块状底水油藏开发后期剩余油分布研究

鄢雄

前言：海外河油田新海27块为块状边底水普通稠油油藏，含油面积2.83平方公里，地质储量673万吨，油藏埋深1390-1555米，地下原油粘度160-326毫帕/秒;1993年投入开发以来，先后经历直井一次开发、水平井二次开发、深化二次开发三个开发阶段，采出程度28.8%，油藏局部水淹严重，油水关系复杂，剩余油分布认识不清，亟需开展剩余油分布研究，规模部署改善油藏开发效果。

关键词：块状普通稠油 底水 锥进 脊进

1 引言

新海27块构造上位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾末带的南端，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1о左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2о～4о左右。主要开采层位为下第三系东营组东一段Ⅰ油层（d1Ⅰ），进一步划分为三个油层组，自下而上分别为下油组、上油组、顶部差油层。上、下油组岩性主要为砂砾岩，其次为礫状砂岩和细砂岩，平均孔隙度为31.4%，渗透率1927×10-3μm2，泥质含量为6.2%，属于高孔、高渗、低泥质含量的储层，油藏类型为厚层块状边底水普通稠油油藏。顶部差油层岩性以细砂岩为主，平均孔隙度15.3%，平均渗透率374.9×10-3μm2，泥质含量为20%～30%，为中孔、中渗储层，油藏类型为层状普通稠油油藏，不发育边底水。含油面积2.83km2，石油地质储量673×104t。

2 开发历程

一次开发阶段。采用一套层系、直井141m井距、正方形井网，利用天然能量开发，日产油量最高达391t，但是由于该块油水粘度比大，直井水淹严重，产量快速递减。阶段末期总井数59口，开井16口，采油速度0.26%，区块阶段累产油61.2×104t，采出程度6.49%。

二次开发阶段。直井井间实施33口基础井网水平井整体替代直井进行二次开发，日产油高峰达358t，断块年产油12×104t，采油速度2.5%，产量峰值过后区块处于高含水开发。

深化二次开发。2010年以来，在上、下油组边部，海11-36块及顶部差油层有利部位扩大实施水平井66口，新增日产油能力739t，区块累产油193.5×104t，采出程度28.8%。

3 开发效果评价

1992年油田全面投入开发，新井陆续投产，到1994年2月总井数达到43口，油田产量上升快，日产油量最高达到366t，采油速度为2.68%，但是由于该块油水粘度比大，造成油井含水上升较快，同时造成油井产量递减，表现在由1994年2月到1995年2月，断块日产油下降到236t，综合含水由58.1%上升到79.6%。本阶段末油田累积产油31.51×104t，阶段采出程度为6.99%，占总采出程度的51.8%，采油速度2.13%。取得以下几点认识：（1）平面上产能有差异，高产井主要集中在油藏主体部位及北部断层附近的微构造高点。（2）高含水期为主要采油阶段，开发初期采油速度最高达2.78%，但含水上升速度快，最高为33%;中低含水期采出程度仅为1.8%;高含水期采出程度为11.7%。（3）直井水淹为底水锥进，水锥程度与直井生产井段及动用程度相关。

2007年编制完成二次开发方案，在井网部署范围内，分上、下2油层组整体部署水平井32口，其中上油组20口，下油组12口。方案预计水平井投产后年产油12.1×104t，以大于2%的采油速度稳产3年，阶段采出程度6.6%。2007年年度实施水平井33口，对比方案，水平井投产后年产油12.5×104t，采油速度2.32%， 方案实施3年平均采油速度2.0%，阶段采出程度6.1%。通过水平井二次开发，断块开发指标得到明显改善，日产油从32t上升到最高358t，达到一次开发峰值水平，采油速度由0.26%上升到2.8%，综合含水由93.6%下降到81.4%。由于效果显著，新海27块二次开发被评为二次开发示范工程。二次开发取得以下几点认识：（1）水平井生产没有无水采油期，油藏整体构造平缓，油水过渡带较大（12.3米），可动水饱和度较高（21.6%），边底水活跃，一次开发直井采出程度较高（13.5%），水平井没有无水采油期。（2）构造位置有利，油层厚度大，油井产量较高，位于油层厚度大于20米且远离底水的构造高部位，原始含油饱和度较高，水平井平均初期日产油17.8吨，含水58.3%，累产油1.97万吨，水油比13：1;油层厚度小于20米，且受边底水的影响的油藏边部，水平井产能相对较低，平均初期日产油13.5吨，含水83.1%，累产油1.52万吨，水油比19：1。（3）隔夹层发育，中低含水采油期长，不发育隔夹层，水平井无中低含水采油期（fw<60%）;发育隔夹层，水平井中低含水采油期（fw<60%）5-12个月。

随着二次开发的不断深入，水平井高含水问题日益突显，油井产量下降快。一方面亟待开展水平井控水稳油技术，另一方面亟需开展增储建产研究，实现资源接替，从而实现区块产量稳产。2010年以来，通过滚动扩边、测井二次评价等研究工作，落实两个增储目标，新增石油地质储量242×104t，外扩实施66口水平井，新建日产油能力739t，截至2020年底，断块日产油224.4t，日产液4673m3，综合含水95.2%，采油速度1.16%，阶段累产油193.5×104t，含水95.2%，延长二次开发方案稳产期10年。

4结论与认识

由于水平井均部署在剩余油饱和度较高的原直井井间，水平井实施后油藏综合含水大幅下降。统计一次开发46口基础井网直井投产初期平均综合含水44.2%，二次开发水平井投产初期综合含水在25.0～75.0%之间。平均60.4%，比一次开发未期综合含水93.6%低33.2%。

与直井投产初期相比，含水上升速度有所减缓。直井投产初期1年时间内综合含水平均上升35%，统计投产时间较长的10口水平井生产资料表明，冷采条件下水平井年含水上升26.4%。下油组水平井含水上升速度比上油组快，分析主要原因是下油组油层动用相对较低，水平井投产初期含水较低所导致，这也符合稠油低含水期含水快速上升的特点。

参考文献

[1] 张吉昌，张鹰，蒋有伟，王中元，李培武.“辽河油区稠油油藏边底水控制技术研究”，《特种油气藏》，2007年02期.

[2] 张传举，“边底水稠油油藏整体堵调技术研究”《中国石油大学》，2011年.