平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究

王慶勇，馬國新，張鳳喜

(上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究

王慶勇，馬國新，張鳳喜

(上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

平湖油氣田花港組油藏經(jīng)過13年的開發(fā)，采出程度41%，油田綜合含水96%，處于特高含水階段。針對(duì)平湖油藏在高采出程度、特高含水條件下，剩余油分布復(fù)雜且無后備資源接替的情況，結(jié)合該油田的實(shí)際，提出了以精細(xì)分析隔夾層類型及地層對(duì)比，建立地質(zhì)模型，進(jìn)行數(shù)值模擬研究，研究剩余油分布;進(jìn)行了層系重組、油田卡堵水、老井復(fù)查、開發(fā)油水同層及含油水層、關(guān)井壓錐、輪流開采等方法，提高采收率，減緩油田產(chǎn)量遞減。通過這些方法的選擇運(yùn)用，在油田生產(chǎn)上取得了較好的效果，為特高含水階段油田開發(fā)措施選擇具有一定的參考意義。

特高含水期;提高采收率;措施

平湖油氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷平湖構(gòu)造帶中部，主要目的層段是始新統(tǒng)平湖組及漸新統(tǒng)花港組，其中花港組儲(chǔ)層富含輕質(zhì)油層?；ǜ劢M儲(chǔ)層物性較好，主力層位孔隙度18% ～21%，滲透率(155～522） ×10－3μm2，屬于中孔、中滲儲(chǔ)層，油藏具有旺盛的邊、底水能量。油藏原油性質(zhì)較好，屬于輕質(zhì)原油，原油比重0.754～0.79，氣油比15～401 m3/m3，地層原油黏度 0.2 ～0.55 mPa·s，油水黏度比0.8 ～2.2。

平湖油氣田于1998年投產(chǎn)，也是東海最早投入開發(fā)的油氣田，花港組油藏依靠天然底水能量開采，經(jīng)過13年的開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果，采出程度已經(jīng)達(dá)到41%，綜合含水96%，處于特高含水階段。

平湖油藏水體能量充足、油水黏度比小、含水及采出程度都比較高，提高采收率難度很大。平湖油藏溫度104～112℃，原油性質(zhì)及油藏類型等不適合聚合物驅(qū)提高采收率。在這種情況下，本文根據(jù)平湖油藏流體及儲(chǔ)層物性特點(diǎn)，有針對(duì)性地提出了一些在特高含水階段提高采收率的措施［1－3］。

1 平湖油氣田油水運(yùn)動(dòng)特點(diǎn)

通過開采后陸續(xù)鉆調(diào)整井提供的資料及油藏監(jiān)測(cè)資料，油藏油水運(yùn)動(dòng)具有如下特點(diǎn)。

1.1 水淹厚度大，水淹范圍廣

由于油水黏度比小，且垂向上有一定的隔夾層的阻擋，油井動(dòng)用范圍大，底水推進(jìn)比較均勻，水淹范圍大，水淹厚度大。A1定向井開采H63層，當(dāng)含水達(dá)到86%后，在其北部480 m鉆了一口調(diào)整井，實(shí)鉆結(jié)果顯示28 m油層因水淹僅剩余頂部2.5 m油層，表明水淹范圍及水淹厚度都比較大。H2油層南部含油區(qū)域原始含油面積2.2 km2，由一口水平井開采，但對(duì)該區(qū)域內(nèi)其它7口穿過該層的井進(jìn)行油藏監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)油水界面均有不同程度上升，其中上升最多的達(dá)22.8 m油層全部被動(dòng)用，也顯示水平井的動(dòng)用范圍大。

1.2 油井來水類型復(fù)雜

平湖油井產(chǎn)水類型有三種:既有底水、又有邊水，也有兩者的綜合作用。動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)及后期鉆井顯示底水上升是油井產(chǎn)水的主要類型。邊水推進(jìn)主要體現(xiàn)在邊水油藏。另外，在油藏監(jiān)測(cè)中，也發(fā)現(xiàn)邊水及底水共同推進(jìn)的情況，主要表現(xiàn)在既有油層底部油水界面上升的情況，也有油層中部水淹的情況，體現(xiàn)出油水運(yùn)動(dòng)的復(fù)雜性。油水上升的復(fù)雜性也導(dǎo)致了剩余油分布復(fù)雜，難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。

1.3 油藏非均質(zhì)性控制油水上升規(guī)律

平湖油藏屬中孔、中滲儲(chǔ)層，砂巖發(fā)育，連井剖面上容易對(duì)比識(shí)別，在開發(fā)前認(rèn)為油藏非均質(zhì)性不強(qiáng)，但是在開發(fā)后顯示儲(chǔ)層在井間有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，導(dǎo)致了油水運(yùn)動(dòng)的復(fù)雜性。例如H63油藏，A1、A2、A10井位于構(gòu)造高部位(圖1），按以前的認(rèn)識(shí)，當(dāng)這三口井生產(chǎn)到高含水階段時(shí)，位于低部位的原油也會(huì)被動(dòng)用，剩余油較少。但在后來的調(diào)整井鉆遇結(jié)果發(fā)現(xiàn)，處于低部位的A9井油水界面還處于原始油水界面。經(jīng)過分析原因，認(rèn)為H63油藏存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性，A9井與A2、A1、A10井位于不同的砂體上(圖2），兩個(gè)砂體之間有低滲透條帶，使得高部位的油井無法動(dòng)用低部位的原油。

圖1 H63油藏頂面構(gòu)造圖Fig.1 Structure map of H63 reservoir

圖2 H63砂體疊置圖Fig.2 Sand overlay of H63 reservoir

同樣是H63層，在鉆調(diào)整井時(shí)，為了確保成功，在預(yù)計(jì)的調(diào)整井井位A11(圖2）井附近利用氣井B3井進(jìn)行了油水界面上升監(jiān)測(cè)，監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示油層沒有動(dòng)用，但A11井實(shí)鉆結(jié)果顯示油井大部已被動(dòng)用，僅余頂部2 m油層。后分析原因，主要是監(jiān)測(cè)井B3井處儲(chǔ)層物性較差，油層沒被動(dòng)用，而調(diào)整井位儲(chǔ)層物性較好，油層已經(jīng)被動(dòng)用。

2 平湖油藏特高含水階段提高采收率措施研究及效果

針對(duì)平湖油藏油水運(yùn)動(dòng)特點(diǎn)，以及海上油田鉆井成本高、平臺(tái)井槽有限、三次采油實(shí)施困難等難點(diǎn)，對(duì)平湖油藏在特高含水階段，根據(jù)油田實(shí)際提出了以下5條提高采收率的措施。

2.1 深入分析隔夾層分布，提高油藏模擬精度，刻畫剩余油分布

在研究中，把隔夾層分為三種類型，即泥質(zhì)夾層、物性夾層及灰質(zhì)夾層(圖3）。泥質(zhì)夾層的特征為:自然伽馬回返超過1/3，沖洗帶電阻率大，聲波時(shí)差小，密度較大。物性夾層的特征為:自然伽馬值稍有回返，電阻降低，密度較大。灰質(zhì)夾層的特征為:沖洗帶和原狀地層電阻率異常高值，聲波時(shí)差小，密度大。

在對(duì)隔夾層進(jìn)行分類后，利用巖心分析的結(jié)果對(duì)隔夾層的物性范圍進(jìn)行確定(表1）。

在單井上對(duì)隔夾層進(jìn)行識(shí)別后，在沉積旋回和沉積相的控制下，進(jìn)行了等時(shí)對(duì)比。對(duì)前緣席狀砂且砂體頂面突變，底部漸變，有穩(wěn)定的泥巖，采用斜對(duì)方法。對(duì)水下分流河道，由于砂體橫向變化快，疊置嚴(yán)重，依據(jù)連井標(biāo)志及砂巖發(fā)育的期次性，綜合對(duì)比。對(duì)前三角洲泥進(jìn)退形成的夾層，同前緣亞相泥質(zhì)夾層對(duì)比。對(duì)斜坡部位受水動(dòng)力等綜合因素影響形成的夾層，采用斜對(duì)方法。

圖3 泥質(zhì)(a）、物性(b）及灰質(zhì)(c）夾層電性特征ig.3 Electric characteristics of muddy interbed，physical interbed and calcic interbed

表1 夾層物性范圍統(tǒng)計(jì)Tab.1 Physical properties of interbed

根據(jù)連井隔夾層的對(duì)比情況，做出了夾層在平面上的分布范圍。結(jié)合地震反演提供的泥巖條帶及分割性，對(duì)花港組油藏進(jìn)行了精細(xì)地質(zhì)建模。利用地質(zhì)模型，進(jìn)行模擬計(jì)算，主要調(diào)節(jié)夾層的滲透率，擬合油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，提出剩余油分布富集區(qū)域。2007年5月，在油藏綜合含水91.3%的情況下，根據(jù)研究結(jié)果在油藏中部高部位、垂向上隔夾層較多、剩余油相對(duì)富集區(qū)部署了一口調(diào)整井，實(shí)鉆結(jié)果顯示在隔夾層上下部位存在剩余油，射開生產(chǎn)后初期日產(chǎn)油達(dá)到100 m3/d，含水73%，目前已經(jīng)累積采油4.5 ×104m3，效果較好。

2.2 分析儲(chǔ)層分布特點(diǎn)，進(jìn)行層系重組

平湖油藏在開發(fā)初期進(jìn)行單層開采，后來含水上升，為提高原油產(chǎn)量又進(jìn)行合采，到現(xiàn)在油藏處于特高含水階段，需要進(jìn)行分層系開采，充分發(fā)揮各層的生產(chǎn)能力。在進(jìn)行層系重組時(shí)，主要參考以下原則:(1）儲(chǔ)層物性相近的層組合在一起;(2）生產(chǎn)能力相差不大的層組合在一起，在進(jìn)行生產(chǎn)能力的判斷時(shí)，主要參考生產(chǎn)測(cè)井資料。(3）需要具有一定的生產(chǎn)能力，對(duì)于生產(chǎn)能力較差的儲(chǔ)層，可組合較長井段，保證有一定的原油產(chǎn)量及液量。

2003年5月～2004年12月，平湖A4井 H32及H63層合采，兩層分層日產(chǎn)液量可達(dá)到287 m3/d及397 m3/d。2005年4月以后分別打開H72、H34等層合采，由于這兩層的地層系數(shù)KH值是H32及H63層的2.5倍，合采后產(chǎn)生層間干擾，導(dǎo)致H32及H63的日產(chǎn)液量分別下降到30 m3/d及70 m3/d(圖4）。目前該井日產(chǎn)液900 m3/d，日產(chǎn)油30 m3/d。如果對(duì)A4井進(jìn)行層系重組，繼續(xù)保持H32及H63層開采，其余層關(guān)閉，若恢復(fù)這兩層之前生產(chǎn)的液量684 m3/d，預(yù)計(jì)日產(chǎn)油可達(dá)到61.5 m3/d，增產(chǎn)原油 31.5 m3/d。

圖4 A4井H32、H63層分層產(chǎn)液量曲線Fig.4 Liquid producing curve for payzone H32 and H63 of A4 well

2.3 結(jié)合海上油田實(shí)際，進(jìn)行卡、堵水研究

卡、堵水的類型可分為機(jī)械式卡水及化學(xué)堵水。機(jī)械式卡水需要明確出水層位，采用機(jī)械工具進(jìn)行封堵［4，5］。在平湖生產(chǎn)中期，利用機(jī)械封堵高含水層取得了明顯效果。如A2井在下部層位含水達(dá)到96%時(shí)，通過打水泥塞封堵產(chǎn)層，然后射開上部層位生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油達(dá)到440 m3/d，最終增產(chǎn)原油達(dá)到14×104m3。平湖目前油藏平均含水95%以上，有的層甚至達(dá)到98%，主力的產(chǎn)水層也是主力產(chǎn)油層，采用機(jī)械式封堵不合適。因此考慮利用化學(xué)封堵高含水層。由于平湖油藏溫度達(dá)到104～112℃，堵劑成本及有效期對(duì)堵水措施限制較大。通過分析各井的地質(zhì)情況，發(fā)現(xiàn)A3水平井的滲透率最高可達(dá)5 700×10－3μm2，最小只有 47 ×10－3μm2，級(jí)差達(dá)到120倍以上，可考慮對(duì)高滲透層段進(jìn)行封堵，改善滲流剖面。在實(shí)施手段上，借鑒其他油田的成功經(jīng)驗(yàn)，考慮利用超細(xì)水泥封堵大孔道。下步將對(duì)堵劑類型、堵劑顆粒大小、封堵層段、施工工藝等進(jìn)行細(xì)化研究，實(shí)現(xiàn)對(duì)水平井高滲層段的封堵。

2.4 對(duì)老井進(jìn)行復(fù)查，尋找潛力層段

平湖油藏初期開采的油層含油性比較好，含油飽和度大于40%。2007年以后，平湖花港組所有主力油層都投入開發(fā)，為減緩遞減考慮開發(fā)非主力層。為驗(yàn)證非主力油層的產(chǎn)出效果，2010年對(duì)A4井兩層非主力層段進(jìn)行了射孔生產(chǎn)，從測(cè)井解釋結(jié)果看這兩層的含油飽和度僅30% ～32%，孔隙度14.7% ～16.6%，滲透率18 ×10－3～38 ×10－3μm2，孔滲都比較差，但射開生產(chǎn)后還是見到了比較明顯的效果(圖5）。從圖中可見，油井含水從96%下降到94%，射開初期，井口油壓有逐漸上升的現(xiàn)象。根據(jù)A4井射孔生產(chǎn)的結(jié)果，對(duì)花港組其它油井非主力層也進(jìn)行了復(fù)查，重新解釋出油層25 m，計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量9.5×104m3，為下步的挖潛提供一定的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖5 A4井含水及油壓變化曲線Fig.5 Water cut and wellhead pressure change of A4 well

2.5 關(guān)井壓錐，輪流開采

相比普通黑油及重油原油黏度，平湖輕質(zhì)原油黏度最低只有 0.2 mPa·s，而地層水黏度是0.25 mPa·s，油水黏度比 0.8 ～2 左右(圖 6）。由于油水黏度比低，關(guān)井后壓錐效果較明顯，特別是原油黏度低于水的或與地層水差別不大的原油，效果更好(表2）。從表中可見，關(guān)井壓錐重新開井后，日產(chǎn)油分別增加41 m3/d及53.6 m3/d，含水分別降低41.3%及14%，同時(shí)重新開井后，還能保持一段時(shí)間的自噴生產(chǎn)，說明這種原油油水分異較快，間歇性開采是一種適合的開采方式。

圖6 平湖油藏黏度變化曲線Fig.6 Viscosity variation of oil reservoirs in Pinghu Oilfield

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1）研究表明，平湖油藏在進(jìn)入開發(fā)中后期后，水淹厚度大，水淹范圍廣，來水類型復(fù)雜;油藏非均質(zhì)性導(dǎo)致油水運(yùn)動(dòng)復(fù)雜，是控制油水上升的主要影響因素之一。在高含水期剩余油分布復(fù)雜，預(yù)測(cè)難度較大。

(2）針對(duì)平湖油藏在特高含水階段生產(chǎn)的特點(diǎn)，結(jié)合海上油藏生產(chǎn)實(shí)際，提出了細(xì)分隔夾層，精細(xì)模擬剩余油分布，采用層系重組、卡堵水、老井復(fù)查及關(guān)井壓錐輪流開采等技術(shù)手段來減緩遞減，提高原油采收率，并在油田實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)用，取得了較好的開發(fā)效果。

表2 關(guān)井壓錐效果統(tǒng)計(jì)表Tab.2 Oil production and water-cut variation after deconing

［1］袁昭，邵明記，陽興華，等.吐哈低滲低黏油田二次開發(fā)框架方案研究［J］.吐哈油氣，2008，13(1）:9－15.

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Research on measures of enhancing oil recovery in Pinghu Oilfied at very high water cut period

WANG Qingyong，MA Guoxin，ZHANG Fengxi
(Shanghai Petroleum Co.Ltd.，Shanghai 200041，China）

After 13 years’development，degree of oil recovery of Pinghu Oilfield has reached 41%and water cut is 96%.In view of complicated distribution of residual oil and no candidate reservoirs，some methods to improve oil recovery ratio was proposed in this paper including fine interbed analysis，geo-modelling，simulation，layer recombination，water shutoff，log re-interpretation for old well，well shut-in for deconing，etc.After using these methods on different oil wells，oil production rate increases in a period of time and production decline was slow down，and these methods can be used as reference for similar oil fields at extra high water cut period.

extra high water cut;oil recovery;interbed;deconing

TE357

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.073

2011－06－17;改回日期:2011－08－08

王慶勇，男，1973年生，高級(jí)工程師，碩士，采油專業(yè)，從事海上石油天然氣開發(fā)研究工作。E-mail:wangqy@shpc.com.cn。

1008－2336(2011）04－0073－04