海上常规稠油油藏控水稳油技术研究及应用.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期：2023 年 12 月 23 日 作者简介：杨志玮（1988），女，汉族，山东东营人，研究生，工程师，研究方向为油气田开发管理方面的工作。-118-海上常规稠油油藏控水稳油技术研究及应用 杨志玮 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司海洋采油厂，山东 东营 257237 摘要：摘要：海上常规稠油油藏具有原油粘度高、流动性差、连通关系复杂等特点，注水开发呈低采油速度、低采出程度、含水上升率高的“双低一高”态势，注采矛盾突出，油藏管理难度大。为改善水驱开发效果，提高最终采收率，本文从分析稠油油藏发育特点及开发形势入手，综合考虑注采对应关系、注入产出状况、地层压力保持状况以及剩余油潜力方向，优化制定并实施了提高注水温度、分层注采比优化、注采井网梳理等五项控水稳油技术措施，为稠油油藏稳产提供了有利保障，对海上同类油藏水驱开发具有重要指导意义。关键词：关键词：常规稠油油藏；水驱开发；注采优化；井网梳理；控水稳油 中图分类号：中图分类号：TE973 1 油藏概况 海上 A 油田位于渤海湾南部的极浅海海域，构造位置位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处埕北低凸起的东南端。B 研究区位于 A 油田西北部，主要含油层系为馆陶组上段，曲流河沉积，油藏埋深-1180 至-1340m。储层物性表现为高孔高渗特征，原油物性表现为高密度、高粘度、低凝固点特征。地层原油粘度 130mPas，地面原油粘度分布于241 至 2791mPas，不同小层地面原油粘度差异明显，整体表现为原油粘度随埋深增加而增大的特点。受沉积相和构造双重因素控制，该区油水系统复杂，纵向上发育 16 套油水系统。油藏类型为高孔、高渗、常压偏高温岩性-构造层状稠油油藏。2 注水开发现状及矛盾分析 B 研究区动用含油面积 5.86km2，动用地质储量2336.95104t，不规则注采井网，主力层采用边缘+反九点注水井网，井网相对完善，非主力层以点状注水为主，油水对应关系差，只采不注对应率高（34.1%）。研究区自 2018 年年底投入开发，先后经历了天然能量开发和注水开发两个阶段，目前处于注水开发阶段，具有低采油速度（0.8%）、低采出程度（4.4%）、含水上升快（综合含水 74.8%）的开发特征。地层压力系数 0.76，年自然递减率 10.1%，年含水上升率 7.3%，注采矛盾突出，严重制约了油藏水驱开发效果。通过分析，认为影响开发效果的主要因素有五个方面。一是注采井网不完善，只采不注和单向注采对应占比高，井网适应性较差；二是原油粘度较高且层间差异较大，对比 C 油田其他井区，该研究区的地层原油粘度和地面原油粘度明显要高，地下渗流能力相对较差，“上稀下稠”，加剧了层间矛盾；三是边水影响大，油水系统多，且部分小层边底水能量强，边水一线井水淹快，无有效控水措施；四是油砂体分布零散，平均单砂体储量 28 万吨；五地层能量保持水平较低，因油稠，为延长低含水采油期，投注初期采用温和注水（注采比 0.5），地层压力系数 0.78，部分单井地层压降较高，低液低效。3 控水稳油技术政策研究制定及实施效果 为改善水驱开发效果，提高最终采收率，针对研究区油藏发育特点及开发形势，综合考虑注采对应关系、注入产出状况、地层压力保持状况以及剩余油潜力方向，研究制定了一系列控水稳油技术政策。3.1 冷水驱改热水驱，改善储层流体渗流 研究区注水管线长度超过 13Km，沿途热损大，冬季出站水温 58，井口注水温度不到 20，导致部分水井注水压力高，注水量低。低温注入水进入高温地层后，系统内温度、压力、组分发生动态变化；低温注水量越大，井底温度越低，粘度越大，能量恢复缓慢，水驱效果越差。研究区馆下段分布大体积底水，分布范围广，有效热储厚度超过 200m，平均渗透率 35%，静态储量大中国科技期刊数据库 工业 A-119-于 5.1108m3，热水储量可采 50 年。地温梯度为3.85/100m，底水海拔-1700 至 2200m，采出温度大于 75，井口注入温度 70以上，井底注入水温度65以上，具有极好的热力驱油效果。热水驱能降低原油粘度、改善水油流度比、提高弹性能量、有利油层保护1。基于数值模拟对热水驱的开发效果评估和热水驱的增产原理，研究区实施了水源井热水驱，利用平台预留井眼实施采水井施工，采出水采出后经短流程直接注入平台注水井，地面管线和注水罐需采用保温措施，采出水在地面停留时间小于 10min，减少注入水的热损失，注水井井口温度保持 70以上。研究区所有注水井都需采用热水驱油，采用连续注入的方式，未实施热水驱前平均水井注入温度 40，实施后，全年注入温度 70以上。热水驱实施后，受水质改善和地层流体流动性增强的影响，注入水注入阻力降低，注水井井口流压下降 1.0-2.5MPa；注入水驱油效果改善，油井日液能力下降，日油能力上升，含水下降，自然递减率从实施热水驱前的 10.1%下降至 8.0%，预计区块最终采收率提高 5%。3.2 分层优化注采比，稳步恢复地层能量 地层能量是油藏的灵魂，对油田后期稳产和进一步提高采收率是十分重要的。研究区发育两套主力层，其储层展布、边水发育情况、油井生产状况以及地层能量保持水平均有明显差异。第一套主力层整体为高弯度曲流河，河道切割叠置严重，砂体横向变化快，边水区砂体发育不连片，边水能量不强，西北部井区地层堵塞较严重，单井液量下降明显，中东部井区累注偏低，压降较大，含水上升快。第二套主力层整体为曲流河大型复合曲流带，主河道储层发育较好，油藏边水水体较大，边水能量充足，边水一线油井高液高含水，内部注水井对应油井较多，部分注采井组累注偏低，注采流线不均衡，含水上升快，二线生产井低液低效，注水受效较差，东部受水平井采出液高影响，水淹较快。根据两套主力层的储层发育特征、能量保持状况以及生产情况，分层施策，制定不同配注优化思路。对第一套主力层，配注优化思路是提注补能、控含水，在西部地层堵塞井区，提高注采比，改善地层供液能力，在中东部压降大井区，保持较高注采比，恢复地层能量。对第二套主力层，配注优化思路是强水淹控注、均衡注采，在边水一线强水淹井区，采用低注采比，控制边水内推速度，在中部累注偏低井区，保持较高注采比，油水联动调整，均衡平面流场，促进注水受效，在东部水淹较快井区则下调注采比，减缓含水上升速度。根据研究区注采比与地层流压变化规律，当注采比超过 0.6 时，平均流压开始回升，超过 0.8 时，含水上升速度又会过快，综合考虑补能量与控含水，研究区整体注采比保持 0.7 至 0.8 较为合适。按照上述配注优化思路，先后分批稳步提高注采比，实施多轮次注水井注采调配，配套注水井测调与吸水剖面测试，确保分层注水合格。配注优化实施后，研究区地层压力回升 0.5MPa/y，地层压力系数由 0.76提高至 0.80，夯实了油藏稳产基础。3.3 多维度动静结合，有效控制含水上升 为明确研究区油水井间动态注采对应关系，优选井区 1 口中心注水井 E 井开展井间示踪监测。井间示踪监测技术是一种重要的油藏工程方法，能够准确得到实验井组中注入井的注水水流方向、推进速度及注采井间流通参数和波及参数，可还原油藏状况并为调整注水方案提供有效依据2,3。注水井 E 井注水层位 7 小层，采用液控测调一体化注水工艺，五段分注，对应 5 口油井。井间示踪监测表明，主力层靠近断层高部位高液井 F 井为主流线方向，其他井因储层发育差或者砂体横向变化等原因，注采受效较差。因注水井层间封隔器漏失，导致主力层超注，加剧了主流线方向 F 井水淹程度，含水短期内快速上升。通过对注水井 E 井进行检修作业，确保小层吸水合格，并按照“抑强扶弱”的原则，优化层间配注，主力层控制注采比控制含水上升，非主力层提高注采比改善供液能力，主流线油井 F 井控制生产参数，油水联动调整，实现均衡层间、平面流场的目的。通过动静结合多维度措施调整，油井 F 井取得了较好的控含水效果，目前该井含水由 78%下降至 67%，日油能力显著提高。3.4 注采井网再梳理，减缓平面层间矛盾 中国科技期刊数据库 工业 A-120-通过对研究区注采井网进行梳理，发现该区只采不注的井层有 24 个，平均有效垂厚 6.5m，这些小层没有能量补充，层间动用不均衡。该区单向对应率较高，注水容易单向突破，水驱波及不均衡，平面矛盾突出。通过逐层、逐井组厘清注入产出状况、地层压力保持状况以及层间平面水淹规律，对注采矛盾突出的井组进行解剖分析，优化制定措施方案。C 井投产以来低液、低含水，其主力层二线受效，注入水较难波及，全井压降大，压力系数仅 0.59，且测压资料表明该井近井地带堵塞，需措施改造处理地层。邻井 D 井拌液生产，液量低，今年注水突破、含水上升，低产低效。为扩波及、改善水驱开发效果，可转注 D 井，实施耦合注水，完善注采井网，恢复地层能量。因 C 井压力系数低，措施作业漏失风险较高，考虑油层保护，D 井转注后，可实施 C 井关井，提高 D井注采比，快速恢复地层压力，但油井关停会影响井区产量，且注采比取多少合适，一系列问题均需解决。数值模拟技术是解决此类问题的有效途径，通过建立的模型对注采调整措施参数进行合理优化，以实施有效的挖潜措施。我们给出两个调整方案，不同调整方案下 C 井的压力恢复曲线见图 1。方案一，D 井转注，C 井关停 3 个月，D 井注采比分别给定 1.3、1.5、2.0、2.5，C 井开井后定液生产（对应图 1 实线）；方案二，D 井转注，C 井不关停，D 井注采比分别给定 1.3、1.5、2.0、2.5，C 井 3 个月后给定液生产（对应图 1 虚线）。图中黑色虚线是 D 井不转注，C 井保持目前生产参数下的压力恢复曲线。可以看出，C 井关停、D 井注采比 2.0为最优方案，C 井地层压力恢复较好，且研究区累产油处于中等水平，最大限度降低了关停造成的产量损失。图 1 不同措施方案 C 井地层压力恢复曲线（数模预测）该转注方案实施后，可实现 C 井日液能力翻倍、日油能力提高，同时，研究区注采对应率提高 3.9%，注水流线增加 4 条，完善了注采矛盾突出井组的注采对应关系，有效减缓层间、平面矛盾，改善水驱效果。3.5 水平井开发技术，增大单井泄油面积 研究区未动用油砂体有 35 个，储量约 243104t，主要为馆上段上部原油粘度较小的土豆状砂体以及下部边底水发育的稠油砂体，对馆上段上部原油粘度较小的土豆状砂体，可以采取老井补孔分采的方式即可有效动用，而下部稠油砂体，边底水水体较大、能量充足，原油粘度高，动用难度较大。研究区馆下段下部稠油层厚度 1015m，具有多个油砂体，每个油砂体均有独立的油水系统，平面上，原油物性差异明显，原油粘度变化范围从 1123mPas至 2776mPas。该稠油砂体地质储量约 156104t，规模较大。此前有 2 口定向井试采，平均单井日液仅12t，因油稠，流动性差，泵举升困难，无法正常生产，之后上返，上返前两口井累产油 0.96104t，采出程度低。为提高稠油储量动用，利用相邻井区低效井侧钻，优选储量最大的砂体部署一口试验水平井，水平段长约 300m，水平段靶点距离油水界面 9.5m，工艺方面配套真空隔热油管，降低泵举升过程中热量损耗。同时，为控制底水脊进速度，延长低含水期，将该井生产压差控制 2Mpa 以内，液量 50t 以内。近期，该水平井开机试抽，日液能力 53t，含水仅 3%，大幅提高了稠油砂体的产液能力。相比定向井，水平井具有以下优点，第一，能够减缓底水脊进速度，推迟见水时间；第二，水平井泄油面积大，相同条件下临界产量高于定向井；第三，生产压差小，提液潜力大。对这种边底水发育的稠油油藏，水平井开发优势明显，油藏适应性较好，能够满足稠油油藏高效开发的需求。4 结论（1）常规稠油油藏由于地层原油粘度一般大于100mPa.s，且对温度敏感性强，常规水驱采收率相对较低，常规水驱改用热水驱开发技术，通过提高注水温度，可有效改善近井地带流体渗流性，提高驱油效率，实现增油创效的目的。（2）受油藏储层发育、开发特征等因素影响，研中国科技期刊数据库 工业 A-121-究区综合配套注采井网再梳理，注采比分层优化，多维度动静结合等注水开发调整技术，并通过数模可视化技术，在确保合理的地层能量保持水平基础上，可有效的控制含水上升。（3）对边底水发育的稠油砂体，优选部署水平井开发的优势比较明显，增大了单井泄油面积，也有效提高的储量动用。参考文献 1袁玉凤,高杰,戎凯旋,等.海上稠油 X 油田热水复合增效机理及注采参数优化J.石油地质与工程,2023,37(2):83-87.2张新宝,李留仁.碳酸盐岩缝洞型油藏井间连通性的示踪剂监测-以塔河油田 T402 注采井组为例J.西安石油大学学报(自然科学版),2019,34(6):55-59.3李宁,杨林,郑小敏,等.基于示踪剂监测和数值模拟的低渗透油藏注采连通性评价J.新疆石油地质,2021,42(6):735-740.