窄河道储层稳油控水开发对策

冯高城，张 雨，姚为英，马 超，刘灵童

(中海油能源发展股份有限公司 非常规技术研究院，天津 滨海新区 300450)

渤海油田开发调整逐步深入，2010年已突破年产油量3 000万t的开发水平[1,2]。相比于陆上油田，海上油田开发面临技术复杂、投资高、风险大等问题[3]，至2016年渤海油田已实现了近6年的持续稳定开发，这对河流相储层开发提出了越来越高的要求。如何实现河流相油田的持续高效开发，给油田开发生产带来了挑战。

1 研究区河流相油田概况

渤海H油田是发育于黄河口凹陷中央构造脊北端的一个复杂断块油藏，区域沉积背景为“海平面三升三降”形成的湖退型鸟足状浅水三角洲沉积、湖侵型枝状浅水三角洲沉积和曲流河沉积。这里需要明确的是：对于渤海湾地区海陆过渡环境形成的河流相油田，既发育传统意义的曲流河沉积(明Ⅰ、Ⅴ油组)，也发育非传统意义[4]的极浅水三角洲内部河流相(明Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组)。区别于典型曲流河相，主力层极浅水三角洲内河流相储层的河道宽度窄、河道厚度薄、弯曲度小、分汊级数多(见图1)。目前，油田采用“水平井结合定向井”的不规则井网开发。截至2015年，油田总开井数59口，日产油量3 850 m3，采出程度为20.69%。开发过程中的主要问题为：井网不完善，个别砂体未动用；个别砂体衰竭开采，地层存在亏空，欠注砂体比例82%；部分井产气量过高，A23等11口井已经进入高/特高含水期。

2 河流相砂岩油藏稳油控水策略及效果

现阶段渤海油田河流相储层开发面临的挑战有开发井网部署难度大、储集层精细描述难度大，资源优化配置困难等[4]。针对海上油田开发现状和存在的挑战，需要优化出与之相适应的稳油控水策略。由于目前渤海河流相储层稳油控水模式正处于起步阶段，虽提出了“优化注水，控制含水上升，减缓产量递减”的指导思想[5]，但尚未明确提出体系性的开发模式。

2.1 开发对策

现阶段H油田储量采出程度仅为20.69%，且平台液处理能力也尚未饱和，存在大量剩余储量未动用。为此，研究剩余油分布模式和成因机理，为制定稳油控水开发决策提供了理论支撑。研究表明，窄河道河流相储层剩余油模式主要有构造起伏、沉积相变、非均质性、开发方式和开发井网5种成因(见表1)。针对渤海H油田河流相储层剩余油分布模式和规律，建议采用“稳油稳液”模式，优化调整油田渗流场，实施措施精细判别，达到稳产高产的效果。

笔者认为，实施河流相储层稳油控水的关键是改善油藏原来的渗流场，即渗流场优化调整。通过采用注水结构优化、产液结构优化和储采比优化的方法，区分河道形态(网格状、枝状、侧摆状等)、井型、含水阶段。依据各断块开发的主要矛盾，采用不同的调整手段，包括先导试验井调剖、调驱，采油井分层卡水、堵水，注水井分层注水、周期注水、提高配注合格率，优化注采比和注采井网等。在保证海上平台液处理能力的条件下，增大油藏整体产油量、抑制地层水无效产出，确保油田整体效益最大化。同时，适时早期注水或及时补充地层亏空，逐步恢复地层压力，尽早或重新建立油藏内有利于最大限度增油的渗流场。

建议控制若干个关键指标变化范围，中高含水阶段控制指标具体为：产量变化类指标，采油速度在2.5%～3%之间，老井自然递减率控制在15%以内；含水变化类指标，含水上升率在中含水阶段不超过5%，高含水阶段以后控制在3%左右；储量动用类指标，水驱动用程度应超过85%，水驱控制程度超过90%，储采比稳定下降，不断增加动用储量维持产量平衡；地层能量变化类指标，压力保持水平在饱和压力的85%以上，注采比控制在0.9～1.1之间，基本实现注采平衡，重点治理压力下降严重和局部地层亏空储层，注采比可提高至1.1～1.2。

表1 河流相储层剩余油模式及开发对策

2.2 措施判别

河流相储层稳油控水措施工艺的实施，需要精细措施判别依据作为基础。实施稳油控水措施判别应在构型研究基础上划分优势储集相，针对储层不同沉积相带和不同含水阶段，明确各类储集体的物性特征、产能特征和含水上升规律，多指标聚类分析划分出优势挖潜单元。基于挖潜单元分级排序，剖析生产所面临的主要矛盾，综合已实施措施效果评价，依次按照储量动用类、能量控制类、储层改造类的这三类措施可实施性再次降序排列，逐步判别降低风险(见图2)。

判别一：针对河流相储层不同沉积相带，精细判别。研究认为，对于河道相沉积，不同的河道部位生产特征差别明显，因此适用的稳油控水措施也不同。主河道相及河道汊口滩相[6,7]适用能量控制类措施，以减缓因快速开发而导致的油藏能量不足等问题。近天然堤河道相和近分流间湾河道相[8]，适用能量控制类结合储层改造类措施，以解决因储层物性变差和能量不足而导致的不能稳产的问题。对于天然堤相沉积，其地质储量丰度和储层物性均较河道相储层差，因此适用储量动用类结合储层改造类措施实现稳产。

判别二：针对油田和单井不同含水阶段，精细判别。研究认为，油田低含水阶段以储量动用类措施为主，能量控制类措施为辅；中高含水阶段则以储量动用类措施为主，能量控制类措施为辅，需适当增加储层改造类措施。而单井低含水阶段，其稳油控水措施主要为开层、转抽、酸化、解堵等改造储层的措施；中含水阶段以卡水、分层调配、调剖等抑制含水上升措施为主；高含水阶段则采用关层、卡水等抑制含水上升的措施，结合补孔、换层、酸化、分采、加密等产能接替维持稳产措施。

2.3 开发效果

依据渤海H油田目前的开发现状，措施实施期间油田阶段含水上升率为2.49%，产量递减率为-0.17%，目前已实施方案日增油(注)在40～150 m3/d，措施增油(注)效果明显。H-A29井措施效果，该井钻遇储层的沉积类型为近分流间湾河道，砂体厚度较薄(0.7 m<河道厚度<5 m)、单砂层泥质含量普遍较高(0.11<泥质含量<0.28)，易造成油泥污染堵塞。2014年实施换层措施(见图3)，措施前单井含水90.91%，打开第一层滑套换层生产1323砂体，封堵1416砂体控制无效水循环。实施换层措施后，当年累计增油5 620.8m3。H-A17井措施效果，钻遇砂体沉积判别为近天然堤河道相沉积，储层物性特征表现为：孔隙度25.8%～29.3%，渗透率152.1～1 026.9×10-3μm2，至2015年该井产液量下降剧烈，产液量从330 m3/d递减至30 m3/d，具有地层能量衰减速度快的特点，实施能量控制类转抽措施后日增油80 m3，当年累增油3.1×104m3。

3 结论及认识

1)完善了渤海河流相储层稳油控水开发策略。渤海窄河道油田稳油控水的有序实施，需要相符合的“稳液稳油”开发模式作为宏观引领，配套有利于油田压力场调整的开发策略，结合渤海窄河道剩余油分布模式，实现河流相储层的渗流场优化调整。

2)建立了渤海河流相储层措施精细判别方法。渤海河流相储层稳油控水的有序实施，需要与窄河道储层地质分布特征和不同含水阶段油田开发规律相适应的精细判别方法，明确开发矛盾和症结，通过储层改造类、能量控制类和储量动用类的三大措施解决实际生产问题。

参考文献：

[1] 王少鹏，杨庆红，郭铁恩，等.砂体描述技术在渤海海域新近系河流相油藏储量评价中的应用[J].石油地质与工程，2014,28(1)：80-83.

[2] 王飞琼，程明佳，程自力，等.渤海海上油田开发调整策略及效果[J].石油天然气学报，2011,33(12)：148-151.

[3] 周守为.中国近海典型油田开发实践[M].北京：石油工业出版社，2009.

[4] 郭太现，杨庆红，黄凯，等.海上河流相油田高效开发技术[J].石油勘探与开发，2013，40(6)：708-714.

[5] 王飞琼，赵春明，程明佳等.渤海油田开发过程控制及效果[J].中国海上油气，2012，24(6)：34-37.

[6] 李燕，金振奎，李桂仔，等.江西省鄱阳湖信江决口三角洲沉积特征及模式[J].古地理学报，2014，16(2)：274-284.

[7] 李燕，金振奎，高白水，等.分流河道内砂体沉积特征及定量参数[J].地球科学与环境学报，2016,38(2)：206-216.

[8] 朱筱敏.沉积岩石学[M].北京：石油工业出版社，2008.