渤海X油田不同射孔方式下均质油层纵向剩余油分布规律研究

刘 斌，李红英，宋洪亮，王欣然，刘喜林



渤海X油田不同射孔方式下均质油层纵向剩余油分布规律研究

刘 斌，李红英，宋洪亮，王欣然，刘喜林

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

渤海X油田已进入高含水开发后期，油水关系复杂，针对纵向动用不均匀的问题，利用人造物理模拟岩心，开展油水井不同射开部位生产条件下厚油层纵向上剩余油分布规律研究。结果表明，注入井上部射开、生产井全部射开效果最好，最终采收率最高；优化射孔方案可以改变油水流动方向，但受重力分异作用影响，剩余油仍主要集中在储层顶部。将研究成果应用于油田生产，其中X1井投产后日产油达200 m3，无水采收期长达2年。该方法对于改善厚油层水驱效果具有一定效果，可在海上油田适度推广。

渤海X油田；射孔方式；剩余油分布

渤海X油田目前已进入“双高”阶段，含水上升较快，剩余油分布更趋复杂，正确认识剩余油分布规律对油田后期改善开发效果具有重大意义[1–4]。通过调研发现，对储层构型、储层渗透率、隔夹层发育程度、流体性质以及注水倍数等因素影响剩余油分布的研究较多[5–8]，但对海上油田优化射孔方案下的剩余油分布研究还比较欠缺，无经验可循。为此，本文利用物理模拟手段开展海上油田不同射开部位生产条件下厚油层纵向剩余油分布规律研究，以期对油田下步挖潜提供参考。

1 室内实验

1.1 材料与方案

实验用油为现场脱水脱气原油与煤油按一定比例配制而成的模拟油，65 ℃条件下黏度为10 mPa•s；实验用水为现场污水；实验设备主要包括恒温箱、平流泵、中间容器、量筒等。

通过分析渤海X油田的射孔方案，对于主力Ⅱ、Ⅲ油组，其注入井和生产井有两种射孔方案，即全部射开和顶部射开。根据设计的不同射孔方式，制作人造物理均质模型，尺寸为30 cm×4.5 cm×4.5 cm，渗透率为1 500×10-3μm2，采用一注一采模式，见表1。

表1 不同射孔方式下模型实验参数

1.2 实验步骤

用真空泵对岩心抽空（4 h），饱和现场污水，测定孔隙体积，计算孔隙度；将模型放在65 ℃恒温箱内数小时至老化；饱和油，模拟原始地层状态，测定饱和油体积，计算原始含油饱和度；开展不同射孔方案下的水驱油实验，直至含水达98%结束。

2 实验结果与分析

2.1 不同射孔方式下采收率对比

表2为不同射孔方式下采收率的对比，可以看出进行优化射孔的三个方案均比方案一的采收率高，方案二采收率最高，达56.1%，方案三和方案四采收率均达52%；方案二见水时采出程度最高，达到38.1%，比其他方案高6%左右。各方案累积注入数与含水率、采出程度关系如图1所示，可以看出在同一含水率条件下，方案二和方案四的采出程度最高，方案三的采油期最长，驱替结束获得的最终采收率也最高。所以，生产井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分异，控制剩余油分布。

表2 不同射开方式下的采收率

图1 各方案累积注入数与含水率、采出程度关系

2.2 剩余油分布

2.2.1 模型出口见水时的油水分布

不同射孔方式下，模型出口见水时剩余油分布差异较大。方案一中剩余油主要分布在注采井间储层顶部及生产井的近井地带，分析认为在重力作用下，注入水边向前推进、边向下驱替，储层底部含油饱和度下降，水相流动阻力减小，注入水更容易沿底部推进，油层顶部难动用；方案二中剩余油主要分布在注采井间储层顶部及注水井底部，分析认为由于注水井上部射开，注入水难以驱替到注水井储层底部的剩余油，储层顶部水线推进速度较快，因此，注水井储层顶部的近井地带剩余油被驱替干净；方案三中剩余油主要分布在注采井间储层顶部及注采井近井地带的底部，由于注采井均上部射孔，注入水沿储层底部推进至生产井附近，形成底水锥进，油井底部剩余油难动用；方案四中剩余油主要分布在注采井间储层顶部及生产井近井地带底部。

生产井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分异，控制剩余油的分布。对于四种射孔方式，方案二在见水时刻注入水波及面积最大。生产井的不同射孔方式只对生产井附近区域的剩余油分布有影响。注入井的不同射孔方式对注入井附近区域的剩余油分布有显著影响，其上部射开能显著改善注入井附近区域顶部的剩余油驱替。

2.2.2 驱替结束后油水分布情况

驱替结束时，不同射孔方式下油水分布如图2所示，可以看出注入井上部射开，受注水与重力共同作用，近井地带动用程度高，驱替效果好，剩余油较少，油水前缘界面成“反L”型；随着驱替的进行，临近生产井区域主要受重力作用，使剩余油主要集中在靠近生产井附近的上部区域；注入井全部射开，油水前缘界面成“L”型，由于重力作用，注入水沿模型底部突进，顶部剩余油富集。优化射孔方案，可以改变油水流动方向，但受重力分异作用，剩余油仍主要集中在储层上部，只是油水前缘界面不同。

图2 不同射孔方式模型驱替结束油水分布

3 矿场实践

将上述研究结果应用于油田生产中，生产井X1井Ⅱ油组3小层向注水井X2井方向储层逐渐变厚（图3），综合重力、剩余油分布等因素，将对应的X2井Ⅱ油组3小层储层上部射开。X1井投产后效果较好，投产初期日产油达到200 m3，无含水，该井无水采收期长达2年（图4）。

图3 X1井与X2井连井剖面

图4 X1井生产曲线

4 结论

（1）通过进行射孔方案的优化，注入井上部射开、生产井全部射开效果最好，见水时刻注入水波及面积最大，最终采收率最高。

（2）生产井或注水井上部射孔，都可有效控制油水的重力分异，控制剩余油的分布。

（3）优化射孔方案，可以改变油水流动方向，受重力分异作用的影响，剩余油仍主要集中在储层上部。

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Longitudinal distribution regularity of residual oil of homogeneous reservoirs under different perforation modes in Bohai X oilfield

LIU Bin, LI Hongying, SONG Hongliang, WANG Xinran, LIU Xilin

(Tianjin Company, CNOOC (China) Co., Ltd., Tanggu, Tianjin 300459, China)

Bohai X oilfield has entered the late stage of high water cut development, and the oil-water relationship is complex. Aiming at the problem of uneven vertical operation, artificial physical simulation core is used to carry out the research on the distribution regularity of residual oil in thick oil layers under the production conditions of different injection positions of oil and water wells. The results show that the ultimate recovery is the highest when the injection wells perforated at the top and the production wells perforated all. The optimized perforation scheme can change the flow direction of oil and water, but the residual oil is still mainly concentrated at the top of the reservoir under the influence of gravity differentiation. The research results were applied to oilfield production, in which X1 well produced 200 m3oil per day after it was put into production, and the period of waterless recovery was as long as 2 years. This method has certain effect on improving the water flooding effect of thick oil layer and can be appropriately popularized in offshore oilfield.

Bohai X oilfield; perforation mode; residual oil distribution

1673–8217（2019）02–0075–04

TE357

A

2018–08–20

刘斌，工程师，1986年生，2012年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，现主要从事油气田开发方面工作。

国家科技重大专项“海上稠油油田高效开发示范工程”（2011ZX05057）。

编辑：黄生娣