太平油田强边底水稠油油藏剩余油赋存规律

吴伟，张博

（中国石化胜利油田分公司东胜公司，山东东营 257015）

太平油田新近系馆陶组边底水稠油油藏由于边底水能量强，水体活跃，整体处于低产能、低采油速度、低采出程度、低储量动用程度、高含水的开发态势。为改善油藏开发效果，需要进行精细地质研究，深化对剩余油赋存规律的认识，优化开发方式。

储集层的沉积模式及其非均质性，主要控制河流相储集层剩余油的宏观分布，构造高部位、砂体边部、正韵律层顶部、边底水波及弱的地方是剩余油富集区，油藏建模、数值模拟、油藏监测、动态分析是剩余油预测的主要技术[1]。但由于稠油为非牛顿流体，在相同的压力梯度下，原油黏度越高，渗流速度越慢，水驱驱油效率越低，从而导致剩余油在平面和纵向上高度分散，油水关系复杂，开发难度大。因此，开展剩余油赋存规律研究，转变边底水稠油开发方式，增大稠油渗流性，是提高水驱稠油油藏储量动用程度和采收率的关键[2]。太平油田边底水稠油油藏主要依靠天然能量开发，目前处于高含水开发阶段，剩余油在平面和纵向上高度分散。通过微观水驱油试验、精细数值模拟、稠油非达西渗流规律、降黏剂驱油机理等研究，落实了太平油田馆陶组高含水期剩余油赋存规律，并通过矿场生产动态实践[3]，对太平油田馆陶组剩余油赋存规律进行验证，探索出了边底水稠油冷采降黏开发的新思路，形成了太平油田高效开发调整的新模式。

1 油田概况

太平油田位于济阳坳陷义和庄凸起东部斜坡带，整体构造为西南高东北低的单斜，地层倾角为2°～3°。主要含油层系为新近系馆陶组下段，为正韵律河流沉积[4]，油藏埋深为1 150～1 350 m，储集空间以孔隙为主，储集层为粉砂岩和细砂岩，孔隙度为30%～36%，渗透率为1 333～3 677 mD。地层原油密度为0.95～0.97 g/cm3，地层原油黏度为562～4 235 mPa·s，为高孔高渗稠油油藏。

2 开发现状

2.1 储量控制程度低

太平油田探明地质储量为2 872×104t，采用300 m×350 m 井网天然能量开发，总油井数为200 口，平均井控储量为14.36×104t，累计产油量为146.6×104t，剩余地质储量为2 725.4×104t，由于开发井网井距大，渗流半径小，剩余地质储量大。

2.2 油井含水率上升快

由于受东北部强边水驱替，在定态水侵下，太平油田馆陶组下段边底水稠油油藏水侵系数为4.88，水体倍数为25.6，强边底水推进侵入，导致油井含水上升快，综合含水率达90%，采出程度仅为5.1%。

2.3 注汽吞吐效果不理想

注汽吞吐可以降低稠油黏度，增加流动能力，扩大渗流面积，从而提高单井产能。太平油田馆陶组下段稠油油藏，经过多井次注汽吞吐引效开发，注汽吞吐油井具有液量高、峰值产量高、初期含水率高、含水上升快、阶段累计产油量少、累计水油比大的特点，热采效果不理想（表1）。

表1 太平油田沾29块注汽吞吐井和常规投产井开发效果对比Table 1.Comparison of development results of steam huff and puff wells and conventional producing wells in Block Zhan 29,Taiping oilfield

2.4 天然水驱动用储量低

通过甲型水驱特征曲线分析，太平油田馆陶组下段边底水稠油油藏水驱动用程度为44.2%，天然水驱动用储量程度低[5]。

3 剩余油赋存规律

3.1 剩余油宏观分布规律

3.1.1 小网格三维油藏模型的建立

太平油田馆陶组下段边底水稠油油藏流体渗流规律比较复杂，常规油藏建模网格步长大于20 m，不能精准描述井间剩余油分布规律。针对太平油田稠油渗流半径小和动用半径小的特点，以沾29 块馆陶组下段2 砂组为研究对象，采用组分小网格模型和九点中心差分计算方法，网格步长都是10 m；纵向上将馆陶组下段2砂组划分为4个小层，采用热传导、体积热容量物性参数、高温油水相渗建立油藏动态模型，落实了井筒周围储量动用情况，精细描述了井间剩余油赋存状态和赋存数量。

3.1.2 生产动态历史拟合

数值模拟过程中，采用定液生产的方式作为油井的控制条件，采用定注汽量的方式作为注汽井的控制条件。对沾29 块馆陶组下段进行历史拟合，不断修正模型参数，储量拟合精度达98%；累计产液量、累计产油量、累计产水量和累计注汽量这4 项指标的预测值与实际生产数据的相对误差小于3%，在误差允许范围内，拟合结果能够代表油藏开发实际。

3.1.3 剩余油分布规律

（1）纵向剩余油分布规律 在油田开发过程中，油藏数值模拟可以正确认识油藏开发规律，是评价开发效果、明确剩余油分布规律、提高采收率的重要手段[6]。通过小网格数值模拟，沾29 块馆陶组下段2 砂组剩余油赋存状态更加清晰，纵向上主要富集在各个小层的顶部（图1）。

动态监测系统可以确定剩余油纵向赋存位置，定量评价剩余油饱和度，从而指导老井挖潜和新井部署[7]。通过沾29-32 井的脉冲中子衰减-能谱（PND）测井资料分析，含水饱和度随深度增加而增大，油层顶部水锥半径较小，底部水锥半径大，水体明显呈锥体分布；而剩余油呈倒锥体分布，随着含油高度的增加，剩余油倒锥体的半径加大[8]，油层顶部剩余油富集。

图1 太平油田沾29块馆陶组下段2砂组剩余油纵向分布Fig.1.Vertical distribution of the remaining oil in sand group Ⅱof the lower member in the Guantao formation of Block Zhan 29,Taiping oilfield

图2 太平油田沾29块馆陶组下段2砂组1小层剩余油平面分布Fig.2.Planar distribution of the remaining oil in the first layer of sand group Ⅱin the lower member of the Guantao formation in Block Zhan 29,Taiping oilfield

（2）平面剩余油分布规律 数值模拟结果表明，研究区馆陶组下段2砂组1小层平面上普遍存在剩余油，井间储量动用程度低，是剩余油富集区（图2）。根据胜利油田同类油藏数值模拟研究，分别计算了累计产液量为1×104m3、2×104m3、3×104m3、4×104m3和5×104m3，距油层顶距离分别为3.0 m、5.0 m、7.0 m 和9.0 m计算的水锥半径（表2），结果表明，油层底部水锥半径大，顶部水锥半径小，井间形成了剩余油倒锥体[9]。

稠油在多孔介质中为非达西渗流，普通稠油表现为拟塑性流动，其低温下的渗流速度与压力梯度关系曲线呈下凹型，随着温度升高，曲线渐渐接近线性[10]；随着压力梯度增加，渗流速度加快，稠油渗流须克服一定的压力梯度，稠油渗流具有启动压力梯度的非达西渗流特征[11]，稠油启动压力梯度随着原油黏度的增加而增加。由于原油黏度随着温度升高而下降，在多孔介质中，随着温度的升高，启动压力梯度降低，从而泄油半径随着温度的提高而增大。因此，确定加热半径和动用半径，是准确描述剩余油平面分布的关键[12]。太平油田沾29块地下原油黏度为1 203 mPa·s，渗透率为2 827 mD，根据渗流规律计算的有效动用半径为60 m，而原有井距为300 m，因此，井间是剩余油富集区。

表2 太平油田沾29块距油层顶不同距离的水锥半径统计Table 2.Statistical water cone radius to the top of the oil reservoir in Block Zhan 29,Taiping oilfield

3.2 剩余油微观分布规律

微观剩余油形成机理、分布状态、赋存量以及空间分布是评价不同开发阶段含油性，提高采收率的重要研究内容[13]。由于微观剩余油尺寸较小，影响因素复杂，需要借助物理实验开展研究[14]。根据太平油田油藏特征、水驱规律和开发现状，采用大尺寸微观可视化玻璃蚀刻模型，开展水驱剩余油物理实验。

利用大尺寸微观可视化物理模型模拟了开发过程中边底水侵入过程，定性观察了边底水的侵入状态及对油藏油水分布的影响。通过可视化更加直观地显示剩余油分布状态[15]，定量分析边底水侵入，明确剩余油的分布规律。太平油田沾29 块馆陶组下段油藏边底水侵入后，形成高渗优势通道，在通道两侧未波及区域，水平井末端剩余油普遍富集，主流线区域剩余油主要为油膜状，主流线两侧仍有较多的剩余油分布（图3）。

图3 太平油田沾29块馆陶组下段油藏剩余油微观分布Fig.3.Microscopic distribution of remaining oil in the lower member of the Guantao formation in Block Zhan 29,Taiping oilfield

4 开发调整对策

针对太平油田地质特征和开发现状，在剩余油分布赋存规律研究的基础上，论证了水平井变流线开发调整的必要性和冷采降黏转变开发方式的可行性，确定了冷采降黏水平井开发调整技术对策，按照“分类整体评价，分块优化调整，分层开发部署，分井配套工艺”的原则，进行开发调整对策优化。

4.1 水平井调整部署

4.1.1 部署原则

根据稠油非达西渗流规律和数值模拟结果，以挖潜剩余油为目的，进行水平井部署。水平井部署在4口直井中间，尽量平行于构造线；有隔夹层时，水平井布井油层厚度在3 m 以上；没有隔夹层时，水平井布井油层厚度在6 m 以上；水平段长度优化为200 m 左右；水平段距油层顶的距离优化为1.5 m 左右，可以延缓底水锥进；降黏剂参数按照“一井一策、一井一算”进行优化；水平井单井产液量为30 t/d，满足配产液量且含水上升慢，低含水采油期长[16]。

4.1.2 开发技术界限

（1）开发方式优化 根据数值模拟结果，11 口加密水平井冷采降黏净产油比注汽吞吐多采2.8×104t，因此，采用加密水平井冷采降黏。

（2）降黏剂注入量优化 数值模拟显示，不同含水阶段降黏剂质量分数和净增油量具有一定的相关性。低含水开发阶段降黏剂溶液合理的注入量为800 m3，高含水开发阶段降黏剂溶液合理的注入量为700 m3。

（3）泡沫剂优化 通过研究泡沫剂注入时机、注入量与净增油量的关系，发现当含水率大于80%，注入质量分数为3.0%的泡沫剂3.0 t，净增油效果最佳。

（4）距油水边界距离优化 通过研究发现，太平油田调整水平井距油水边界距离与油层厚度具有一定的关系[17]，当油层厚度为6.0 m，距油水边界距离为170 m；当油层厚度为3.0 m，距油水边界距离为300 m（图4）。因此，新钻井应距油水边界的距离200 m 以上，才能减缓边水推进。

（5）采液量优化 数值模拟研究表明，太平油田采油井冷采降黏合理的最大排液量为30 t/d，排液量超过30 t/d，净增油效果不明显。

4.1.3 调整部署

在部署原则的基础上，根据微构造形态、油层发育特点、剩余油分布规律，以太平油田沾29 块馆陶组下段2 砂组1小层为对象，开展水平井变流线加密调整，部署调整水平井11口，增加动用储量132×104t，增加经济可采储量13.29×104t，提高采收率4.5%。

图4 水平井距油水边界距离随油层厚度变化曲线Fig.4.The distance from horizontal wells to OWC vs.the thickness of oil layers

4.2 配套工艺技术

4.2.1 MRC地质导向钻井技术

多频地磁波补偿电阻率（MRC）地质导向钻井技术是地质、钻井施工的综合信息应用，MRC 具有方位特性的近钻头地质导向系统由于测量零长相对较小（小于10 m）[18]，克服了常规地质导向系统零长长的缺陷，现场定向工程师利用获得的实时测量参数，能够及时识别储集层顶部地层信息，通过方位特性测量，确定钻具在储集层中的位置，随时调整井眼轨迹，使轨迹沿油层展布方向钻进，保证油层钻遇率。地质导向钻井技术是水平井入围中靶的眼睛，地质人员与工艺技术相结合优化井眼轨迹，可以有效提高油层钻遇率和轨迹控制程度，确保轨迹沿着距离油层顶1.5 m左右穿行，从而延缓底水锥进速度。针对太平油田边底水活跃和油层相对较薄的特点，利用MRC 地质导向钻井技术，实现了入围中靶准、油层钻遇率高、井眼轨迹优化。

4.2.2 稠油降黏技术

太平油田原油为胶质、沥青质高的稠油，油水流度比小，原油流动能力差，油水界面张力大，注汽降黏开发效果不理想，为此，开展了活性高分子降黏剂室内和现场试验。降黏剂在驱油过程中既能增加水相黏度，又能通过乳化分散作用降低原油黏度[19]，其原理就是非离子活性剂插入到胶质、沥青质的堆积结构中，破坏胶质沥青质的π-π键之间的共轭作用，减弱胶质、沥青质的聚集结构，增强油滴表面的亲水性，实现降低原油黏度和表面张力，增加原油的流动能力。通过太平油田原油室内实验，其降黏率达到98%以上（图5）。

4.2.3 氮气泡沫返排技术

太平油田水平井采用高密度筛网式滤砂管完井工艺，考虑滤液、泥饼对地层伤害较大，推广应用氮气泡沫酸洗混排解堵工艺技术，解除钻井过程中的钻井液对完井滤砂管及近井地带污染，提高近井地带的渗流能力[20]。

图5 降黏剂解聚降黏机理示意图Fig.5.Schematic diagram of viscosity reduction mechanism of reducer

（1）利用3%黏土稳定剂的研究区过滤污水，配制密度为0.6～0.7 g/cm3的泡沫液，反替洗井，观察出口出液正常后进行泡沫酸洗。

（2）泡沫酸洗，反替密度为0.6～0.7 g/cm3的前置泡沫酸和主体泡沫酸，关闭油管闸门，反挤含3%的黏土稳定剂的泡沫液，关井反应10 min。

（3）打开油管闸门，出口排量由小到大放喷，用含3%的黏土稳定剂的泡沫液反洗井，将酸液反应物洗至地面，返排残液时要控制出口，保持出口液量稳定并用pH 试纸测pH 值不小于6，洗至返出液清洁无细沙、泥质等浑浊固体颗粒。

5 开发调整效果

（1）油层钻遇率 太平油田沾29 块11 口水平井相继完钻，科学优化单井设计和优选地质导向，全程钻井轨迹管控调整，实现了水平井油层钻遇率96.5%，平均单井钻遇油层193 m，轨迹保持在距油层顶1.5 m左右。

（2）投产高产率 太平油田沾29 块采用降黏剂冷采投产调整水平井11口，日增油量120 t，增建产能2.65×104t，增加经济可采储量13.29×104t，提高采收率4.5%。同时降低了开发成本，吨油开发成本降至900元，实现了当年调整、当年增油和当年创效。

6 结论

（1）根据太平油田地质特征和开发现状，采用微观和宏观、静态和动态、物模和数模相结合，表征了剩余油赋存规律，井间和油层顶部是剩余油富集区，从而指明了开发调整挖潜方向。

（2）水平井变流线开发调整，改变地下流场渗流方向，增加储量动用范围；降黏剂改善原油流体性质，增加原油的流动能力。通过水平井冷采降黏开发调整，有效提高了太平油田沾29 块储量动用程度和产能贡献率。

（3）太平油田沾29 块馆陶组稠油油藏高效开发调整，增加了经济可采储量和经济产能，同时形成太平油田边底水稠油效益开发配套技术。