渤海稠油注水开发油田提高采收率技术研究

罗义科，张俊廷，张彩旗，屈继峰，赵大林，方舟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)



渤海稠油注水开发油田提高采收率技术研究

罗义科，张俊廷，张彩旗，屈继峰，赵大林，方舟

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452)

NB35-2油田北区为渤海典型的注水开发稠油油藏，由于原油黏度大，随着不断开发，该油田出现含水上升速度快、层间动用不均衡、存在大量低产低效井及关停井等问题。针对存在问题，通过对动静态资料分析，结合剩余油分布规律开展精细注水研究、弱凝胶调驱研究，旨在改善注水井吸水剖面，控制高渗层注入水突进，增加中低渗透层储量动用程度，减缓油田含水上升速度；同时利用新的钻完井技术——大曲率中短半径侧钻，对NB35-2油田低产井及关井进行侧钻研究，实现投入成本降低，产量及经济效益的提升。通过多种技术方法成功应用，NB35-2油田增加可采储量43.58×104m3，提高采收率2.2%。在低油价寒冬下为海上稠油油田提高原油采收率研究提供了宝贵的经验和方法，具有一定的指导和借鉴意义。

稠油油藏；精细注水；弱凝胶调驱；大曲率中短半径侧钻；提高采收率；渤海油田

随着国际油价的持续低迷，中高含水期老油田的开发面临着严峻的挑战，如何在低成本投入的前提下，使油田得到合理高效的开发以提高经济效益，是石油工作者一直思考的问题。矿场实际生产资料表明，中高含水期老油田普遍存在的问题是：储层纵向及平面动用不均匀，注入水或边水呈指进方式进行驱油，导致剩余油在局部区域富集，同时已有的水驱开发方式无法满足生产需求，高渗通道得不到有效改善，影响油田开发效果。通过调研分析，针对注水开发油田存在的问题，主要通过优化注水[1～3]、弱凝胶调驱[4～7]、侧钻井研究[8～10]等技术手段来改善油田开发效果。但由于海上油田受平台空间限制，钻井费用、操作费用远高于陆上油田，因此导致陆上油田采用的技术方法无法直接在海上油田进行应用，海上油田需要在实践中形成适合海上油田开发的技术手段。

笔者以渤海稠油注水开发油田NB35-2油田为例，通过分析，NB35-2油田由于原油黏度大，随着不断开发，该油田出现含水上升速度快、层间动用不均衡、存在大量低产低效井及关停井等问题。为了改善油田开发效果，NB35-2油田通过精细注水技术、弱凝胶调驱技术和大曲率中短半径侧钻技术，通过不断探索和应用，油田开发效果得到改善，形成了具有海上特色的开发技术体系。

通过对NB35-2油田动静态资料分析，开展精细注水研究和弱凝胶调驱研究，旨在改善注水井吸水剖面，控制高渗层注入水突进，增加中低渗透层储量动用程度，减缓油田含水上升速度；同时通过与钻完井工艺技术相结合，利用新的钻完井技术——大曲率中短半径侧钻，对NB35-2油田低产低效井及关停井进行侧钻研究，在充分利用老井井眼及轨迹的前提下实现投入成本的降低，同时达到挖潜剩余油、提高油田开发效果，实现效益的提升。

1　油田概况及存在问题分析

1.1油田概况

NB35-2油田位于渤海中部海域，渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，南以台阶式节节下掉的断层向渤中凹陷过渡，西以断层向南堡凹陷过渡，北以斜坡向秦南凹陷倾没。NB35-2油田整体是一个复式鼻状构造，油田范围内受断层和南北斜坡带共同影响，分割为南区和北区。NB35-2油田北区为注水开发油田，截至2016年6月底，北区油田累计产油196.48×104m3，日产油水平为400m3，综合含水率85.0%，采油速度0.6%，采出程度10.0%。

1.2油田存在问题

NB35-2油田北区由于原油黏度大，投产后油田含水上升快，油田投产初期含水率达到30%，投产8个月后含水率达到60%，产量递减较快。随着开发时间延长，油田暴露问题逐渐增多，由于储层物性差异，注水井各层吸水不均匀，导致与油井形成高渗通道，常规注水开发无法满足油田合理生产，由于原油黏度大、过渡带比例大，油田出现低产低效井及关停井，油田产能无法得到释放，影响油田开发效果。针对油田存在的问题，总结油田近几年采取的改善措施，旨在在低油价条件下寻求合理的技术手段，改善油田开发效果，提高油田采收率，实现渤海稠油油田的高效开发。

2　提高油田采收率技术研究

针对油田注水井吸水剖面不均匀，形成高渗孔道，导致油井均已达到高含水阶段，笔者通过精细注水、弱凝胶调驱等技术改善注水井吸水剖面，油井效果得到改善；针对油田低产低效井多，开展调整井研究挖潜油田剩余油，利用大曲率中短半径侧钻技术对低产井和关停井实施侧钻，充分利用老井井轨迹实现投入成本降低，进一步改善油田开发效果。

2.1精细注水技术研究

NB35-2油田北区为7注21采井网，主要采用定向井开发，为了解决含水上升快、小层动用不均匀等问题，开展了精细注水研究工作。主要思路为：①通过分层酸化、分层配注改善注水井吸水剖面；②根据周围油井动态响应优化注水井单层注水量，提高水驱波及体积；③利用高含水油井实施转注，完善注采井网；④分析高含水井高渗通道，实施卡层作业；⑤在注水保证地层能量充足前提下，对油井实施提液，释放油井产量。根据精细注水技术方法，北区对7口注水井实施优化注水，对井组内油井实施卡层、提液等措施，改善了油田的开发效果。

2.1.1分层酸化、分层配注改善吸水剖面

1)A24井分层酸化、改善吸水剖面注水井A24井于2005年12月注水，共射开5个小层，分别为明化镇0油组10小层(Nm010)，明化镇组Ⅰ油组1小层(NmⅠ1)，明化镇组Ⅱ油组1-1砂组、1-2砂组和2小层(NmⅡ1-1、NmⅡ1-2、NmⅡ2)。该井周围共有5口受效油井，分别为A14、A15、A16、A23和A25井，如图1所示。由于A24井井斜较大，无法通过分层配注调配小层间注水量，针对这种情况，2008年1月对该井进行酸化，提高单井注水量，改善小层间吸水剖面。酸化后A24井注水量增加，吸水剖面资料显示酸化后吸水层位增加，吸水剖面得到改善，同时周边受效井A23井产油量提高22m3/d，含水率下降3%。

2)A22井分层配注、改善吸水剖面注水井A22井于2006年9月注水，共射开5个小层，分别为Nm012、NmⅠ1、NmⅡ1-2 、NmⅡ2和NmⅥ1。该井周围共有5口受效油井，分别为A14、A23、A12、A13和A28井，如图2所示。2011年1月对该井实施分层配注，改善小层间吸水剖面，提高油井开发效果。分层调配后A22井注水量增加，吸水剖面得到改善，同时周边受效井A14井产油量提高8m3/d，含水率稳定。

图1　A24井组位置图

图2　A22井组位置图

2.1.2高含水油井转注，完善注采井网

A19井为一口高含水井，含水率为94%。该井于2013年11月转注，主要为A33H水平井提供能量，井位图如图3所示。转注后A33H井产量平稳，递减率为0，流压上升，转注后A33H井开发效果得以改善，如图4所示。

图3　A19井转注后井位图

图4　A33H井产量变化曲线

2.1.3精细注水后卡层、提液改善开发效果

通过动静态资料分析，A13井明化镇组为主要出水层，该井于2013年5月卡层，单独生产馆陶组，卡层后产油量提高9m3/d，含水率下降10%，效果得到改善。A12井于2012年12月实施提液措施，提液后产油量升高9m3/d，改善了开发效果。

2.2弱凝胶调驱技术研究

弱凝胶调驱技术是一项新兴的稳油控水技术，通过将调剖剂注入油层深部堵塞水流通道，使油藏中液流转向，提高波及系数及波及体积，达到原油采收率提高的目的[11～13]。同时弱凝胶具有低成本、高稳定性、强适应性和成胶时间可调的优点，因此该项技术可以用于常规油藏和稠油油藏的驱油，也可用于油藏深度调剖，从而真正实现深度调剖和驱油的双重效果。

针对弱凝胶调驱的优点及适应条件，在优化注水基础上对NB35-2油田北区实施弱凝胶调驱，共实施2个井组，分别为A21井组和A24井组。笔者以A21井组(图5)为例说明弱凝胶驱调驱效果。

通过实施弱凝胶调驱，A21井注入压力上升3MPa，第1轮注弱凝胶阻力系数达到2.0，第2轮为1.1，同时改善了该井吸水剖面。通过图6可知，第1轮调驱后NmⅡ1和NmⅢ1吸水得到提高；由图7可知小层吸水剖面得到改善；同时周围受效井A11井明显出现了降水增油的效果，如图8所示。应用递减法统计得到A21井组实施调驱后共累计增油1.55×104m3。

图5　A21井组调驱井位图

图6　A21井第1轮注弱凝胶吸水剖面图

图7　A21井第2轮注弱凝胶吸水剖面图

图8　受效井A11井增油曲线

2.3大曲率中短半径侧钻技术

针对NB35-2油田低产井及关停井等问题，开展了大曲率中短半径侧钻技术。该技术在充分利用低产井和关停井井眼及井轨迹前提下，侧钻剩余油富集区，挖潜剩余油。以Nm0-18+19砂组为研究对象，开展大曲率中短半径侧钻技术研究。A7M井为一口低产井，目前日产油2m3，含水率98%，A29井由于出砂关井，目前只有A32H井正常生产(井位图如图9所示)，通过对剩余油分析可以看出，目前该小层剩余油富集，具有布井潜力。

通过地质油藏研究结合大曲率中短半径侧钻技术，设计A7M井和A29井侧钻井位如图10所示，应用数值模拟技术预测该砂体年产油及累计产油指标，如图11所示。

图9　Nm0-18+19砂组井位图

图10　Nm0-18+19砂组侧钻井位图

图11　Nm0-18+19砂组指标图

通过实施大曲率中短半径侧钻技术，Nm0-18+19砂组预计日增油67m3，净增油9.15×104m3，在改善油田开发效果的同时，实现成本降低，达到公司降本增效理念。

3　应用

通过研究可知，NB35-2油田北区可通过精细化注水、弱凝胶调驱和大曲率中短半径侧钻技术作为低油价条件下改善油田开发效果的主要技术手段。基于本文研究技术，NB35-2油田2016年深化精细化注水技术，通过精细化注水研究，对油田实施提频提液，以A03H井和A33H井为例，通过提频后2口井日增油分别达到10m3，措施效果显著。

通过大曲率中短半径侧钻技术研究，2016年针对关停井A16井展开侧钻研究，研究得A16井侧钻为A16S1，初期日增油50m3，增加可采储量9.03×104m3，提高采收率0.4%。

通过精细注水技术、弱凝胶调驱技术和大曲率中短半径侧钻技术，NB35-2油田增加可采储量43.58×104m3，提高采收率2.2%，改善了油田开发效果。在低油价条件下，通过这些研究技术，在投入成本降低的情况下，最大限度提高了油田采收率，真正达到了降本增效目的。

4　结论

1)总结了NB35-2油田精细注水技术、弱凝胶调驱技术和大曲率中短半径侧钻技术研究成果及技术方法。

2)通过低油价条件下深化技术的研究与应用，NB35-2油田增加可采储量43.58×104m3，提高采收率2.2%，改善了油田开发效果。

3)通过本文研究，对渤海稠油注水开发油田低油价条件下开发提供了研究思路，具有一定指导意义。

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[编辑]黄鹂

2016-07-13

国家科技重大专项(2016ZX05058001-007)。

罗义科(1982-)，男，工程师，从事海上油气田开发地质、三维地质建模、数值模拟等方面研究，luoyk@cnooc.com.cn。

TE341

A

1673-1409(2016)29-0059-05

[引著格式]罗义科，张俊廷，张彩旗，等.渤海稠油注水开发油田提高采收率技术研究[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(29):59～63.