底水油藏特高含水期剩余油分布表征技术研究

罗宪波，侯亚伟，孟 鹏

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

1 油田概况

XF 油田位于沙垒田凸起，油田范围内水深22.5 m～28.0 m。构造整体上表现为受基底古地貌和断裂系统影响的披覆背斜、半背斜构造特征，闭合幅度较低，油田范围内断层不发育。含油层系多、纵向上含油井段长、平面和纵向上存在多套油水系统，表现为“一砂一藏”的特点。主要含油层段为新近系明化镇组和馆陶组，其中明化镇组沉积类型为曲流河沉积，馆陶组沉积类型为辫状河沉积。储层具有高孔高渗的特征，明化镇组储层平均孔隙度32.7 %，平均渗透率2 600 mD；馆陶组平均孔隙度29.3 %，平均渗透率1 600 mD。原油性质纵向差异较大，明化镇组以重质稠油为主，馆陶组以常规中质油为主，由浅至深原油性质逐渐变好，稠油探明储量占比71 %，为渤海油田典型的稠油底水油藏。

XF 油田于2004 年7 月投产，采用“整体部署、分期实施”的策略，分两期开发。开发主要经历了4 个阶段，第一阶段，产能建设阶段，该阶段油田投产水平井89 口，定向井12 口，随着生产井陆续投产，产油量增加、含水快速升高；第二阶段产量递减阶段新投产井少，产量递减明显、含水上升减缓、产液量平稳；第三阶段调整稳产阶段新增调整井，日产油量增加、综合含水平稳、日产液量平稳；第四个阶段为产液结构优化调整阶段，产量递减减缓、含水上升速度减缓、产液量稳定。截止2019 年，XF 油田综合含水率为93.9 %，动用储量采出程度为14 %。

2 “双高”阶段开发难点

2.1 底水油藏含水上升快，递减大，油田稳产难度大

XF 油田以底水油藏为主，主要采用单砂体水平井开发模式，生产井投产初期表现为含水迅速上升，产量递减快；随着含水不断上升，中高含水期阶段递减率逐步减缓。强底水油藏产量递减大、含水上升快，油田稳产主要依靠高速开发的老井侧钻和新增调整井来实现，稳产手段单一，油田稳产难度大。

2.2 特高含水阶段，剩余油认识难度大

目前全油田已进入特高含水阶段，一方面由于采用水平井开发，测试资料少，剩余油研究难度大；另一方面，由于隔夹层的存在，造成了剩余油分布的进一步复杂化。

2.3 高含水期底水油藏挖潜难度大，水平井控水面临挑战

底水油藏布井主要依托隔夹层展布情况，而水平井开发模式，地质信息揭示少，导致隔夹层研究难度加大。近几年实施的调整井也揭示了河流相油田剩余油分布的复杂性，同一砂体过路井揭示油层水淹厚度不一、油底高于邻井水淹界面，水淹规律复杂导致底水油藏剩余油挖潜难度增加。目前XF 油田生产井含水率大于90 %的高含水井比例达到65 %左右，目前水平井堵水工艺难度大，控水手段比较单一[1-5]，针对高含水井缺少有效治理手段，水平井控水面临严峻挑战。

3 隔夹层定量描述技术

XF 油田明化镇组砂体具有较强的底水能量，油田投产后，地层压力基本保持在原始地层压力附近。利用该层段不同砂体的相对渗透率曲线计算无因次采液指数显示，含水在50 %～90 %期间无因次采液指数为初期的5～20 倍，具有早期大液量开采的物质基础。XF 油田实际油藏模型研究表明，对于底水稠油油藏，采液速度对采收率影响不大，同时对比了不同含水阶段累产油比例，无论低液量还是高液量开采，大部分的原油都是从高含水阶段（fw>90 %）采出。因此对于XF 油田底水稠油，可以采用高速开采模式，XF 油田主力油藏采液速度最高达18.2 %，高峰采油速度达2.8 %，在不影响采收率的前提下缩短生产时间，提高经济效益。

XF 油田以河流相沉积为主，隔夹层较发育，为了延缓底水，扩大底水波及体积，水平井主要部署在隔夹层上部。依据储层的沉积模式，隔夹层性质、类别和成因分析，利用采集的高分辨率地震资料和新增的钻井资料，针对不同类型的河型古河道刻画，引入了振幅对比属性，该属性是一种改进的相干算法[6-8]，其将Sobel边缘检测算子融入三个维度求变化梯度的相干算法里，从而突显出数据体里的微小差异，相比常规的相干方法，对刻画微小古河道、废弃河道具有更大的优势。通过多属性融合技术对反映河道的振幅对比属性与反映砂体的均方根属性融合，实现了复合河道的精细解剖，通过精细井震标定，建立夹层厚度与地震属性的响应关系，利用地震属性预测技术实现隔夹层定量描述。

4 特高含水期剩余油分布表征技术

XF 油田经过10 余年的开发，目前油田综合含水93.9 %，进入特高含水期，采出程度14 %，如何进一步提高油田采收率，需要多专业协作研究剩余油分布规律及其影响因素，从而寻找剩余油的富集区。因此，根据河流相底水油藏的地质油藏特征，针对稠油不规则油水过渡带、优势渗流通道、物性时变等表征难点，开展底水油藏剩余油分布研究[9-12]。

4.1 基于标定J 函数法的初始饱和度构建技术

相对于边水油藏，稠油底水油藏的过渡带厚度和面积较大，常用的油藏初始化方法为平衡初始化方法，优点是过程简单较易实现，但是无法描述过渡带饱和度的变化。为了消除过渡带厚度变化对模型计算结果带来的影响，通常根据室内实验在模型中设置毛管力大小，该方法存在一定的不足。实验室测定的毛管力曲线差异较大，如果直接用于油藏数模，往往与测井解释饱和度存在差异。

J 函数把储层流体界面张力、润湿性、渗透率和孔隙度等影响参数，进行综合表征储层的毛管力曲线特征。通过多个毛管压力曲线需要处理得到平均J 函数曲线，针对油藏实际物性参数得到不同物性条件下的毛管力特征曲线。

油藏实际应用表明，基于标定J 函数的初始饱和度场与测井解释饱和度吻合度高（见表1），较好的体现了油藏实际物性参数对饱和度的影响，大大提高了见水时间的拟合。

4.2 单网格尺度相渗聚类分区模拟技术

传统相渗分区主要依据平面分断块垂向分层位确定各个分区，缺点不能准确描述同一断块内不同沉积微相渗透特征，同时无法准确表征相渗分区的模拟界限。此外，油田开发中取心实验数据往往较少，不能完全覆盖所有油藏单元，对此提出了单网格尺度的相渗聚类分区模拟技术。

相渗聚类分区技术是依据Kozeny-Carman 方程，通过储层质量品质指标RQI 和标准化孔隙度指标两个参数。相渗聚类分区后的模型，计算结果不仅能够反映河流相储层沉积特征，而且能够较准确的反映不同沉积相带的渗流规律。

4.3 单网格尺度物性时变模拟技术

XF 油田主要以水平井、大液量生产的方式进行开发，而大液量生产会对储层进行一定程度的改造作用，近井地带在长期水冲刷条件下，储层的孔隙结构会发生变化，导致渗透率发生变化。目前，XF 油田部分老井由于高液量生产对近井地带的储层改造作用，导致该类井计算无因次比采液指数超过理论值数倍。该问题解决方法一般为，通过修改单井PI、表皮、传导率等方法进行等效描述，等效表征为单井产能的提高或压差减小，缺点是无法描述物性的空间变化，同时不能反映物性变化对渗流的影响。

表1 模型预测水淹层与过路井实测对比

通过文献调研及水驱机理发现，物性变化是由孔隙中微粒（高岭石）的迁移造成的，主要受注入流体的体积倍数决定。通过室内物理模拟实验也证实，岩心在水驱后孔隙度和渗透率都有所增加，增加的幅度随驱替倍数的增加而加大。油藏物性时变表达式为：

式中：α－油藏渗透率增大系数。

通过编制相应程序，提取传统黑油模型各时间步网格模拟结果，计算单网格流体PV 数，根据过单网格流体PV 数划分模拟阶段，分模拟阶段设置重启，定义渗透率增大因子，通过多次迭代，拟合渗透率增大因子（该值范围为0.005 7～0.01），实现网格空间物性的时变表征。过路井水淹数据表明，采用物性时变模拟技术可以大大提高剩余油拟合精度。

5 水平井随钻地质导向剩余油挖潜技术

受底水脊进影响，底水油藏水平井布井位置一般选择靠近储层顶部，以满足避水高度的最大化，从而延缓含水上升速度。同时河流相油田储层以正韵律沉积为主，储层顶部物性变差，为了满足后期提液的需求，水平井着陆深度不能过浅，这些因素就给水平井实施带来了巨大挑战。

为了解决传统地质油藏随钻技术瓶颈带来的问题，通过理论分析和方法研究，创新地形成随钻测井地质导向技术。该技术是指在水平井的钻井实施过程中，根据各种地质资料将随钻测井技术、建模、地震、定向井等多专业相结合的实时互动式综合研究，精细描述钻头所钻遇的地层和将要钻遇的地层。钻前地质建模前导预测过程中，首次提出钻前“导向井”选取“三相”原则：即相同（沉积微相）、相近（井距）、相似（地震响应特征），同时，通过对已钻井速度逐井分析，结合相邻的井的信息进行随钻地质评价，从相邻的井测井曲线中获取信息，预测目的层储层结构模型。利用随钻数据实时更新，准确指导水平井实施，降低地质风险，垂向上优化井眼轨迹，实现了水平井的高效实施。

XF 油田实施16 口调整井的随钻地质导向工作，水平段平均油层钻遇率达到90 %，着陆点位置均处于储层有利位置，保证XF 油田低油柱油藏水平井成功实施。

6 产限结合优化产液结构

受海上工程设施的限制，海上油田不同于陆上油田产出液处理能力可以快速扩大，由于XF 油田工程处理能力受限，在特高含水期提液稳产难度较大。为了充分利用现有工程设施，以广适水驱曲线理论为基础，开展单井产液优化调整研究（见图1）。通过分析单井提液能力和关井压锥效果，确定单井最佳提液幅度和关井时间，通过产限结合提高油田产量，达到了稳油控水的目的。

7 应用效果

依据底水油藏水平井高速开发的策略，在剩余油精细描述的基础上，以随钻测井地质导向为工具，XF油田近三年共计实施调整井32 口，钻后单井平均初期日产油95 m3，超钻前设计28 m3；初期单井平均含水率69 %，比钻前设计低10 %，调整井累增油量80.3×104m3，调整井实施效果整体较好；在稳油控水方面，通过对单井产液量进行系统的优化调整，分批次提液72井次、限液31 井次，实现油田累积增油8.6×104m3，油田开发效果得到改善。根据油田特点、存在问题和需要，结合地质、地震、建模、测井等专业，总结得到了一套适合低油柱底水油藏水平井高效开发关键技术，并通过XF 油田近三年的开发实践表明，该技术取得了较好的应用效果。

8 结论

（1）针对XF 油田底水稠油油藏的开发特点，形成了水平井早期提液高速开发的策略，结合系统产液优化技术和创新隔夹层研究方法，实现了复合河道的精细解剖及隔夹层定量描述，不仅减缓了油田的含水上升速度，同时达到了稳油控水的目的。

（2）剩余油研究方面，以“精细化”的研究思路为出发点，在动、静态模型的精确描述和历史拟合层次、尺度的细分上开展了重点技术攻关，针对稠油不规则油水过渡带、优势渗流通道、物性时变等表征难点，通过动静结合、多专业融合等方法建立了一套剩余油精细描述方法。

（3）通过理论分析和方法研究，创新地形成随钻测井地质导向技术，钻井过程中利用钻前3D 建模前导预测、钻时实时更新指导钻进，降低地质风险的同时，准确指导水平井着陆和钻进，实现了水平井的高效实施。

图1 单井产液结构优化思路