海上稠油油田早期调整实践与认识

陈 楠 魏 焜 李 虎

(中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司， 天津 300452)

绥中36-1油田是我国首次实施了整体加密调整的海上油田。在开始实施综合调整之时，油田已开采20余年，进入了中高含水阶段。目前在该油田已经摸索出一套较为成熟的海上油田中高含水期加密调整方法和模式[1]，增产效果显著，值得借鉴。而渤海旅大油田开发历史虽较短，却已逐步暴露出平面上局部注采井网不完善、井控程度低，纵向上多套层系合采存在层间干扰等问题。为了解决这些问题，改善油田开发效果，在旅大油田开展了常规稠油油藏早期调整研究[2-3]。2009 — 2017年共增加开发井27口(其中定向井20口、水平井4口、水平分支井3口)，增加可采储量291.8×104m3，提高油田采收率5.1%。调整后，一方面显著改善了油田的开发效果，提高产量近2倍，大幅提高了油田采收率；另一方面，形成了以早期完善井网为主，结合水平井局部挖潜和分层系开发思路的早期调整模式[4-5]。在此，总结旅大油田早期调整实践中的策略、方案及具体实施情况。

1 基础井网开发现状分析

旅大油田构造为复合断块，近南北走向；其东侧和北侧均以辽西1号断层为界，西侧呈斜坡向凹陷倾没；构造南北长5.5 km，东西宽1.5 km。平面上，辽西1号断层和一系列次生断层将该构造自北向南分为3个断块。旅大油田主要含油层段分为东营组东二上段和东二下段。旅大油田的储层分布相对较稳定，油水分布主要受断层和泥岩隔层的控制，纵向上存在多套油水系统，油藏类型以受岩性影响的层状构造油藏为主。图1所示为旅大油田区域地理位置示意图。

图1 旅大油田区域地理位置示意图

旅大油田产出原油具有密度大，黏度与胶质沥青含量高，含硫量、含蜡量与凝固点低等特点，属重质稠油。在纵向上，东二下段的地面原油性质优于东二上段；平面上，在同一层位、同一断块内部构造高部位的原油性质优于构造低部位原油。目前油田开发中以下矛盾比较突出：(1) 局部区域注采井网不完善，部分储量井控程度低，存在无井控制区；(2) 油层较厚，平均油层厚度为50.5 m，油层最大厚度达到88.9 m，大段合采层间干扰问题严重。

现场生产情况表明：东二下段Ⅰ油组比采油指数为1.0 m3(MPa·d·m)左右；Ⅲ油组比采油指数为1.39 m3(MPa·d·m)左右；旅大油田A37井Ⅰ至Ⅲ油组实行大段合采，比采油指数为0.76 m3(MPa·d·m)左右，远低于各个单油组的比采油指数。综合分析认为，层间干扰是导致这一现象的主要原因，受物性、流体、压差等因素的综合作用，合采状况下部分油层的产能没有完全释放出来。东二下段各开发井射孔厚度与单井初期比采油指数统计数据显示，生产井初期产能与射孔厚度具有较好的相关性，随着射孔厚度的增加，油井比采油指数呈下降趋势。层间干扰问题是导致多油层、厚层合采当中比采油指数下降的主要原因，可采取分层系开发方式来解决。

2 调整策略探讨

2.1 剩余油分布规律分析

在实施综合调整前，旅大稠油油田综合含水率为30%，采出程度为4.9%，整个油田尚处于中低含水阶段，剩余油分布较集中且相对富集。当前的剩余油定量研究主要以油藏工程和油藏数值模拟技术为主[6-8]。此次调整中，应用油藏数值模拟技术进行综合研究。

2.1.1 平面剩余油分布特征

由于断层附近注入水的水驱程度较弱，水驱动用效果较差，且附近又是剩余油富集区，因此断层成为平面上剩余油下一步挖潜的重点区域。受边界断层影响，旅大油田北侧和东侧存在大量剩余油，更是剩余油挖潜的主要区域。图2所示为旅大油田东二上段III油组剩余油分布示意图。

旅大油田油藏内部存在注采井网不完善区域，井控程度较低，或油井间因无注水井而形成死油区。这些死油区都是剩余油的富集区。图3所示为旅大油田东二下段I油组剩余油分布示意图。

旅大油田东二上段油藏边部稠油流体性质较差，存在储量未动用区域，该区域也是今后实施剩余油挖潜的重点区域。

图2 旅大油田东二上段III油组剩余油分布示意图

图3 旅大油田东二下段I油组剩余油分布示意图

2.1.2 纵向剩余油分布特征

油层纵向上非均质性强，层间矛盾和合采层间矛盾都较突出，各主力层采出程度差别也较大。图4所示为旅大油田东二上段部分小层最终采收率、采收程度对比图。

旅大油田储层以均质韵律性类型为主，油层中上部为剩余油富集区。东二上段主力砂体均属于三角洲前缘沉积的高渗透均质韵律储层，在重力作用下，水质点易下沉，使水流沿下部窜流，从而使上部储层水洗程度较弱，而剩余油主要分布于储层上部。

图4 旅大油田东二上段部分小层最终采收率、 采出程度对比图

2.2 综合调整方案设计

根据旅大油田目前存在的问题及油田调整对象，设计以下综合调整原则[9-10]：

(1) 利用旅大油田现有设施，参考绥中36-1油田调整方案进行调整，降低所需投资金额，提高经济效益；

(2) 完善油田注采系统，充分动用地质储量，提高采油速度和采收率；

(3) 东二下段实施分层系开发，采用特殊井型开发东二上段稠油；

(4) 考虑油田未来调整的需要，预留新建设施余量。

根据以上原则，旅大油田综合调整方案共设计定向井21口，设计水平井6口，预计可提高采收率5.1%，增加可采储量291.8×104m3。

2.3 方案实施效果分析

2009 — 2017年，所设计的27口调整井陆续投产，调整井初期平均产能达111.2 m3d，实施效果较显著。

进行早期调整时，油田剩余油富集，水淹程度较低。旅大油田调整井总体水淹程度不高，未水淹油层厚度比例约占89.9%，中水淹油层厚度比例约占1.40%，强水淹油层厚度比例仅占1.70%。

调整目标应以定向井完善注采井网为主，并结合水平井局部挖潜和分层系开发的思路来进行[11-12]。针对东二上段，利用定向井完善油田的注采井网，同时利用水平分支井(J24M)动用边部油水过渡带稠油区；针对东二下段，利用水平井、同井抽注井并增加定向井，逐步实现分层系开发。

调整方案实施效果较显著，同时产量大幅提高，旅大油田年产油量从1 576 m3提高至3 052 m3。从稠油油田采出程度与含水率关系来看，旅大油田开发效果显著。经过综合调整，旅大油田的采油速度从调整前的1.0%(2009年)提高至1.8%(2011年)，油田开发效果得以明显改善。图5所示为旅大油田开采曲线。图6所示为旅大油田含水率与采出程度关系曲线。

图5 旅大油田开采曲线

图6 旅大油田含水率与采出程度关系曲线

3 结 语

通过调整旅大油田共增加开发井27口，增加可采储量291×104m3,提高油田采收率5.1%。通过调整实践极大地改善了油田的开发效果，使采收率大幅度提高。

稠油油田早期综合调整方案是可行的。通过实践，旅大油田逐步形成了以早期完善井网为主，结合水平井局部挖潜和分层系开发思路的早期调整模式，整体水淹程度低是早期调整的主要特点。早期调整实践也为同类稠油油田开发提供了较可靠的经验。

经过本次综合调整，旅大油田开发的采收率约提高了5.1%，但油田仍有大量开发潜力有待挖掘。

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