渤海稠油油田高含水后期二次开发实践

赵德喜 于喜艳 郑景珊 窦晓军 覃红燕 曹小娟

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.华北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三厂，河北沧州 061023）

渤海稠油油田高含水后期二次开发实践

赵德喜1于喜艳1郑景珊2窦晓军3覃红燕3曹小娟2

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.华北油田公司，河北任丘 062552；3.大港油田公司采油三厂，河北沧州 061023）

针对渤海埕北稠油油田主力产层油井严重水淹、剩余油分布复杂、潜力储量的非常规稠油难以动用及海上平台空间有限等主要矛盾，以精细油藏描述为基础，一方面放大老井生产压差进行大泵提液，提升现有设备下的老井产量，另一方面，在油藏边部井网不完善区域部署调整井；在论证非常规稠油冷采产能基础上，确定以大压差开采馆陶组稠油，以提高潜力储量动用程度。这些方法的研究与应用使埕北油田成功实现了产量接替，同时也为海上今后进入开发后期的油田提供借鉴。

海上稠油油田；二次开发；剩余油分布；大泵提液；调整井；提高采收率

埕北油田于1985年投产，是渤海目前开发时间最长、首个进入高含水开发后期的稠油油田。油田主力产层东营组属于高孔高渗型储层，渗透率1 670 mD，地层原油黏度为57 mPa·s；潜力储量馆陶组属于高孔高渗型储层， 渗透率为1 710 mD，地层原油黏度为577 mPa·s。截至2008年底油田地质储量采出程度已经达到37.7%，综合含水87.8%。自1993年开始油田进入产量递减阶段，主力产层的油井几乎全部水淹，剩余油分布复杂，挖潜难度较大，而潜力储量非常规稠油一直难以有效动用，油田开发又受到海上平台设备的限制，生产形势非常严峻。因此，通过开展动静态资料相结合的精细油藏描述，进行开发后期剩余油分布研究［1］，在深挖剩余油潜力的同时提高潜力储量动用程度是老油田二次开发的关键。

1 剩余油分布规律研究

埕北油田东营组剩余油分布规律的研究主要从地质和油藏两个方面开展。地质上，通过精细地层对比，细分小层，利用取心井资料识别单井相，结合测井相分析得到沉积微相的平面展布规律，最后在沉积微相控制基础下，结合微构造、层面非均质性、层内非均质性和注采关系得到地质上认识的剩余油分布规律。油藏方面，利用油藏数值模拟方法，同时结合产液剖面资料、饱和度测试资料进行总结得到埕北油田的剩余油分布规律：（1）受储层正韵律的影响，纵向上，储层的上部剩余油相对富集；（2）受油层内部韵律性发育、渗透率高低部位相间发育的影响，层内渗透率变差部位存在剩余油；（3）油藏的驱动类型属于强边水驱动，因此平面上受强边水的影响，剩余油主要集中在油田内部；另外，油田内部由于存在气顶，在开发方案设计时，出于保护气顶和避免油井发生气窜的考虑，内部气顶区油井都进行了不同程度的避射，这也是油田内部剩余油富集的另一重要原因；（4）受渗流规律的影响，井间以及井网不完善区域剩余油相对富集（图1）。

图1 埕北油田剩余油饱和度分布图

2 大泵提液发挥老井潜力

埕北油田东营组具有强边水驱的天然能量条件，以及无因次采液指数随含水上升不断增大且高含水后期增幅加快的渗流条件，因此，提出充分利用油田的天然优势，通过放大生产压差的方式进行大泵提液，挖潜剩余油并提高采油速度［2］。大泵提液挖潜要针对油田不同区域的地质油藏条件及剩余油分布规律，采取分区调整、区别对待原则，以最大程度发挥老井潜力。

2.1 挖潜思路

2.1.1 充分利用油田的天然优势，对油田边部高含水井大幅度提液 埕北油田的驱动类型属于强边水驱，边部油井含水基本都在90%以上，由于地层能量充足，油井表现出较强的供液能力，动液面较浅。维持现状生产，日产液水平基本是100～250 m3/d，并不能充分发挥油井的潜力，因此要充分利用油田强边水驱的天然优势，对供液充足的边部高含水井进行大幅度提液，提高产油量。

虽然剩余油分布研究表明边部剩余油不富集，但是从油井饱和度测试资料分析结果看，层内渗透率相对较低的储层物性差层，在原有生产压差下动用较差，剩余油饱和度仍然较高，通过放大生产压差后，可以有效释放物性差层潜力［3］。实施后日增液 200～400 m3/d，日增油 20～40 m3/d，含水率变化不大。

2.1.2 补孔与提液相结合，挖潜油田内部储层上部剩余油 剩余油分布研究结果表明，油田内部储层上部为剩余油富集区，考虑到油田经过二十多年的开发，油气界面上移，气顶萎缩，因此提出对油田内部的油井进行避射井段补孔，同时将补孔与提液相结合，有效释放上部储层潜力。实施后日增油30～100 m3/d，初期含水有不同程度下降。

2.1.3 有机解堵与提液相结合，解除大泵提液的供液瓶颈 在原始地层条件下，胶质、沥青质、石蜡等重质组分溶解在原油中，当地层条件发生变化后，重质组分容易析出，形成有机垢，油井在动态上就会表现出供液不足的现象，而实际上根据储层物性和测压资料分析认为地层能量充足。通过有机解堵可以解除井底污染，有效提高地层到井筒的流动性，大大增强油井供液能力。因此将有机解堵与提液相结合，可以有效解除油井进行大泵提液的供液瓶颈。

2.2 现场实施效果

大泵提液在埕北油田进行了大范围的推广，近两年共实施了23井次，已实现累计增油29×104m3，油田老井的平均单井产量由18 m3/d 提高到34 m3/d。因地制宜的提液挖潜策略，可以最大程度挖掘老井潜力，也是海上油田二次开发进一步提高采收率的关键措施之一。

3 部署高效调整井

在剩余油分布研究的基础上，通过动静态资料相互印证，结合测井、地震等多项专业手段，突破常规布井思路，在油藏边部井网不完善区域部署了第1口调整井A30H井。该调整井钻遇油层200 m，水淹层60 m，投产后日产液169 m3/d，日产油53 m3/d，含水68.7%。A30H井的成功实施，证实了对油田剩余油分布的认识，同时也打开了双高阶段调整井挖潜的新局面，实现了对于开发后期的油田由局部调整向整体调整的转变。在A30H井成功的基础上，进一步部署了3口调整井，预计增油28×104m3，其中B32H井位于油田构造高部位，投产后日产液142 m3/d，日产油 110 m3/d，含水 23%。

4 提高潜力储层动用程度

潜力储层馆陶组属于稠油大底水油藏，自2003年投入开发以来，由于产能太低，不能满足钻井成本，一直不能得到有效动用。针对油田目前的现状，确定进一步部署调整井，提高储量动用程度，以实现产量接替。由于隔夹层的存在可以有效抑制底水过快锥进［4］，因此，开展了隔夹层研究，并利用油藏数值模拟法对调整井参数进行优化。研究结果表明，水平井纵向上要尽量贴近油层顶部，平面上要部署在油层厚度大于15 m的区域，水平段长300～400 m时调整井产量最高、底水锥进速度最慢。利用研究结果，在馆陶组部署了8口调整井，提高了储量动用程度。

由于该油组地层原油黏度达到了577 mPa·s，利用常规的底水油藏临界生产压差公式计算出的生产压差非常小［5］，不能满足油田经济有效开采的要求，因此，采用油藏数值模拟的结果，最终确定生产压差为2.5～3.5 MPa。根据该生产压差，计算得到馆陶组设计的8口调整井的产量为40～60 m3/d，预计可采储量增加45×104m3，采收率提高7.5%。

5 现场实施效果

2008年以来，通过深入的地质油藏研究，挖老井、打新井、动潜力全方位挖掘油田潜力，油田已连续5年实现产量负递减并稳步提升，成功实现了埕北油田的二次开发。

2011年调整方案中，馆陶组先期实施了5口井，日产油40～68 m3/d，全部达到钻前配产，调整井产量较老井A29M井提高了一倍，突破了馆陶组稠油产能低的瓶颈，提高了馆陶组储量动用程度，为老油田开发后期增储上产起到了重要作用。2012年以来，埕北油田进行了补孔、堵水、大修作业等增产措施，措施累增油3.23×104m3，日均增油129.9 m3/d，对埕北油田稳产起到了较大作用。

6 结论

（1）充分利用油田的天然优势，结合剩余油分布规律及地质油藏条件，注重分区调整，依托现有设备挖潜老井、动静态资料综合分析部署调整井、有效动用潜力储层，全面深入挖掘油田潜力是油田成功二次开发的关键。

（2）埕北油田作为渤海首个进入开发后期的老油田，通过二次开发研究，增加了可采储量，对今后海上同类老油田的后期挖潜具有重要的指导意义。

［1］ 陈馨，苏崇华，刘双琪.综合利用动静态资料研究剩余油分布规律［J］.石油钻采工艺，2007，29（6）：45-47.

［2］ 陈林，彭彩珍，孙雷，等.水驱油藏开发后期提液稳产研究［J］.石油地质与工程，2007，21（6）：47-49.

［3］ 谢梅波.埕北稠油油田生产渗流特性的研究和应用［J］.中国海上油气：地质，1995，7（5）：317-324.

［4］ 李晓林，周兴武，金兆勋，等.影响稠油底水油藏底水锥进的主要参数研究［J］.特种油气藏，2003，10（S0）：56-58.

［5］ 殷桂琴，张公社，刘志军，等.底水油藏水平井临界生产压差研究［J］.石油地质与工程，2006，20（5）：41-42.

（修改稿收到日期 2013-06-15）

Secondary development practice of Bohai heavy oilfield with late stage of high water cut

ZHAO Dexi1, YU Xiyan1, ZHENG Jingshan2, DOU Xiaojun3, QIN Hongyan3, CAO Xiaojuan2
（1. CNOOC Tianjin Company,Tianjin300452,China;2. Huabei Oilfield Exploration Technologies Institute,Renqiu062552,China;3. No.3Production Plant,Dagang Oilfield Company,PetroChina,Cangzhou061023,China）

Measures have been taken to handle the issues of serious flooding in wells of main production layers, complex distribution of residual oil, difficult to explore the potential unconventional oil reserves and limit space of offshore platform in Bohai Chengbei oil field. Based on fine reservoir description, for one thing, the production pressure differential of old well was enlarged to extract fluid by large pump to promote the producing potential of old well with existing equipment; for another thing, adjusting wells were arranged in reservoir edge where well network is imperfect region; High pressure differential was adopted to develop heavy oil in Group Guantao to improve the producing degree of potential reserve on the basis of demonstrating production capacity of unconventional cold heavy oil. The research and application of these methods successfully realize the production replacement in Chengbei oil field; meanwhile provide reference for offshore Oilfields which is entering into the late stage of development.

offshore heavy oilfield; the secondary development; residual oil distribution; large pump extracts; adjusting well;Enhanced Oil Recovery(EOR)

赵德喜，于喜艳，郑景珊，等. 渤海稠油油田高含水后期二次开发实践［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：70-72.

TE32

：B

1000–7393（2013） 04–0070–03

赵德喜，1972 年生。现从事海上油气田开采管理工作，工程师。电话：022-25801951。E-mail：zhaodx@cnooc.com.cn。

〔编辑 朱 伟〕