渤海复杂底水油藏开发调整策略制定及应用.pdf

第42 卷第10 期2023年10 月石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATIONVol.42 No.10Oct.2023渤海复杂底水油藏开发调整策略制定及应用章威，王美楠，阳晓燕，张吉磊，胡俊瑜（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津3 0 0 452）【摘要 渤海Q油田A砂体是典型曲流河沉积的底水油藏，储层内部夹层发育，油井生产特征差异大，目前综合含水率9 6.2%，处于特高含水率阶段。为充分利用底水和注入水，提高水驱开发效果，依据地质油藏特征、生产动态特征，将单个砂体细分为三类区域：无夹层底水油藏区、夹层局部遮挡底水油藏区和夹层全遮挡边水油藏区。建立对应的数模理论模型，研究井网、井距、产液量、注采比对开发效果的影响，据此制定不同区域的开发调整策略，无夹层底水油藏区采用大泵提液、井间加密的调整策略，夹层局部遮挡底水油藏区采用层内分注、适当提液的调整策略，夹层全遮挡边水油藏区采用井网转换、产液优化的调整策略。研究结果表明，依据夹层发育特征、生产动态特征分区域制定不同的开发调整策略，可明显改善复杂底水油藏水驱开发效果，提高水驱采收率。研究成果应用于渤海Q油田A砂体后，该砂体连续稳产5年，标定采收率提高6 个百分点，成功改善了水驱开发效果。【关键词 底水油藏；注水开发；夹层；层内分注；开发调整中图分类号 TE345D0I:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.10.0055【文献标识码 A文章编号 16 7 3-52 8 5(2 0 2 3)10-0 0 2 0-0 6Development adjustment strategy formulation and applicationof complex bottom water reservoir in Bohai SeaZHANG Wei,WANG Meinan,YANG Xiaoyan,ZHANG Jilei,HU Junyu(CN00C(China)Co.,Ltd.,Tianjin Branch,Tianjin 300452,China)Abstract JThe A sand body of Bohai Q oilfield is a typical bottom water reservoir of mean-dering river sedimentation,with developed internal interlayers and significant differences inoil well production characteristics.Currently,the comprehensive water cut is 96.2%,and itis in an extremely high water cut stage.In order to fully utilize bottom water and injectedwater,and improve the effectiveness of water drive development,a single sand body is subdi-vided into three types of areas based on geological reservoir characteristics and productionperformance characteristics,non interlayer bottom water reservoir area,interlayer partiallyblocked bottom water reservoir area and interlayer fully blocked edge water reservoir area.Establish corresponding mathematical model theory models to study the impact of well pat-tern,well spacing,liquid production and injection production ratio on development effec-tiveness.Based on this,develop development adjustment strategies for different regions,the*收稿日期：2 0 2 3-0 7-2 8基金项目：国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2 0 16 ZX05058001）作者简介：章威（19 8 6），男，高级工程师，现主要从事油气田开发方面的工作。E-mail:第10 期non interlayer bottom water reservoir area adopts the adjustment strategy of large pump liq-uid extraction and inter well encryption,the interlayer partially blocked bottom water reser-voir area adopts the adjustment strategy of intra layer injection and appropriate liquid ex-traction,and the interlayer fully blocked edge water reservoir area adopts the adjustmentstrategy of well pattern conversion and liquid production optimization.The research resultsindicate that developing different development adjustment strategies based on the character-istics of interlayer development and production dynamics in dfferent regions can significant-ly improve the water drive development effect of complex bottom water reservoirs and in-crease water drive recovery efficiency.After applying the research results to the A sand bodyof Bohai Q oilfield,the sand body has been continuously stable in production for 5 years,and the calibrated recovery rate has increased by 6 percentage points,successfully improvingthe water drive development effect.Key words Jbottom water reservoir;water drive development;interlayer;intra layer injec-tion;development adjustment章威等渤海复杂底水油藏开发调整策略制定及应用21渤海Q油田A砂体是典型的曲流河沉积的砂岩稠油底水油藏，整体构造较平缓，油柱高度为8 2 0 m，属于曲流河沉积，油层内部夹层比较发育；平均孔隙度30%，平均渗透率3 0 0 0 mD，属于高孔高渗储层；地层原油黏度为2 6 0 mPas，原始地层压力11.3 MPa，饱和压力4.6 MPa。目前综合含水率9 6.2%，采油速度1.6%,采出程度2 9.3%。一次调整后，主要采用“定向井注水+水平井采油”近似排状井网进行开发，注采井距200300m。然而,随着开发的深入，不同井区注水开发效果差异大，无效注水加剧、产量递减增大。因此，需要开展储层精细解剖,并在此基础上开展精细开发调整研究，制定开发调整策略，以期改善水驱开发效果。对于夹层发育的底水油藏，如何利用好夹层和注人水改善开发效果显得尤为重要。以往针对底水油藏的研究主要集中在水锥形态的描述 1-3 、临界产量研究 4-5、水淹规律研究 6-7 、注水开发效果评价18-11 等方面；而对于底水油藏利用夹层进行开发调整的研究较少。为此，本文以渤海Q油田A砂体为目标区，针对储层局部夹层发育的特征12-15,结合产液强度评价、含水率上升规律分析，将单个砂体细分为三类区域，制定不同区域的开发调整策略，实现单砂体内部的分区精细开发，有效改善了目标区的水驱开发效果。1单砂体精细分区及动态特征目标区为典型的曲流河沉积的稠油底水油藏，储层内部夹层比较发育。根据14口井的岩心渗透率以及测井解释泥质含量分析，泥质粉砂岩、粉砂岩泥质以及泥岩这些非渗透性岩层是储层中夹层的主要类型，这些夹层渗透率小于1mD，泥质含量大于7 0%，具有较好的渗流遮挡作用。对目标区的储层进行精细解剖 14-15，解剖结果显示，50%的区域无夹层或发育小范围薄夹层，对底水锥进基本无遮挡，属于底水油藏；3 0%的区域内部夹层发育，但夹层展布范围有限，普遍小于注采井距，属于夹层局部遮挡的底水油藏；2 0%的区域夹层分布稳定、范围较广，基本阻挡了底水，属于边水油藏。整体上，呈现出“储层结构复杂、油藏类型多样”的特征。基于此,将目标区细分为三类区域：无夹层底水油藏区、夹层局部遮挡底水油藏区和夹层全遮挡边水油藏区。产液强度评价：对目标区2 8 口水平井产液强度进行统计分析(图1)可以看出,无夹层底水油藏区产液能力最强，平均为56 m/(md);夹层局部遮挡底水油藏区产液能力次之,平均为40 m/(md);夹层全遮挡边水油藏区产液能力最弱,平均为2 9 m3/(md)。这主要是因为夹层对底水的遮挡作用，导致水平井供液能力受限；对于供液能力受限的区域需要进行人工注水补充能量，提高供液能力。含水率上升规律分析：对目标区水平井含水率曲线进行统计分析（图2）可以看出，无夹层底水油藏区表现出明显的底水油藏特征，含水率曲线没有无水采油期，含水率上升较快，呈“厂”字型；夹层局部遮挡底水油藏22石油化工应用2023年80无夹层底水油藏区：70平均 56 m/(md)60第42 卷夹层局部遮挡底水油藏区：夹层全遮挡边水油藏区：平均 40 m/(md)平均2 9 m/(md)2010010080%/率号60H1I“厂”字型HLEIH8EI图1目标区水平井产液强度统计“S型HSIITH601HI1“爬坡”型HO40E28HE27HE22H120112HJ33HE10HE25HI38H1020区含水率曲线有1 2 年的无水采油期，见水后含水率快速上升，呈现出“S型；夹层全遮挡边水油藏区表现出明显的边水油藏特征，含水率曲线有2 3 年的无水采油期,见水后含水率缓慢上升,呈现出“爬坡”型。2开开发调整策略制定2.1无夹层底水油藏区该区域无夹层遮挡，底水能量充足，供液能力较强，含水率上升较快，底水锥进现象严重，水平井在投产后很快形成水脊，建立水窜优势通道，水驱波及范围有限,井间剩余油富集。针对该区域，主要研究产液量和井距对开发效果的影响。基于该区域的地质油藏参数，利用油藏数值模拟软件建立对应的机理模型 16 模拟水平井开发过程，研究在不同产液量（6 0 0、8 0 0、10 0 0、12 0 0、150 0 m/d）、不同井距（10 0、150、2 0 0、2 50、3 0 0 m）条件下单井累计产油量（以单井含水率大于9 8.0%或者日产油 10 0 0 mdE34H4060生产时间/月图2 目标区含水率上升规律分析之后开始明显变缓（图3）,这是因为继续提液不会明显改变水驱波及体积，只会提高驱油效率，但同时也加快了含水率上升速度，导致含水率快速到达9 8.0%而关井。其他参数不变，仅改变水平井井距,随着水平井井距的缩小,单井累计产油量减少（图4),这是因为随着水平井井距缩小，水锥叠加效应更明显,井间干扰更严重，井控储量更低，单井累计产油量更低；考虑经济性，以单井累计产油量510 4t为限，最小井距为12 0 150m。该区域大泵提液试验井(D25H)及小井距试验井(112 H)实际生产情况验证了数模结果的可靠性(图3、图4)。因此,基于该区域调整前平均单井产液量600m/d、平均井距2 0 0 3 0 0 m的现状，推荐无夹层底水油藏区开发调整策略为大泵提液（单井产液量10001200m/d）井间加密（井距12 0 150 m）。2.2夹层局部遮挡底水油藏区该区域局部发育非渗透夹层，受储层正韵律影响，注人水主要流向了夹层下部，夹层上部水驱开发效果差 17-19 ,易形成“屋顶油 2 0 。已有文献 18-19 研究表明,该类油藏建议依据夹层分布特征实施层内分段注水可明显改善水驱开发效果。因此，针对该区域，主要研究层80100第10 期1816章威等渤海复杂底水油藏开发调整策略制定及应用161423286420400内分注注采比及生产井产液量对开发效果的影响。基于该区域的地质油藏参数，建立对应的油藏数值模拟机理模型 16,利用已有文献 18-19 的方法研究注采比(各段注水量与采油井产液量的比值)对开发效果的影响。建立三因素五水平的正交实验，三个因素分别是未钻遇夹层井注采比，钻遇夹层井夹层上部、下部注采比分别为b和c,见表1。表1正交实验因素取值表未钻遇夹层井钻遇夹层井夹层钻遇夹层井夹层因素名称注采比(a)水平10.2水平20.4水平30.6水平40.8水平51.0根据模型计算结果,利用多元回归方法,回归得到单井累计产油量N与注采比之间的关系式：N=-3.8(a-0.4)2-5.4(b-0.2)2-6.7(c-0.4)2+13.6R2=0.985 6从式中可以发现：若使单井累计产油量最大，则a=0.4、b=0.2、c=0.4。即未钻遇夹层井最优注采比为0.4、钻遇夹层井夹层上部最优注采比为0.2、钻遇夹层井夹层下部最优注采比为0.4。在此基础上,研究在不同水平井产液量（40 0、6 0 0、8 0 0、10 0 0、12 0 0 md）下单井累计产油量指标（以单井含水率大于9 8.0%或者日产油 5t为终止条件）。模型计算结果显示，在层内分注情况下，水平井最优产液量为8 0 0 m/d(图5)。如果产液量过低，水平井产能得不到有效释放，水驱储量动用程度低；如果产液量过高，易造成注入水突进、底水快速锥进，含水率快速上升而关井；因此，必然有最优产液量，在该产液量下，夹层上部注入水、夹层下部注入水及底水共同驱替剩余油，实现立体均衡驱替，水驱波及体积最大化,开发效果最优(图6)。调整前,该一模型计算结果D25H井实际600800产液量/(m/d)图3 不同产液量下单井累计产油量变化图上部注采比(6)下部注采比（c)0.20.20.40.40.60.60.80.81.01.0642010001200一模型计算结果-112H井实际1400160050图4不同水平井井距下单井累计产油量变化图区域主要采用定向井一段防砂、笼统注水的方式,水平井平均单井产液量40 0 m/d。基于此，推荐夹层局部遮挡底水油藏区开发调整策略为层内分注（未钻遇夹层井注采比为0.4,钻遇夹层井夹层上部、下部注采比分别为0.2 0.4）适当提液（单井产液量8 0 0 m/d)。1816(401)/喜果+1谐#惠14121086420200图5层内分注后不同产液量下单井累计产油量变化图水平生产井底水驱含油饱和度/%020图6 层内分注实现均衡驱替示意图2.3夹层全遮挡边水油藏区该区域非渗透夹层连片分布，夹层完全阻挡了底水 2 0,使得夹层之上为纯边水油藏,夹层之下为油柱高度较低(2 6 m)的底水油藏。对于夹层之下的油层,受技术、经济限制，目前无有效开发方式，暂不动用。对于夹层之上的油层，主要研究注采井网对开发效果的影响。一次调整之后，该区域采用“定向井注水+水平井采油 近似排状井网进行开发，注采井距2 0 0 3 0 0 m。该井网模式下，注水井井间水驱无法波及，形成“死油区”,剩余油富集。因此,利用数值模拟软件建立理论模100400150水平井井距/m600800产液量/(m/d)406020025010003001200定向注水井夹层上部注水驱夹层下部注水驱80350140024型 16 研究井网转换对开发效果的影响,结果表明：在注水井井间加密水平井，将井网转换为五点井网，平面水驱波及系数可由7 0%提高至9 0%，开发效果明显改善（图7）。考虑河流相储层平面非均质性较强，在井网转换之后，同时实施平面产液结构调整，优化水平井产液量，对高含水率井实施降液生产、低含水率井实施提液生产，实现平面均衡驱替，可进一步改善水驱开发效果。因此，推荐夹层全遮挡边水油藏区开发调整策略为井网转换（排状井网转五点井网）产液优化（高含水率井降液、低含水率井提液）。3应用效果分析渤海Q油田A砂体2 0 14年实施一次调整，调整后排状井网石油化工应用2023年日产油量上升了一个台阶，标定采收率3 2.0%，但稳产难度大,产量递减大。2 0 18 年,在本文研究成果指导下，该砂体开始分区域采用不同的策略进行开发调整：无夹层底水油藏区实施大泵提液8 井次，井间加密5口井；夹层局部遮挡底水油藏区实施层内分注4口井，提液6井次；夹层全遮挡边水油藏区注水井间加密4口井，产液优化(提液或降液)8 井次。调整后，A砂体实现连续稳产5年（图8)；预测采收率达到3 8.0%（图9），较一次调整后提高6 个百分点，开发效果明显改善。4结论（1)对于局部夹层发育的底水油藏,其不同区域的静态地质特征、动态生产特征差异较大，据此可划分为五点井网第42 卷井网转换含油饱和度/%水平生产井02016001400120010008006004002000豆10100001000100100定向注水井4060图7 井网转换示意图10-91020-9100100200图9A砂体采收率（甲型水驱曲线法）变化图8010-210210-8100图8A砂体生产曲线图采收率3 2.0%调整前调整后300400累计产油量/(10 m)20-810210-610220-610250010采收率3 8.0%600700第10 期三类区域（无夹层底水油藏区、夹层局部遮挡底水油藏区和夹层全遮挡边水油藏区)采用不同策略进行开发。(2)依据研究成果制定了不同区域的开发调整策略：无夹层底水油藏区为“大泵提液、井间加密”,夹层局部遮挡底水油藏区为“层内分注、适当提液”，夹层全遮挡边水油藏区为“井网转换、产液优化”。(3)研究成果指导了渤海Q油田A砂体的开发调整工作，调整后该砂体开发效果明显改善，矿场应用效果较好，为同类型油藏开发提供了借鉴。参考文献：1侯君，程林松.常规底水油藏水锥高度计算方法研究 J.西安石油大学学报（自然科学版）,2 0 0 6,2 1(3）：2 3-2 6,114.2李传亮.水锥形状分析一与朱圣举先生商摊 J.新疆石油地质,2 0 0 2,2 3(1):7 4-7 5.3章威，李廷礼，刘超，等.底水油藏直井水锥形态的定量描述新方法 J.天然气与石油，2 0 14,32(3)：34-37.4袁淋，李晓平，延懿宸.底水油藏水平井临界产量确定新方法 J.天然气与石油,2 0 15,33(1)：6 5-6 8.5范子菲，林志芳.底水驱动油藏水平井临界产量公式及其变化规律研究 J.石油勘探与开发,19 9 4,2 1(1):6 5-7 0.6程秋菊，冯文光，彭小东，等.底水油藏注水开发水淹模式19 章威，张吉磊，龙明，等.渤海Q油田复杂底水油藏高含水探讨 J.石油钻采工艺,2 0 12,34(3):9 1-9 3.期精细注水研究 J.石油地质与工程,2 0 19,33(6):6 6-7章威，龙明，李军，等.生产动态确定底水油藏油井水淹范围的新方法 J.天然气与石油，2 0 17,35(4):6 8-7 2.8黄纯金，吴冬旭，王加一，等.侏罗系边底水油藏注水开发效果评价 J.石油化工应用，2 0 15,34(3)：5 5-5 7,6 2.9许宁，张方礼,王占红.巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研章威等渤海复杂底水油藏开发调整策略制定及应用2010,32(3):101-106,195.25究 J.断块油气田,2 0 0 4,11(4):30-32,9 1.10江琴雷6 4断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价 J.石油地质与工程,2 0 13,2 7(1):5 6-5 8,139.11张建东，王磊，钱战宏，等.马北一号底水油藏注水开发效果评价研究 J.青海石油,2 0 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