邊底水稠油油藏水侵規(guī)律與開發(fā)技術對策研究

任偉偉

（勝利油田東勝精攻石油開發(fā)集團股份有限公司，山東東營 257000）

我國稠油資源儲量豐富，探明儲量約40×108t[1]，具有層薄、敏感性強、邊底水強的多種特點的稠油油藏的比例逐年提高[2]，且開發(fā)效果不理想，亟需探索有效的開發(fā)方式。其中，邊底水稠油油藏的地質條件和流體特征復雜，動用難度大，是重點攻關方向之一[3-4]。

太平油田是一大型的潛山披覆構造帶上的強邊底水稠油油藏，探明地質儲量2 872×104t，主力含油層系為館陶組，儲層埋藏淺，高孔高滲，邊底水活躍。油田主要利用邊底水天然能量開發(fā)，平均單井日產液15.0 t，單井日產油2.0 t，綜合含水率86.9%，整體表現為“低單井產能、低采油速度、低采出程度、高含水率”的“三低一高”開發(fā)態(tài)勢，采出程度僅為6.9%。在開發(fā)過程中，油田存在三方面的開發(fā)矛盾：受邊底水侵入和水油流度比大的影響，含水率上升快；儲層膠結疏松，易出砂；注汽熱采和化學堵水效果不佳。

為改善太平油田的開發(fā)效果，在充分認識開發(fā)矛盾的基礎上，首先利用“小尺度網格全區(qū)數值模擬模型”研究了典型區(qū)塊沾5 塊的水侵規(guī)律，在室內實驗篩選出合適的降黏體系基礎上，提出了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”的技術對策，并進行了礦場實踐，形成了邊底水稠油油藏降黏復合開發(fā)技術，為同類型油藏開發(fā)效果的改善提供了理論和現場依據。

1 水侵規(guī)律研究

1.1 小網格模型建立

根據前期研究的認識，對底水油藏，平面網格步長越大，見水時間越晚，底水錐進形態(tài)失真越嚴重；對邊水油藏，平面網格步長越大，見水時間越早，無水期采油量越低。當平面網格步長小于20 m 后，對模擬結果的影響較小，可較好地描述底水錐進形態(tài)。

選擇油田典型區(qū)塊沾5 塊作為研究對象，根據油藏地質特征，建立了全區(qū)三維地質模型。采用組分模型，九點中心差分計算方法開展模擬研究。模型X 方向220個網格，Y 方向205 個網格，網格步長均為10 m；縱向上為刻畫隔層的分布細分為30 個層。模型包含20 口水平井，生產時間從2004 年7 月到2023 年7 月。在對區(qū)塊儲量擬合基礎上，對區(qū)塊平均地層壓力、累計產油量、綜合含水率以及單井含水率、日產油等指標進行了擬合，各項生產指標達到了較高的擬合精度。

1.2 剩余油分布規(guī)律研究

1.2.1 平面剩余油分布 從剩余油分布來看，油藏中上部和水平井井間飽和度較高，西邊部、東邊部無井控制的區(qū)域飽和度較高，油藏下部飽和度變化范圍在30～40 m，表明水錐半徑很小，而且越靠近油層頂部水錐半徑越小，底水水驅的波及范圍非常有限。

1.2.2 縱向剩余油分布 沾5 塊地面脫氣原油黏度大，水平井動用半徑小，井間剩余油富集。根據區(qū)塊的經驗公式，計算沾5 塊水平井開采的動用半徑，最大生產壓差8 MPa，未加熱區(qū)極限流動距離10 m，吞吐末牛頓區(qū)半徑30 m，計算出蒸汽吞吐動用半徑為40 m。

式中：Rh-水平井動用半徑，m；ΔP-生產壓差，MPa；k-平均滲透率，mD；μ-原油黏度，mPa·s。

1.3 水平井水侵規(guī)律研究

按照井眼軌跡，研究區(qū)的水平井可分為三類：下扎型、魚鉤型和規(guī)則型。不同類型水平井的水侵規(guī)律存在較大差異。

1.3.1 下扎型 以沾5-平18 井為例，該井為篩管完井，篩管軌跡先斜向下穿過油層上部隔層，然后沿油層走向近似平行于隔層，該水平段下部還有兩套隔層，但東西方向分布范圍較窄。對于此種類型的水平井，數值模擬顯示，底水繞過下部兩套隔層進入水平段，隔層下部篩管段是主要見水井段，產液量、含水率較高（圖1）。

1.3.2 魚鉤型 以沾5-平5 井為例，該井為套管完井，井身軌跡中間低，兩頭高，B 靶上翹，軌跡低點靠近中部，A 靶下部油層分布一套隔層，但是沒有射孔生產，射孔段1 338 m 附近位置偏下，且沒有隔層遮擋底水。對于此種類型的水平井，數值模擬顯示，射孔水平段中部含水率高、產液量高，是主要的見水井段，150 m 以后底水影響小，因而只有中段受到水錐影響（圖2）。

圖2 魚鉤型水平井含水率分布曲線

1.3.3 規(guī)則型 以沾5-平19 井為例，該井為篩管完井，井身軌跡規(guī)則，水平段下部沒有隔層。對于此種類型的水平井，數值模擬顯示，隔層下部篩管段是主要見水井段，產液量、含水率較高（圖3）。規(guī)則型水平井底水均衡推進。

圖3 規(guī)則型水平井含水率分布曲線

2 開發(fā)技術對策研究

2.1 降黏劑篩選

稠油黏度高，降黏是提高原油流動性，改善開發(fā)效果的關鍵[5-6]。組分分析表明，太平油田膠質瀝青質的含量接近或超過50%，重質組分是導致高黏的直接原因，降黏劑能夠顯著改善原油的流動性。通過室內實驗，篩選評價了一種“雙效”降黏體系，該體系兼具分散降黏和乳化降黏的特點，能夠降低稠油黏度、增加流動能力，有效作用于高黏原油。該體系室內降黏率達99.0%以上，具有很強的適配性（表1）。

表1 不同原油黏度條件下的降黏效果

2.2 降黏復合開發(fā)技術

為改善太平油田的開發(fā)效果，在降黏劑篩選基礎上，提出了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”的技術對策。

2.2.1 降黏+新井整體轉流線 在剩余油分布研究基礎上，在沾5 塊優(yōu)化部署側鉆水平井3 口（沾5-側平3、側平6、側平9 井），用于挖潛水平井井間剩余油（圖4）。沾5-側平3、側平6、側平9 井分別鉆遇油層166、185、160 m，水平井軌跡控制很好。通過測井曲線的對比，電阻率都在20～30 Ω·m，剩余油分布與數值模擬的結果一致。在布新井基礎上，降黏冷采投產后，初期平均單井日產油4.0 t，效果良好。

圖4 加密水平井挖潛井間剩余油

2.2.2 降黏+調堵局部轉流線 根據油井低液或高含水率，分別提出“解堵+降黏”與“堵水+降黏”兩種對策，實現局部流線的調整，改善開發(fā)效果。

（1）解堵+降黏一體化：對于投產初期液量高，但目前液量低、含水率不高、長期低效生產的油井，進行解堵措施。采用“泡沫返排+前置抑砂降黏+充填防砂”一體化實施工藝，進行原層防砂增油提效。

以沾29-斜65 井為例，該井于2016 年3 月防砂注汽投產Ngx21層，注蒸汽2 004 t，注汽壓力12.9 MPa，初期日產油14.5 t，末期低產間關，累計產油5 714 t，累計產水20 271 m3。分析主要原因為出砂、油泥堵塞滲流通道導致油井低產低效。制定了技術對策如下：拔防砂管、下繞絲至1 204～1 208 m，其他井段盲封，高壓充填防砂，前置降黏。措施前間開，日產油僅有0.2 t，作業(yè)后初期日增油5.0 t，含水率下降21.1%，累計增油1 500 t，措施效果明顯，見圖5。

圖5 沾29-斜65 井開發(fā)生產曲線

（2）堵水+降黏一體化：對于出水量大，含水率高的油井，通過光纖測溫，確定出水段，然后精準定向堵水，結合化學降黏，實現控水增油。

以沾29-平21 井為例，對該井進行光纖測溫，顯示水平井有效生產長度近A 靶100 m，確定了水平段主要出液層段為1 350～1 450 m，對該井段打化學封隔，下插管橋塞（留B 堵A），實現“管內管外雙封”。措施后改經含水率從95.0%降至65.0%，日增油5.2 t，累增油2 035 t，措施效果明顯，見圖6。

圖6 沾29-平21 井開發(fā)生產曲線

3 結論與認識

（1）研究區(qū)邊底水稠油剩余油主要分布在油藏中上部和井間。水侵規(guī)律研究表明，下扎型水平井含水率上升迅速，注汽開發(fā)更容易造成底水錐進，導致水平井暴性水淹；魚鉤型水平井射孔水平段中部含水率高、產液量高，是主要的見水井段；規(guī)則型水平井底水均衡推進。

（2）降黏復合吞吐對太平油田邊底水稠油油藏具有良好適應性，形成了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”兩種技術對策，礦場實踐證明新井直接降黏、解堵+降黏一體化、堵水+降黏一體化均取得了較好效果，初步解決了邊底水稠油目前存在的開發(fā)難題，是低油價下邊底水稠油高效開發(fā)的有效方式。

（3）邊底水稠油油藏降黏開發(fā)的關鍵是如何保證劑與油的充分接觸。下一步主要加強老井壓水錐技術、進一步研究均勻注入技術，從而改善開發(fā)效果，這為其他邊底水稠油下步的高效開發(fā)提供了借鑒，具有廣闊的推廣應用前景。