复杂河流相稠油油田整体加密调整技术 ——以渤海A 油田为例

刘 凡 ，周文胜，耿站立，刘 晨

（1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100038； 2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100038）

我国海上稠油资源丰富，约占已发现原油地质储量的70%，然而已投入开发的稠油油田水驱采收率仅20%左右[1]，相对于陆地稠油油田，海上稠油油田提高采收率潜力巨大。因此，如何高速有效地开发品质较差和产能较低的稠油储量直接决定了海上油气产量的持续稳定。

由于受到海上开采条件的限制，很多陆地油田的高效开发技术难以在海上实施，海上油田的开发调整技术政策与陆上油田也存在较大的差别[2]。海上油田大规模整体加密调整过程中面临诸多技术难点，首先，油井井距大、大段合采、监测资料采集困难，稠油油田进入高含水期后剩余油分布更加零散，分布规律认识难度大[3–5]；其次，油田大规模整体加密后，井间距减小，加之井眼轨迹的不确定性，增加了井眼碰撞的可能性。因此，必须结合生产实际发展完善海上稠油油田整体加密调整模式，为海上稠油油田整体加密提高水驱采收率提供技术支持。

1 复杂河流相稠油油田整体加密调整

渤海矿区复杂河流相稠油油田较多，沉积相有曲流河和辫状河两种，储层厚度大、分布广，但单砂体横向变化大，储层平面连通性复杂多变，多数油田油水分布关系十分复杂。此类油田开发中后期，剩余油分布模式为：①层间剩余油分布的主控因素为油水系统、流体性质及注采井网，其剩余油形成的主要原因为不同油藏类型、流体性质的油层合采导致的层间矛盾突出；②平面剩余油分布的主控因素为注采井网、构造、边界断层，其剩余油主要分布在断层遮挡区、井控程度较低的区域，以及水淹程度低的构造高部位；③层内剩余油分布的主控因素为砂体类型、侧积层、韵律性，其剩余油主要分布在井网不完善区、河道叠置区、侧积层遮挡区和油层中上部。

由于受到海上开采条件和投资回收期的限制，海上稠油油田具有井网不规则、井距大的特点，依靠定向井、水平井和复杂结构井技术，通过天然能量加水驱开采，从而实现少井高产。随着渤海A 油田为代表的主要稠油油田开发的不断深入，受含油层系多、层间非均质性严重以及黏度差异大的影响，剩余油分布更加复杂，逐步暴露出注采矛盾突出、单井控制储量过高、层间和平面储量动用差异大、采油速度和采收率较低、综合含水上升快，产量递减快等问题。为了解决上述问题，控制产量递减，实现海上稠油高效开发，在国外无海上油田整体加密调整的背景下，首次提出通过整体加密实现海上稠油的高速高效开发。

要实现海上稠油油田整体加密，面临大井距水驱渗流机理及剩余油分布预测、丛式井网钻井防碰预警等关键配套技术问题。经过十余年持续攻关，形成了海上稠油油田整体加密调整技术体系，并应用于渤海A 油田，取得了显著效果。

2 复杂河流相稠油油田整体加密调整关键技术

2.1 非线性渗流微观驱油机理

基于数字岩心建立油水两相动态孔隙的网络模拟技术，该技术具有可重复性、时间短、成本低，而且可以模拟各种储层条件，方便进行不同参数的开发效果对比和敏感性分析。利用该技术研究了不同驱替压力梯度下的微观驱油机理。

孔喉尺度上，水驱油过程中出现的微观机理可以划分为三类：活塞式驱替、孔隙体填充和水膜流动。孔隙内（体积大）的水克服阻力驱替喉道内（体积小）的油为活塞式驱替，驱油效率高；喉道内（体积小）的水克服阻力驱替孔隙内（体积大）的油为孔隙体填充，驱油效率中等；水膜流动发生于远离驱替前缘的位置，喉道内水相体积由于水膜流动逐渐积累到一定程度后，该喉道将迅速被水相充满，该机理驱油效率低。

动态网络模型考虑了黏滞力的影响，在同一时刻允许多个液面同时前进，适用范围和研究内容更广，计算也更复杂。本文给出的模拟方法考虑了启动压力和水膜传导率的动态变化，描述了活塞式、孔隙体填充和水膜流动过程。模型基于以下假设：

（1）流体不可压缩，驱替相和被驱替相不混溶；

（2）储层为水湿，不考虑润湿滞后现象。孔喉角落处都有水膜，能够保持水相在整个模型范围内的连通性；

（3）油相与出口相连，油相压力保持恒定，注入的水相体积流量恒定；

（4）局部毛管力平衡，即对于某个孔喉，在驱替过程中都满足Young–Laplace 方程。

不同驱替压力梯度下微观驱油机理结果见图1。可以看出，随着驱替压力梯度的增加，模型中的驱替机理发生了显著变化。水膜流动所占的比例随驱替压力梯度的增加而降低，活塞式和孔隙体填充这两种驱替方式发生比例增加。加密前，滞留区压力梯度小，以水膜流动为主；加密后，滞留区驱替压力梯度增加，以活塞式驱替为主。由于水膜流动可能会造成卡断，从而造成微观剩余油，而活塞式和孔隙体的驱替程度比较彻底。因此，井网加密以后驱替压力梯度增加，从微观上提高了活塞式和孔隙体填充等发生概率，从而提高了微观驱油效率（图2）。

图2 不同驱替压力梯度下微观驱油效率

2.2 大井距合采剩余油分布定量预测

海上稠油油田测试资料少，井距大，采用多层合采模式进行开发。进入高含水期后，油田开发过程中的三大矛盾（层间、平面、层内）愈加突出，油层水淹特征与剩余油分布规律更加复杂。为确保油田综合调整的成功，剩余油分布研究需要更准确、更科学。

以渤海A 油田南区典型稠油油藏NmI3砂体为例。首先收集整理油藏动静态数据，计算注水井分阶段注水量，依据吸水剖面劈分各小层注水量，然后在平面上以注采井组为分析单元，利用地层系数将注水量劈分到对应的油井，得到各单砂体的注入水量。由于渤海A 油田边底水能量比较强，因此在考虑单砂体的吸水量时，除了一部分来自于注入水外，还必须考虑天然水的水侵量。利用物质平衡方法计算出每小层的水侵量，然后将各小层的水侵量劈分到单井上。多井排同时工作时，水侵量到单井的劈分量精确求解比较复杂，创造性地提出利用等值渗流阻力法，根据液流与电流的相似性，用电路图来描述渗流过程。按照基尔霍夫定律求解，将各小层的水侵量劈分到对应井排的油井上。综合单井在单砂体上注入水量和水侵量计算的结果，得出各单井在单砂体上不同时间阶段的累计吸水量。

根据地质数据图件，划分油水井连通网格块，测量出单井小层的控制面积，结合生产井厚度（取生产井与注水井的平均厚度）、孔隙度计算出单井控制面积内的孔隙体积。

结合水驱油物理实验得到的累计注入水的体积倍数与含水率的理论关系曲线，计算得到各砂体各方向目前含水，将井点各方向最高的含水值确定为该点的含水率，最后根据单井的生产历史和动态以及油田产吸剖面测试资料等对小层的含水率进行检验和校正。计算值与实际动态监测的资料基本一致，利用这种方法可得到不同开发阶段各单井在NmI3砂体上的含水值。

2.3 多平台钻井趋近井筒监测方法

随着海上油田进行大规模整体加密调整，井筒密集程度增大、井间距减小，加之井眼轨迹的不确定性，增加了井眼碰撞的可能性。目前，国内外相对成熟的现场井眼防碰方法主要包括钻前防碰设计和施工随钻监测，但钻前防碰设计误差较大，随钻监测技术受测量准确性和扫描滞后性的制约，无法满足高密度加密丛式井钻井施工中多井防碰需求。

针对上述问题，通过研究震动波在地层和套管中的传播规律，建立从式井网钻井趋近距离计算模型，并构建丛式井网钻井趋近井筒监测设备，为施工提供准确可靠的防碰指导。

钻头振动波在套管和地层中传播时，会产生一定程度的能量耗散，该过程受很多因素影响。为了简化数学模型，假设：

（1）钻头产生的振动波为球面波，波在地层传播时既发生扩散衰减，又发生吸收衰减；

（2）钻头产生的振动波能量在小范围内波动；

（3）对于较硬地层，主要考虑钻头产生的振动波的扩散衰减。

推导得出当钻头为牙轮钻头时，丛式井网钻井趋近距离计算模型：

式中：r 为丛式井网钻井趋近距离，m； U 为检测振动波幅值，无因次；0U 为振源幅值，无因次；k 为渗透率，10-3μm2;α为波在套管中传播的衰减因子，无因次；L 为井深，m；β 为井眼方向线和钻头与邻井最近点连线之间的夹角，（°）；pV 为纵波速度，m/s；sV 为横波速度，m/s。

应用该方法研制了两台24 位8 通道信号采集系统样机，经过现场19 200 h 连续运行，性能稳定，满足浅层趋近监测要求。截至2015 年12 月，已经进行了300 多井次的现场应用，传感器的适应性、稳定性得到了显著提高，故障率不大于5%，满足现场使用要求；编制了相关数据采集、分析模块。

通过10 个油田42 口井的现场试验，验证了系统安装方式、监测方法、系统软件和浅井段防碰检测的可靠性（图3）。提出预警、报警十余次，300 m以内高危井段趋近预警距离为垂深的8.5‰～32‰，平均为20‰，预警成功率达到100%。

图3 渤海某平台C55 井模型预测结果与防碰扫描结果对比

3 复杂河流相稠油油田整体加密调整技术应用及评价

渤海A 油田自2013 年6 月起实施综合调整方案，在精细储层描述的基础上，结合油层水淹特征及剩余油分布特征的研究结果和水平井先导试验效果，提出油田调整原则，即把不同油藏类型、不同流体性质的油层分采，利用水平井分层系（分单砂体）开发。综合调整方案实施后（截至2015 年），油田综合含水由87.0%降低为84.7%，采油速度从0.9%提高到1.5%（图4），采收率提高12.8%，油田的开发效果得到明显改善。

图4 综合调整方案实施前后采油速度

通过综合调整110 多口过路井水淹状况和85 口井间加密水平井投产效果分析，得到实际剩余油分布特征与预测基本一致。新投产的水平井平均单井产能达到65 t/d，初期含水率25.0%；而周边老井产能22 t/d，含水率86.0%，水平井开发效果较好。

4 结论与认识

（1）建立了考虑驱替压力梯度影响的油水两相孔隙级网络模拟方法，揭示了井网加密对剩余油的控制机理。研究得出，井网加密后，驱替压力梯度增加，微观驱油机理发生变化，活塞式驱油频率不断增加、水膜流动驱油频数降低。

（2）利用物质平衡方法和等值渗流阻力法，形成了考虑边底水侵和人工注入水的单砂体剩余油定量描述技术，使其具有更强的适用性，提高了海上大井距多层合采稠油油藏高含水期剩余油定量预测精度。

（3）自主研发了多平台钻井趋近井筒监测技术，实现了由“防碰预警”到“趋近预警”的突破，可实时监测钻头对风险邻井套管的趋近趋势和产生碰撞的可能，提前发出预警、报警，确保生产井套管的安全和钻井作业的顺利实施。试验结果表明，300 m 以内高危井段趋近预警距离为垂深的8.5‰～32‰，平均为20‰，预警成功率达到100%。