非均质高含水油藏流场调整提高采收率研究——以孤东油田七区西区块馆陶组为例

秦婷婷，傅 强，李林祥，官敬涛，杨 冰，卞雅倩

（1. 同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092；2. 中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营 257000）

孤东油田自1985年投入开发以来，先后历经开发准备、产能建设、注水见效、井网调整高产稳产、控水稳油综合调整及推广化学驱提高采收率六个阶段，目前已进入油田开发后期，面临着含水高、采出程度高、剩余采油速度高、储采比低等严峻开发形势，需要针对不同区块、不同储层类型采取不同的开发调整措施实现油田稳产增效开发技术。孤东油田七区西区块馆陶组Ng52+3砂体储层目前具有井口产液含水量高、压力高，井下注水流线固定等开发特点，以本区块为示范区，进行井下流场调整试验，以达到进一步挖掘剩余油、提高采收率的目的。

1 油藏地质状况及开发现状

孤东油田七区西区块位于孤东构造的东侧，是孤东油田的第一大区块（图1）。Ng52+3砂层为典型的曲流河正韵律沉积砂体，平均孔隙度为34%，平均空气渗透率为1 767×10-3μm2，含油面积为9.2 km2，有效厚度为7.2 m，地质储量为1 315×104t。地面脱气原油密度为0.945 g/cm3，地面原油黏度为420.0 mPa·s，地下原油黏度为38.4 mPa·s。该砂层自1986年开始投入开发，1990年进行井网调整时由300 m×300 m的反九点注采井网加密为300 m×150 m的正对行列式注采井网，此后没有进行过大的层系井网调整。井网和地下流线的固定，导致砂体底部存在高耗水带，注水低效循环。目前，孤东油田七区西Ng52+3砂层已进入特高含水阶段，截至2013年6月，Ng52+3砂层油井总井数68口，开井47口，平均单井日产液83.8 t，平均单井日产油1.5 t，累产油557.0×104t，采出程度为43.9%，综合含水98.2%，采油速度为0.21%；水井总井数45口，开井41口，日注水9 961 m3，累注水9 490×104m3，累注采比为1.16，地层压力为13.9 MPa，地层总压降为-1.2 MPa。

图1 孤东油田分区示意图

为进一步开发孤东油田七区西区块的剩余油，提高采收率，并规避调整井网的风险，选取了能代表全区地质开发特点、储层连片发育的局部示范区开展先期研究，为下步推广全区提供可靠依据。示范区位于孤东油田七区西Ng52+3砂层的中西部（图1），平均孔隙度为34%，平均空气渗透率为1 710×10-3μm2，含油面积1.5 km2，有效厚度为10.0 m，地质储量为275.0×104t，采出程度为46.4%，综合含水99.1%。目前井网共有油井13口（含水平井3口），开井0口，共有水井21口，开井11口（图2）。

图2 七区西区块Ng52+3砂层示范区井网现状

2 Ng52+3砂层油藏地质特征

2.1 储层非均质性

2.1.1 平面非均质性

从砂体几何形态来看，平面上，Ng52+3砂层砂体主要为土豆状砂、条带状砂和席状砂，有效厚度主要为4.0～12.0 m，自东向西有效厚度逐渐增加。孔隙度自东向西逐渐增加，但整体上变化不大，。渗透率主要为500×10-3～1 500×10-3μm2，整体趋势为自东向西逐渐增加；沿河道方向渗透率级差为1.8，垂直河道方向渗透率级差为4.8。含油饱和度主要为30%～60%，变化趋势为自中部向外侧逐渐降低。

2.1.2 层内非均质性

Ng52+3砂层砂体层内非均质特征表现为砂体上部储层非均质性强，中下部均质性强。Ng52+3砂层上部平均渗透率为189×10-3μm2，级差为43.0；中部平均渗透率为2 176×10-3μm2，级差为8.2；下部平均渗透率为4 032×10-3μm2，级差为4.6。

2.2 层内夹层研究

Ng52+3砂层内部发育有泥岩夹层，数量一般为1～3个，厚度为0.3～0.4 m。平面上Ng52+3层主要在主河道内发育1～3个泥岩夹层；总夹层厚度一般小于2.0 m。从Ng 522层与Ng 531层间单一泥岩夹层发育特征来看：泥岩夹层在主河道内发育较稳定，但厚度薄，一般小于1.0 m。纵向上泥岩夹层多发育在曲流河点坝砂层中上部，主要在Ng 521和Ng 522小层发育。

2.3 剩余油分布特征

在注水开发过程中，高渗层注采井间突进严重形成优势流场后，水驱控制程度差的区域会富集剩余油[1-5]。通过饱和度测井资料、吸水剖面资料、数值模拟数据以及新钻井测井响应特征综合分析可以得出，平面剩余油主要以油井排、油水井排间富集为主。油井排含油饱和度为28%～56%，平均值38%；水井排含油饱和度为16%～44%，平均值31%；油水井排间含油饱和度为18%～46%，平均值35%。全区平均含油饱和度为36%。层内剩余油在厚油层中上部富集，剩余储量在主力韵律层富集，物性夹层对剩余油有一定的遮挡作用[6-8]。Ng521小层厚度较小、层内非均质性严重、开发井网较完善，剩余油在平面上主要分布在薄砂层和低渗区。Ng522小层是Ng52+3层的主力层位，厚度大、均质性好、井网完善，因此剩余油主要在油井排、油水井排间富集。Ng531小层也是Ng52+3层的主力层位，厚度仅次于Ng522小层，中心区域物性较好、边缘区域物性较差均质性好，井网不完善，因此剩余油主要分布在边缘区域。Ng532小层是Ng52+3层中厚度最薄的，均质性较差，井网也不完善，因此该小层基本未被水驱，剩余油饱和度较高（表1）。

表1 七区西区块Ng52+3砂层各小层采出情况

3 开发调整技术研究

研究表明，孤东油田七区西Ng52+3砂层目前综合含水达到98.2%，已处于特高含水阶段。储层非均质性较强，层内发育有物性夹层；平面上剩余油主要分布在油井排、油水井排间，垂向上剩余油主要在储层中上部富集。全区平均含油饱和度为36%，具有进一步挖潜剩余油的条件，因此，针对孤东油田七区西Ng52+3砂层流线固定的特征，对示范区开展转流线试验，以期提高特高含水条件下的剩余油采收率。

3.1 流场调整方案设计

进行油田的开发调整，首先是完善井网，提高井网控制程度好的油层的动用程度；其次是完善注采系统，提高油层的水驱控制程度；最后是根据剩余油分布规律，有针对性地实施井网重组、调剖或侧钻井等技术措施，提高剩余油的动用程度[9-14]。对于平面上富集在油井排、油水井排间的剩余油，可以通过加密、抽稀和油水井井别互换等手段来转流线[15]，改变地下流线分布，扩大注入水的波及面积，提高弱驱部位的采出程度[16-18]。对于垂向上富集在正韵律厚砂层顶部的剩余油，可以利用水平井或层内细分调整的手段来挖潜[7]。

根据示范区地质状况以及剩余油分布状况，设计并优选了4套井网变流线调整方案，其中原井网变流线方案2套，抽稀方案1套，加密方案1套。

①方案一：隔一转变井别。井排由南北向转为东西向，改变流线90°。方案共设计油井24口（含新油井5口），水井17口（含新水井4口）。

②方案二：九点井网。油井隔一转注，形成300 m×150 m九点法井网，流线调整45°，90°。方案共设计油井9口（含新油井2口），水井32口（含新水井7口）。

③方案三：抽稀。油井、水井隔一关停，形成300 m×300 m交错行列式井网，流线调整45°。方案共设计油井9口（含新油井2口），水井12口（含新水井2口）。

④方案四：隔一转变井别，加密。井排由南北向转为东西向，改变流线90°，原井排间加密一排井组，形成150 m×150 m的正对行列式井网。方案共设计油井42口（含新油井23口），水井32口（含新水井19口）。

3.2 优选方案

以上四套方案均通过改变流线方向，来挖潜平面剩余油，但调整后的水驱效率不同。通过数值模拟预测的15年末的采出程度和综合含水数据来考察调整后的水驱效率。在示范区总采液量一定（采液量1 800 m3/d、采液速度24%）的情况下，方案二和方案三的开发效果较好；在单井采液量一定（单井采液量200 m3/d）的情况下，方案四的开发效果最好（图3）。

图3 七区西区块Ng52+3砂层流场调整方案预测开发效果

考虑到经济效益，对基础方案、完善方案及六套调整方案计算15年的投入产出比可知：在示范区总采液量一定情况下，方案三最优，方案二较优；在单井液量一定情况下，方案三最优，方案一较优，方案二次之（图4）。

图4 七区西区块Ng52+3砂层流场调整方案预测经济效益

综合上述研究可以得知，方案三为最优实施方案，方案二次之。井网抽稀可以提高注水利用率，降低注水成本[17]，但抽稀之后油井、水井开井数大量减少，实际生产中可能会影响产量，风险较大。同时前人研究表明，在同一井组、相同井距和采液速度条件下，九点井网是特高含水后期井网调整的最佳选择，因为转九点法调整井网能明显减小变异系数，这表明水驱更加均匀[18-19]。另外九点井网既可挖掘油水井排间剩余油，也可充分动用油井间的剩余油。因此结合目前Ng52+3示范区的油水井现状，为了充分利用老井，减少新井的工作量，最终选择结合方案二和方案三将示范区井网部署成大、小九点井组。大、小九点井网的分区域部署，能够提高注水利用率，使水驱更加均匀，强化弱驱，挖潜油井排、油水井排间的平面剩余油。关停水平井的重新启用则重点挖潜孤东油田七区西Ng52+3层顶部的剩余油。具体调整方案为油井、水井隔一转注，分别形成两个300 m×150 m小井组和两个300 m×300 m大九点井组（图5）。注采参数优化调整研究后确定，小九点井组液量为200 m3/d，大九点井组液量为300 m3/d。

图5 七区西区块Ng52+3砂层流场调整示意图

在实际实施流场调整方案时，在原示范选区的北部、南部分别外扩了两个大小九点井组，共实施8个井组。扩大后选区含油面积为4.2 km2，有效厚度为9.0 m，地质储量750.0×104t。后续开发调整时，1号2号井组暂缓实施，7号8号井组调整为转90°行列井组（图6）。

图6 七区西区块Ng52+3砂层示范区流场调整实际部署

3.3 实施效果

从孤东油田七区西区块Ng52+3砂层示范区实际开发效果来看，在方案实施初期生产形势总体良好，后期递减比较大（图7）。孤东油田七区西Ng52+3砂层示范区自2013年末开始流场调整后，日产液水平、日产油水平以及综合含水均明显好转。2016年6月，日产油水平达到最高峰12.3 t，综合含水降低到98.5%，日产液水平达到817.0 t。此后开发效果递减比较大，日产油水平和日产液水均大幅降低，综合含水基本维持在98.5%。截至2019年末，孤东油田七区西Ng52+3砂层示范区日产液水平为306.0 t，日产油水平为3.7 t，综合含水为98.8%，与流场调整之前相比，开发效果仍有所改善，说明流场调整能够有效延长特高含水后期油藏的经济寿命期。

图7 七区西区块Ng52+3砂层示范区流场调整后生产曲线

4 结论

（1）孤东油田七区西区块Ng52+3砂层为典型的正韵律曲流河沉积厚层油藏。经水驱开发后，其平面剩余油主要以油井排、油水井排间富集为主，层内剩余油主要在厚油层中上部富集；剩余储量主要在主力韵律层富集，层内物性夹层对剩余油的驱替有一定的遮挡作用。

（2）流场调整是特高含水后期挖掘剩余油的有

效手段。通过井网调整改变流线、调整剖面，挖掘油层潜力，改善开发效果，提高采收率，能够有效延长特高含水后期油藏的经济寿命期。孤东油田七区西区块Ng52+3砂层示范区综合利用抽稀和转九点法井网的优点，部署成大、小九点井网，兼顾高效和低耗两个方面确定调整方案，收到较好的效果，对类似油藏流场调整措施的选择具有一定的借鉴意义。