渤海L油田不同開發方式下注采井鉆遇隔夾層位置優選實驗研究

羅憲波，李金宜，段 宇，朱文森，信召玲，張旭東

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渤海L油田不同開發方式下注采井鉆遇隔夾層位置優選實驗研究

羅憲波1，李金宜1，段 宇1，朱文森1，信召玲1，張旭東2

（1．中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459 2．中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

針對隔夾層發育的海上L油田剩余油挖潛難點，通過提取典型井組地質參數，分別設計注入井單獨鉆遇隔夾層和生產井單獨鉆遇隔夾層2種情況下的6種注采井間隔夾層分布模型，對每種隔夾層分布模型均開展水驅和早期注聚實驗，一共完成12個二維平板可視化模型實驗。實驗結果表明，在基礎井網下，對于注水井鉆遇隔夾層和生產井鉆遇隔夾層，其隔夾層相對長度為井距2/3的布井模型的采收率指標均最高。注聚井組篩選應優先考慮2種情況：第一種為注水井鉆遇隔夾層且隔夾層相對長度為井距1/3的模型，注聚采收率增幅可達18.2%；第二種為生產井鉆遇隔夾層且隔夾層相對長度為井距2/3的模型，注聚采收率增幅可達19.0%。

渤海L油田；剩余油挖潛；隔夾層；注采井位設計

聚合物驅作為提高水驅采收率的成熟手段，已在國內多個礦場規?；瘧?。渤海油田將注聚方式在海上油田工業規?；瘧弥幸踩〉幂^好增油效果。目前國內學者圍繞隔夾層類型、分布和對水驅開發效果的影響已取得較多研究成果[1–18]，但針對隔夾層對化學驅開發效果影響，特別是渤海早期注聚模式下隔夾層對開發效果影響的研究成果，尚不多見。對于海上油田依托平臺的開發方式，需要盡可能考慮全壽命方案，在一次井網條件下盡最大程度滿足油藏挖潛的需求，規避風險。對海上油田適合以聚驅為代表的化學驅油藏類型，其開發井網的井位設計和井軌跡優化工作顯得非常重要，這在開發前期項目中對油藏的認識和鉆完井方案提出了更高的要求。因此，本文基于隔夾層發育的厚儲層砂巖油藏類型，根據鉆遇的注采井間隔夾層的發育程度，建立二維可視化平板模型，開展此類油藏在水驅和早期注聚兩種開發方式下油水分布特征實驗研究。

1 實驗材料及方案設計

本文以渤海典型厚儲層聚驅疏松砂巖L油田為例，該油田主要含油層系為東二下亞段，其主力油組分布穩定，油層較厚（大于30 m）。儲層孔隙度主要為24%~35%，滲透率為50×10–3~5 000×10–3μm2，具有高孔、高滲的特征?；诘湫途M的地質特征參數，分別按照注水井鉆遇隔夾層和生產井鉆遇隔夾層兩種情況設計，每種情況分別考慮隔夾層相對長度為井距1/3、隔夾層相對長度為井距1/2和隔夾層相對長度為井距2/3的 3種方案，共設置6種注采井間隔夾層發育模型，每個模型分別開展水驅、早期注聚兩種開發方式下的驅替實驗。

實驗平板模型由有機玻璃板、石英砂、塑料管線和膠結劑制作而成，經過相似準則設計，平板模型規格為30 cm×6 cm×0.45 cm（××），石英砂填充，模型滲透率均為1 500×10–3μm2，環氧樹脂密封；實驗用水是根據L油田水源井離子組成復配的地層水，總礦化度為8 878 mg/L，25℃條件下黏度0.92 mPa·s；聚合物為L油田礦場使用聚合物，用注入水配制，濃度為600 mg/L，有效黏度為7.2 mPa·s；實驗用油為現場原油與煤油體積比按2:1配制，25 ℃條件下黏度20 mPa·s，為使實驗過程中便于觀察，在模擬油中加入適量的蘇丹四，將模擬油染成紅色。所有模型設置均為一注一采，采用合注合采方式，模型中注入井和生產井井段全部射開，注采速度均為0.5 mL/min，注采平衡。模型驅替至生產井含水率達98%停止實驗。

2 實驗結果及分析

2.1 注入井鉆遇隔夾層

分別在水驅、早期注聚兩種開發方式下，對注入井鉆遇隔夾層的3種模型開展實驗。

水驅開發方式后，代表剩余油的紅色區域只在注采井距中間和生產井附近尚有局部富集。在隔夾層相對長度較小時，注入水在厚儲層中無隔夾層發育區域滲流時受重力作用影響較大，因此隔夾層相對長度為井距1/3模型的剩余油富集最多，且主要分布在注采井中部和生產井附近的上部區域。在模型隔夾層未發育的局部水動力波及減弱區域出現條帶狀紅色剩余油富集，生產井具有底部水淹特征，如圖1a所示。隨著隔夾層相對長度增大，可觀察到紅色富集區域面積逐漸減小，最后只有生產井附近存在少量剩余油富集，如圖2a所示。

早期注聚開發方式后，模型中無明顯剩余油富集，且剩余油呈零散狀態均勻分布在模型中，辨識度相差不大，如圖1b和圖2b所示。分析認為，聚合物溶液提高了驅替相的黏度，減弱了重力分異作用，驅替過程接近于“活塞式”驅替，大幅提高了縱向波及面積，其剩余油與水驅后的相比減少顯著。

圖1 隔夾層相對長度為井距1/3模型不同開發方式下油水分布

圖2 隔夾層相對長度為井距2/3模型不同開發方式下油水分布

對于水驅開發方式，隔夾層相對長度對開發指標的影響較大。在相同注入孔隙體積倍數下，隔夾層相對長度越短，含水上升越快，開采初期采油速度越低，采出程度越低，如圖3a所示。早期注聚開發方式能顯著改善隔夾層模型縱向波及狀況，使得隔夾層相對長度對最終剩余油分布影響減弱，如圖3b所示。從注入井鉆遇隔夾層的平板剩余油富集及采出程度分析，井間隔夾層相對長度為井距1/3的井組將是礦場水驅開發后實施注聚優先篩選的挖潛目標。

圖3 注入井鉆遇隔夾層模型實驗各開發指標

2.2 生產井鉆遇隔夾層

生產井鉆遇隔夾層模型與注入井鉆遇隔夾層模型類似，水驅開發方式下，模型內均存在較明顯剩余油富集在生產井附近，以在模型頂部及隔夾層底部分布形式為主，但生產井具有底部水淹特征，其中隔夾層相對長度為井距2/3模型的剩余油明顯少于其它兩個模型，如圖4所示。水驅方式下，生產井鉆遇隔夾層3個模型的剩余油富集整體差異性小于注入井鉆遇隔夾層情況，如圖5所示。在早期注聚開發方式下，模型中不存在連片剩余油，并且隔夾層相對長度對剩余油影響同樣較小。從生產井鉆遇隔夾層的平板剩余油富集及采出程度分析，井間隔夾層相對長度為井距2/3的井組將是礦場水驅開發后實施注聚優先篩選的挖潛目標。

圖4 水驅開發方式下生產井鉆遇隔夾層模型

圖5 生產井鉆遇隔夾層模型水驅采出程度變化曲線

12個實驗方案結果數據見表1，注采井鉆遇隔夾層模型的水驅與聚合物驅采收率對比如圖6所示，可以看出，對于注入井鉆遇隔夾層，其隔夾層相對長度為井距2/3模型最終采收率值最高，水驅和早期注聚收率分別為60.5%和69.9%；但隔夾層相對長度為井距1/3模型的注聚提高采收率增幅最大，增幅18.2%。水驅開發方式下，隔夾層相對長度對采收率指標影響非常大；早期注聚開發方式下，隔夾層相對長度對采收率影響不大。因此，對于在水驅后考慮注聚提高采收率的油田應優先篩選隔夾層相對長度為井距1/3的井組，剩余油挖潛潛力更大。對于生產井鉆遇隔夾層，同樣是隔夾層相對長度為井距2/3模型最終采收率值最高，水驅和早期注聚采收率分別為57.3%和76.2%?？梢钥闯?，兩種開發方式下，隔夾層相對井距長度對采收率增幅影響整體小于注入井鉆遇隔夾層情況。

表1 不同注采井間鉆遇隔夾層分布實驗采收率

圖6 注采井鉆遇隔夾層模型的水驅與聚合物驅采收率對比

因此，對于隔夾層發育的油藏，在油藏前期方案研究中，開發井井位和井軌跡設計應優先考慮注采井間隔夾層相對長度為井距2/3的情況來布井，同時在后期注聚挖潛剩余油方向上，須根據注入井和生產井鉆遇隔夾層情況區別對待，有針對性的優選井組挖潛方案。

3 實際應用

L油藏屬于典型的海上早期注聚油藏，在開發過程中，因層內韻律性的復雜變化，層間夾層分布影響會對油水在縱向上的運移規律產生重要影響。 以礦場井組為例，注入井A23于2005年開始注水，生產井C13為2015年3月實施的挖潛井，注采井間發育多套大段隔夾層。由圖7可見，通過優化C13井的井眼軌跡，調整井實施后，在靠近生產井的部位，隔夾層下部富集剩余油，各射孔段生產呈現底部水淹特征，與實驗規律基本吻合。C13井通過精準挖潛剩余油，投產初期產能達100 m3/d，含水低于20%，截至2018年5月，已累產原油7.5×104m3。

圖7 A23–C13井組剩余油分布

4 結論

（1）注采井間隔夾層發育情況對注水開發和注聚開發油田的開發效果具有較大影響，在一次井網條件下，其開發井井位和井軌跡設計應優先考慮注采井間隔夾層相對長度為井距2/3情況。

（2）室內實驗表明，對于注入井鉆遇隔夾層，隔夾層相對長度為井距1/3模型的注聚采收率增幅最大，可達18.2%；對于生產井鉆遇隔夾層，隔夾層相對長度為井距2/3模型的注聚采收率增幅最大，可達19%。

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Experimental study on optimal location selection of drilled interlayers in injection-production wells with different development methods in Bohai L oilfield

LUO Xianbo1, LI Jinyi1, DUAN Yu1, ZHU Wensen1, XIN Zhaoling1, ZHANG Xudong2

(1.Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Company of CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China; 2. (Engineering Technology Branch Company of CNOOC Energy Development Co., LTD., Tianjin 300452, China)

Aiming at the difficulty on residual oil potential tapping of offshore L oilfield with developed interlayers, through extracting typical geological parameters of well group, 6 kinds of interlayers distribution models of injection-production wells under 2 circumstances were respectively designed, namely the injection wells drilled interlayers alone and the production wells drilled interlayers alone. Towards each kind of interlayers, the water flooding and early polymer injection were carried out and a total of 12 two-dimensional visualization model experiments were completed. The experimental results showed that under the basic well network, the recovery was the highest when the relative length of the interval was 2/3 of the well spacing. Two models should be given priority in the selection of polymer injection well group. More details can be seen in the paper.

Bohai L oilfield; residual oil potential tapping; interlayer insulation; injection and production well location design

1673–8217（2019）02–0087–05

TE341

A

2018–06–22

羅憲波，博士，首席工程師，1975年生，現主要從事油氣田開發工程研究工作。

國家科技重大專項“海上稠油油田開發模式研究”（2016ZX05025–001）和課題“渤海油田加密調整及提高采收率油藏工程技術示范”（2016ZX05058–001）。

編輯：黃生娣