，而是縱向形成底水追進(jìn)通道，導(dǎo)致單井含水迅速上升；后期將著重對其剩余油進(jìn)行驅(qū)替。

圖2 井組初始剩余油平面分布圖Fig.2 Plane distribution of initial remaining oil in well groups

圖3 目前井組剩余油平面分布圖Fig.3 Current remaining oil level distribution of well group

2 油藏開發(fā)效果模擬方案設(shè)計(jì)

2.1 正交模擬方案設(shè)計(jì)

選取組分模型采取定液生產(chǎn)的工作制度，根據(jù)地層傾角、滲透率韻律、級差和注入介質(zhì)四因素進(jìn)行正交實(shí)驗(yàn)?zāi)M，通過模擬預(yù)測油藏未來15年的開發(fā)效果和主要開發(fā)指標(biāo)；正交模擬方案設(shè)計(jì)采用四因素三水平正交實(shí)驗(yàn)表。模擬模型參數(shù)取值范圍參考油藏精細(xì)地質(zhì)模型的井組物性范圍并進(jìn)行變化，正交試驗(yàn)在地層傾角的變化中設(shè)計(jì)了3類，分別是1.5°，3.0°和4.5°，地層傾角依次增加；滲透率韻律依據(jù)儲層中出現(xiàn)的正向韻律和復(fù)合韻律，補(bǔ)充了反向韻律；級差設(shè)計(jì)了1.5倍、3倍和7倍；注入介質(zhì)則選擇了水、氣和活性水3種介質(zhì)進(jìn)行研究。通過正交表格的設(shè)計(jì)原則進(jìn)行排序，得到的正交實(shí)驗(yàn)表如表1所示。

表1 M砂體典型井組正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)表Table 1 M sand body orthogonal experiment design table of typical well groups

2.2 正交方案模擬結(jié)果

上述四因素三水平9組正交實(shí)驗(yàn)、模擬15年的主要開發(fā)指標(biāo)如圖4～圖7所示。

圖4 井間剩余油井組正交實(shí)驗(yàn)采出程度對比Fig.4 Comparison of production degree of orthogonal experiment of remaining oil well group

圖5 井間剩余油井組正交實(shí)驗(yàn)累產(chǎn)水對比Fig.5 Comparison of accumulated water production by orthogonal experiment of remaining oil well groups between wells

圖6 井間剩余油井組正交實(shí)驗(yàn)含水率對比Fig.6 Comparison of water cut in orthogonal wells between remaining oil well groups

圖7 井間剩余油井組正交實(shí)驗(yàn)壓力對比Fig.7 Orthogonal experimental formation pressure comparison of remaining oil well groups between wells

正交實(shí)驗(yàn)9個(gè)模擬方案中，圖4所示方案3的累計(jì)采出程度最高，達(dá)到41.66%。同時(shí)如圖5、圖6和圖7所示，方案3在抑制底水錐進(jìn)、補(bǔ)充地層壓力方面都起到了較好的效果，累產(chǎn)水量14.5×106m3，地層壓力從7 MPa升高到9 MPa。相反方案9注水方案，圖3中最終采出程度為33.8%，經(jīng)15年注水開采采出程度僅提高4.2%。同時(shí)圖6中方案9含水率一直維持在98%左右，注入水對剩余油的平面驅(qū)替和縱向抑制底水錐進(jìn)的效果較差。圖3采出程度對比圖顯示，注活性水方案明顯優(yōu)于注水方案和注氣方案。注活性水方案中當(dāng)?shù)貙觾A角1.5、滲透率反韻律、級差低及連續(xù)注水量為2 941.5 m3/d時(shí)，地層壓力變化趨勢較平緩，地層壓力保持能力較強(qiáng)。這種低傾角、相對均值滲透率和滲透率反韻律儲層特征，尤其適合目標(biāo)儲層中水平井頂層開采配合大液量注入活性水加強(qiáng)平面驅(qū)替的方案，能在注入初期就有效動用注采水平間的殘余油，形成圖3中方案3的采出程度迅速提高。圖4所示注氣方案和注活性水方案能抑制油井產(chǎn)水量，但是注水方案對油井含水率的升高抑制效果較差。圖5中注氣方案實(shí)驗(yàn)6和實(shí)驗(yàn)7中因?yàn)樽⑷霘庠趦又醒杆贇飧Z，導(dǎo)致油井油氣比過高關(guān)井而產(chǎn)生整體含水率尾部降低。圖6所示注水和注活性水方案對于保持地層壓力較好，但注氣方案由于儲層孔滲高、水平井貼近儲層頂部布置，所以注氣氣竄嚴(yán)重，不能較好地保持地層壓力。實(shí)驗(yàn)3和實(shí)驗(yàn)9模擬結(jié)束后含油飽和度分布對比如圖8所示。

圖8 實(shí)驗(yàn)3和實(shí)驗(yàn)9，15年后剩余油分布對比Fig.8 Comparison of residual oil distribution in experiments 3 and experiments 9

實(shí)驗(yàn)3方案中注入活性水后注入井周圍的剩余油明顯被驅(qū)替，且注入活性水對于儲層頂部的剩余油平面驅(qū)替效果較好；實(shí)驗(yàn)9中注入水對注入井周圍的剩余油驅(qū)替效果較差，這是由于普通水的黏度低，油水流度比差異大，注入水有沿原有水相優(yōu)勢通道向下注入底水的趨勢。

圖8a中實(shí)驗(yàn)3轉(zhuǎn)注井模型中部注活性水，相比圖8b中的實(shí)驗(yàn)9注水方案模型高部位驅(qū)油效果受效明顯。注活性水對井間剩余油驅(qū)替效果較好，有利的流度比和中間密度，與底水形成平面和縱向共同驅(qū)替。從圖8模型頂部剩余油隨時(shí)間分布圖來看，實(shí)驗(yàn)3注活性水對于模型頂部剩余油的驅(qū)替效果較好。實(shí)驗(yàn)3方案模擬15年后，活性水和邊底水共同形成平面和縱向驅(qū)油，提高了波及效率，達(dá)到增加累計(jì)采出程度的效果。針對目標(biāo)儲層薄層強(qiáng)底水、高孔滲和水平位于儲層頂部開采等特征，采取活性水減小油水流度比，加強(qiáng)井間剩余油平面驅(qū)替；結(jié)合注入井大液量注入，能使活性水的有效驅(qū)替范圍擴(kuò)大，進(jìn)一步增強(qiáng)后期平面驅(qū)替效果。同樣儲層和井位條件下，注氣方案雖然能在前期增強(qiáng)儲層頂部的平面驅(qū)替效果，但高孔滲儲層導(dǎo)致油井過早氣竄，產(chǎn)液能力下降，后期平面驅(qū)替效果不斷減弱。由于注入井是由生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注，油水流度比差異大和密度差異造成注入水有沿原生產(chǎn)井井底水錐進(jìn)路徑注入底水中，導(dǎo)致注水方案平面驅(qū)替效果較差，底水錐進(jìn)未能得到抑制。因此針對油水流度差異大、高孔滲的稠油油藏，應(yīng)優(yōu)選黏度稍高的液相驅(qū)替介質(zhì)，增強(qiáng)平面驅(qū)替并補(bǔ)足儲層壓力。

3 油藏開發(fā)效果主控因素分析

采用直觀分析法，假設(shè)Ki代表每個(gè)因素的第i水平的3次實(shí)驗(yàn)的采出程度之和，將Mi(Mi=Ki/3)與采出程度增加量做成直方圖(圖9～圖12所示)，可直觀展示每個(gè)因素的變化對于采出程度增加量的敏感性。

圖9 地層傾角敏感性直方圖Fig.9 Stratigraphic dip sensitivity histogram

圖10 注入介質(zhì)敏感性直方圖Fig.10 Injection medium sensitivity histogram

圖11 滲透率韻律敏感性直方圖Fig.11 Permeability prosody sensitivity histogram

圖12 滲透率級差敏感性直方圖Fig.12 Step sensitivity histogram

結(jié)合注入介質(zhì)對采出程度增加量變化圖(圖10)，可以看出不同種類注入介質(zhì)，對模型累積采出程度的影響不同。注水、注氣和注活性水3種注入介質(zhì)中，對采出程度增加量影響最大的因素是注活性水；最小是注水；注氣對采出程度增加量影響較高。注活性水提高采出程度相比注氣能高4.5%。這是由于活性水黏度稍高，注入后能有效增加儲層上部的平面驅(qū)替效果；注入氣前期能增加儲層頂部的平面驅(qū)替，但注入氣迅速氣竄，導(dǎo)致平面驅(qū)替效果不能再擴(kuò)大；注入水沿水錐通道向下注入，對平面驅(qū)替效果增加很小。

而級差表征了模型內(nèi)滲透率最大值與最小值的差值。依據(jù)模型基礎(chǔ)物性，設(shè)置了三水平因素，分別為7倍、3倍、1.5倍級差。3種水平因素對采出程度增加量基本保持在6.5%～7.5%，其最大差值為0.23%，相比于地層傾角和注入介質(zhì)，級差對采出程度增加量的影響不表現(xiàn)為單一趨勢。實(shí)驗(yàn)3效果最優(yōu)顯示出，當(dāng)儲層級差較低時(shí)，即滲透率整體比較平均則有利于注入介質(zhì)平面驅(qū)替。

滲透率韻律表征了儲層內(nèi)部砂體縱向滲透率的大小關(guān)系，這與儲層沉積的地質(zhì)環(huán)境和漫長的歷史演變有關(guān)。圖11反映出的正、復(fù)合、反3個(gè)水平因素對采出程度增加量的影響均在6%以上，但3種因素對采出程度的增加量沒有較大的差異，沒有明顯極值。反向滲透率韻律中上部儲層滲透率較高，有利于注入井向生產(chǎn)井驅(qū)替剩余油，同時(shí)抑制、減緩水錐的擴(kuò)大，降低油井含水。

采出程度增加量極差由大到小依次為注入介質(zhì)、地層傾角、滲透率韻律、級差。從而說明在選定的4個(gè)因素中，對采出程度最敏感的是注入介質(zhì)，其次依次是地層傾角、滲透率韻律、級差；從正交試驗(yàn)對比中可知:注入介質(zhì)和地層傾角是開發(fā)效果的主控因素，對于本身滲透率就很高的儲層其韻律和級差的影響程度不大。其中注入介質(zhì)中可以看出由于儲層原油黏度高，純注氣方案中注入氣容易氣竄，導(dǎo)致注氣效果一般；活性水由于密度介于油水之間，且黏度高于地層水，驅(qū)替能擴(kuò)大波及系數(shù)，活性劑也能一定程度提高波及區(qū)驅(qū)油效率，因此活性水驅(qū)替方案能取得較好的效果。針對目標(biāo)儲層薄層強(qiáng)底水、高孔滲和水平位于儲層頂部開采等特征，應(yīng)優(yōu)選黏度稍高的液相注入介質(zhì)，加強(qiáng)井間剩余油的平面驅(qū)替；結(jié)合高孔滲儲層可以適量增大注入量，繼續(xù)擴(kuò)大平面驅(qū)替的范圍與底水縱向驅(qū)替相配合進(jìn)一步增大波及范圍。

4 油藏高含水治理對策研究

在前述主控因素分析和井間剩余油分布狀況基礎(chǔ)上，提出3種提采措施:側(cè)鉆方案、加密方案和注活性水方案。注活性水方案需要尋找工區(qū)內(nèi)生產(chǎn)井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，通過對比單井日產(chǎn)液和產(chǎn)出程度選擇對A-31H井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，注活性水量為2 942 m3/d(所述注入量均為地面條件下的體積)。前期依據(jù)研究區(qū)儲層物性、流體性質(zhì)、驅(qū)替介質(zhì)和經(jīng)濟(jì)因素，分析認(rèn)為工區(qū)注水合理井距約為180 m，注氣合理井距約為250 m，目前井組內(nèi)各井井距均大于450 m，具有加密的技術(shù)可行性，因此加密方案選擇在井位稀疏、剩余油富集的區(qū)域。綜合考慮剩余油、井距及井網(wǎng)的完善性進(jìn)行加密井的布置，用側(cè)鉆方案經(jīng)過對比目前的和模擬15年后的剩余油分布，選擇對A-12HST井進(jìn)行側(cè)鉆。側(cè)鉆位置如圖13所示，加密井位如圖14所示。

圖13 側(cè)鉆井井位軌跡圖Fig 13 Well trajectories of typical well groups

圖14 加密井井位圖(A-JM)Fig.14 Infill well location map in well group

側(cè)鉆方案中選擇液量較低、含水較高的單井A-12HST進(jìn)行側(cè)鉆，原井軌跡向東，側(cè)鉆后井軌跡向南剩余油富集方向延伸。加密方案中，設(shè)置南部剩余油富集區(qū)一口加密水平井。

4.1 各類治理對策效果對比

以現(xiàn)有井網(wǎng)和衰竭開采方案為基礎(chǔ)方案，對比分析側(cè)鉆、加密和活性水驅(qū)替開采的主要開發(fā)指標(biāo)及開發(fā)效果，如圖15所示。

圖15 不同措施對應(yīng)采出程度對比圖Fig 15 Comparison of cumulative recovery degree of different extraction measures

此類高含水稠油油藏受水錐影響，井控范圍外水驅(qū)未波及的剩余油儲量潛力大，井組剩余油成片連續(xù)發(fā)育，且目前井網(wǎng)井距偏大、加密效果好。加密方案的采出程度可達(dá)36.64%，15年采出程度可提高4.07%；注活性水的累積采出程度可達(dá)到35.7%，也能取得較好的效果。

4.2 各措施的經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)

結(jié)合圖16～圖18經(jīng)濟(jì)性評價(jià)，圖17加密方案在國際油價(jià)34.4美元/桶時(shí)，即可盈利；由于圖18活性水成本較高、用量較大，需在國際油價(jià)達(dá)到39.0美元/桶時(shí)，活性水驅(qū)才可盈利。圖17所示加密方案投入產(chǎn)出比最終能達(dá)到2.4，且短期盈利效果能力強(qiáng)。該井組15年油藏開發(fā)評價(jià)期時(shí)，加密井網(wǎng)方案為油藏治理措施的首選對策；由于海上加密方案前期投資較高，在短期評價(jià)期時(shí)可以將活性水驅(qū)替方案作為措施備選方案。因此在殘余油富集的區(qū)域進(jìn)行加密井部署能夠迅速增加采出程度，同時(shí)費(fèi)用低、投入產(chǎn)出比高。

圖16 側(cè)鉆方案經(jīng)濟(jì)性評價(jià)Fig.16 Economic evaluation of sidetracking program

圖17 加密方案經(jīng)濟(jì)性評價(jià)Fig.17 Economic evaluation of encryption scheme

圖18 注活性水方案經(jīng)濟(jì)性評價(jià)Fig.18 Economic evaluation of activated water injection scheme

5 結(jié)論

1)海上底水稠油油藏典型井組正交實(shí)驗(yàn)?zāi)M表明:高原油黏度的M砂體注氣受氣水高流度比的影響，注入氣錐進(jìn)快，易過早突破導(dǎo)致氣竄，注氣效果有限，采用注活性水能取得相對較好的效果。

2)活性水黏度比地層水黏度稍大，密度介于油水之間，注入水形成橫向平面驅(qū)替；同時(shí)由于注入水補(bǔ)充地層能量，延緩邊底水作用，有利于降低水錐高度，擴(kuò)大生產(chǎn)井側(cè)下方水錐的橫向波及范圍，增大注入水和底水波及體積系數(shù)；此外少量活性劑能一定程度增加驅(qū)油效率。

3)側(cè)鉆、加密和驅(qū)替優(yōu)化(注水、注氣、注活性水)治理對策方案模擬表明:此類油藏受水錐影響，井控范圍外水驅(qū)未波及的剩余油儲量豐富，加密井、注活性水驅(qū)潛力大；儲層物性、流體性質(zhì)、驅(qū)替介質(zhì)和經(jīng)濟(jì)因素共同決定了后期如何選用合理的治理對策。該文研究方法與流程可為同類油藏的治理對策論證提供一定的參考。