蘇彥春

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津 300452)

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渤海灣盆地埕北油田高采收率主控地質(zhì)因素剖析*

蘇彥春

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津 300452)

渤海灣盆地埕北油田為帶有氣頂和剛性水體的普通稠油油藏，表現(xiàn)出油井產(chǎn)能高、采油速度高、開發(fā)生產(chǎn)平緩等高效開發(fā)特點，目前水驅(qū)采出程度已達到42.8%，預測最終水驅(qū)技術(shù)采收率將超過60%，搞清該油田高采收率的主控因素對指導渤海灣盆地類似油田的開發(fā)具有重要意義。在對埕北油田高采收率評價的基礎上，從該油田東二段油藏自身的優(yōu)勢地質(zhì)特點、邊部水體能量大小、儲層微觀滲流特性以及針對開發(fā)過程中暴露出的問題采取的及時調(diào)整對策等方面剖析了取得高采收率的主控原因。該油田開采的成功經(jīng)驗可為國內(nèi)同類型油藏高效開發(fā)提供借鑒和技術(shù)指導。

渤海灣盆地；埕北油田；高采收率；地質(zhì)因素；剛性水體

引用格式：蘇彥春.渤海灣盆地埕北油田高采收率主控地質(zhì)因素剖析[J]. 中國海洋大學學報(自然科學版), 2016, 46(8): 87-95.

SuYan-Chun.AnalysisonthemaincontrollinggeologicalfactorsabouthighrecoveryinChengbeiOilfield,BohaiGulfBasin[J].PeriodicalofOceanUniversityofChina, 2016, 46(8): 87-95.

中國已開發(fā)油田超過90%的儲層屬陸相沉積，而國外多以海相沉積為主[1]，中國陸相沉積油田多體現(xiàn)出砂泥交互沉積的特征，平面上和縱向上非均質(zhì)性嚴重，根據(jù)我國256個水驅(qū)開發(fā)油藏的統(tǒng)計資料，注水純砂巖油藏的平均采收率為35.5%[2]，而埕北油田是渤海石油公司勘探發(fā)現(xiàn)并與外國石油公司合作開發(fā)的第一個海上油田[3]，也是目前渤海海域已開發(fā)油田中開發(fā)效果最好的油田之一[4]，預測最終水驅(qū)采收率將超過60%。為了繼續(xù)保持該油田的高效開發(fā)開采，從油藏沉積相展布、儲層物性、含油厚度、砂體連通關(guān)系、含油飽和度等因素入手，尋找取得高采收率的原因，明確影響高采收率的主控地質(zhì)因素。這對埕北油田開發(fā)過程中制定有針對性的調(diào)整挖潛措施具有重要的指導意義。

1　地質(zhì)基本特征

埕北油田位于渤海西部海域，油田范圍內(nèi)平均水深16.0m。區(qū)域構(gòu)造上，埕北油田位于埕北低凸起的西端，西-南邊界緊靠埕北凹陷，北面與沙南凹陷相鄰，是在中生界潛山基底上形成的披覆背斜構(gòu)造(見圖1)，油層發(fā)育于古近系東營組上段和新近系館陶組[5]。主力油層東營組二段為辮狀河三角洲沉積體系，邊底水能量充足，油藏埋深1680m，原始地層壓力16.6MPa，地層溫度67℃，平均孔隙度28.8%，平均滲透率1670.0×10-3μm2，孔隙連通性好，具有高孔、高滲的油藏特征[6]。埕北油田原油具有密度大(0.883g/cm3)、黏度高(地層原油黏度57.0mPa·s)、氣油比低(38m3/m3)的特點，具有統(tǒng)一的油、氣、水界面，屬于有氣頂和邊水的層狀砂巖油藏。

2　地質(zhì)儲量采收率評價

埕北油田自1985年投入開發(fā)以來，分A、B兩個平臺生產(chǎn)，共有生產(chǎn)井52口，目前平均單井日產(chǎn)油26.9t/d，累產(chǎn)油879.15×104t，采出程度42.85%，綜合含水率87.1%。利用水驅(qū)特征曲線法、童憲章圖版法和油藏數(shù)值模擬法等方法綜合標定該油田的水驅(qū)可采儲量1 231.10×104t、水驅(qū)采收率60%。該油田油層厚度大、儲層物性好、邊外能量充足，具備北海油田類似的油藏地質(zhì)特征[7-9](見表1)，與國內(nèi)珠江口油田(南海)和大慶薩爾圖油田性質(zhì)相近，表現(xiàn)出很好的開采效果。

圖1　埕北油田區(qū)域位置和油藏分布特征圖

油田Oilfield斯塔特赴約爾德Startdate富爾馬Darfurma古爾法克斯Gul奧塞貝格Ossetiansberg卓根Zhuogen大慶薩爾圖Saertu珠江口Z37Zhujiangkou埕北Chengbei國家Countries美國歐洲歐洲歐洲挪威中國中國中國投入開發(fā)時間Productiontime19791982198619881993196019961985產(chǎn)層深度/mDepthofthereservoir2417301917202120244063223501680凈厚度/總厚度/%Net/totalthickness0.58～0.750.94未知0.5～0.980.5～0.970.3～0.450.750.86產(chǎn)層有效厚度/mReservoireffectivethickness未知137160未知2035～5221～2615.7巖心孔隙度/%Coreporosity22～2715～3019～3720～27平均3222～2619.828.4空氣滲透率/mdAirpermeability10～250010～300020～50001000～35002000～7000145～360018071670

續(xù)表

油田Oilfield斯塔特赴約爾德Startdate富爾馬Darfurma古爾法克斯Gul奧塞貝格Ossetiansberg卓根Zhuogen大慶薩爾圖Saertu珠江口Z37Zhujiangkou埕北Chengbei含油飽和度/%Oilsaturation40～847975～8575～90未知55～7550～8071.9原始地層壓力/MPaOriginalreservoirpressure38.3～40.439.3131～32.528.0716.511.0323.716.6原油黏度/cpCrudeoilviscosity0.360.421.190.430.66～0.828～102.957地質(zhì)儲量/104tGeologicalreserves88200112004740043100197002530003542263.7能量補充方式Energysupplementway注水、混相氣驅(qū) 注水保壓注氣、注水注水氣頂驅(qū)、注水、注聚剛性水驅(qū)剛性水驅(qū)新技術(shù)Newtechnology智能井 分枝水平井智能井4D地震4D地震、水平井等分枝井、水平井最終采收率/%Ultimaterecovery6857617260637060

從國內(nèi)代表性砂巖油藏最終水驅(qū)采收率對比來看，埕北油田采收率高于國內(nèi)油田采收率的平均值(見圖2)。陸地稠油油田一般以打加密調(diào)整井、細分開發(fā)層系以及提高注入水驅(qū)油效率作為保持油田穩(wěn)產(chǎn)的首選措施[10]，而埕北油田立足于一套井網(wǎng)，一套開發(fā)層系，主要靠天然邊水能量開發(fā)，取得了良好的開發(fā)效果。對比類似稠油油藏的含水與采出程度關(guān)系曲線可以看出(見圖3)，埕北油田采出程度逐漸靠近采收率60%曲線，在相同含水率情況下，該油田開采效果優(yōu)于其它油田。

圖2　埕北油田與國內(nèi)代表性油藏水驅(qū)采收率對比圖

圖3　相似稠油油藏的童式圖版對比曲線

3　獲得高采收率地質(zhì)因素剖析

大量開采實踐表明，不同驅(qū)油機理采收率不同，同一驅(qū)油機理不同油田的采收率變化范圍也很大，這是因為影響采收率的因素很多，也很復雜[11]。埕北油田水驅(qū)采收率主要取決于油藏自身的固有性質(zhì)(包括沉積相展布、儲層物性、含油厚度、砂體連通關(guān)系、含油飽和度等)和后期的開發(fā)調(diào)整對策。

3.1 油藏自身條件對高采收率起決定因素

埕北油田物源充足、分流河道規(guī)模大，形成了大套的厚砂體，連片分布的厚砂體、砂體物性好、砂體間的泥質(zhì)夾層不發(fā)育、含油飽和度高、地層能量充足等因素是該油田水驅(qū)采收率高的決定因素。

3.1.1 大套厚砂體連片分布以東二段Ⅱ砂組3小層為例(見圖4)，該小層沉積時期，研究區(qū)物源主要來自南方，分流河道的規(guī)模大，在研究區(qū)的中部到東南部形成了大面積的分流河道沉積，分流河道砂體相互疊加連片，砂體前緣整體推進至CFD21-1-1—CFD21-1-2—海16井一線。在分流河道的前緣和側(cè)緣也分布有大面積的河道漫溢砂體，連片性較好，主力油層東營Ⅱ油組單井平均鉆遇儲層厚度22.2m，平均凈毛比(有效厚度與砂巖厚度的比值)85.9%，這為油氣儲存和聚集提供了巨大儲集空間。

圖4　埕北油田沉積微相分布及砂體展布特征圖

3.1.2 砂體內(nèi)含油飽和度高對于海上油田，習慣上將含油飽和度小于50%的油層定為低含油飽和度油層；將含油飽和度為50%～60%的油層定為中等含油飽和度油層；將含油飽和度大于60%的油層定為高含油飽和度油層[12-13]。根據(jù)實際鉆井巖心分析資料及測井數(shù)字處理結(jié)果，埕北主力油層Ⅱ油組各砂組的原始平均含油飽和度均超過60%，其中2砂組4個小層的含油飽和度均大于65%(見圖5)，屬高含油飽和度油藏。

從成藏機理上分析，埕北油田原始含油飽和度高的主要因素是成藏動力充足(多源供烴、立體輸導、壓差驅(qū)動)，其次是儲層本身的孔隙結(jié)構(gòu)好(大孔粗喉)。

圖5　埕北油田Ⅱ油組各小層含油飽和度對比圖

圖6　埕北油田Ⅱ油組代表小層的原始含油飽和度平面分布圖

3.1.3 微觀孔隙大、喉道粗埕北油田東營組油氣的富集程度與豐富的油源條件和良好的圈閉條件有關(guān)外，還取決于后期的成因作用和微觀孔隙特征。

埕北油田長石的溶蝕往往從碎屑顆粒內(nèi)部開始，長石顆粒內(nèi)的解理縫或雙晶面首先產(chǎn)生機械破裂，形成微裂縫，粒間溶液沿著微裂縫滲透，溶解長石，在某種程度上形成許多粒內(nèi)溶蝕微孔縫。粒內(nèi)溶蝕微孔進一步溶蝕，形成較大的溶蝕孔。有些碎屑顆粒全部被溶解，孔隙的形狀與長石的形態(tài)一致，形成長石鑄?？?；多數(shù)碎屑顆粒沒有完全被溶解，尚有少量殘余，形成殘余長石鑄?？?見圖7A、B)。埕北油田東營組儲層中的長石不穩(wěn)定礦物的溶蝕現(xiàn)象非常普遍，被溶的長石往往具有港灣狀溶蝕邊緣，有的沿解理縫進行溶解，形成齒狀邊緣，有的中部被溶去而形成殘骸，也可見長石溶蝕產(chǎn)生粒內(nèi)孔隙(見圖7C)，絲片狀伊利石附著粒表并充填粒間孔隙顆粒溶蝕，產(chǎn)生粒內(nèi)微孔隙(見圖7D)。

((A) 1200倍， 1698.44m， 顆粒溶蝕Eraindissolution； (B) 1500倍， 1714.87m， 顆粒溶蝕Eraindissolution；(C) 1000倍， 1710.22m， 長石溶蝕Feldspardissolution； (D) 700倍，1711.92m， 長石溶蝕Feldspardissolution)

圖7埕北油田CFD21-1-1井溶蝕作用掃描電鏡特征

Fig.7ThescanningelectronmicroscopycharacteristicsfordissolutioninCFD21-1-1

微觀上：儲層微觀上表現(xiàn)出大孔粗喉特征。根據(jù)研究區(qū)所取樣品(分布在不同區(qū)域、不同深度的16個樣品)的毛管壓力曲線形態(tài)分類，結(jié)合排驅(qū)壓力、最大進汞飽和度、孔喉分布、孔隙度、滲透率等參數(shù)的定性分析，毛管壓力曲線平臺區(qū)寬緩，分選好，優(yōu)勢孔喉半徑分布在16～25μm之間(見圖8)，粗歪度，喉道粗，孔隙大，排驅(qū)壓力低，一般小于0.02MPa，進汞飽和度最大可達90%，孔喉連通性好，物性好。

(1703.98m， 孔隙度30.5%， 滲透率4520×10-3μm21704.3m， 孔隙度30.6%， 滲透率8860×10-3μm2)

從毛管壓力對比曲線看，平均喉道半徑越大，儲層滲透率越大，儲層孔隙度也隨之增加。埕北油田東營組II油組儲層以I類好儲層為主，沉積微相主要為分流河道、河道砂壩，砂粒分選較好，黏土雜基低，砂體厚度大，橫向分布穩(wěn)定，其物性主要為高孔、特高滲儲層。

3.1.4 地層能量充足、水體均勻推進埕北油田天然邊水能量充足，原始地層壓力16.6MPa，飽和壓力15.2MPa，2013年測試的8口井地層壓力平均值16.1MPa，地層壓降小。開發(fā)28年地層總壓降為0.5MPa，平均年壓降0.017MPa(見圖9)。油井52口，內(nèi)部注水井只有4口。油田開采一段時間后，動態(tài)監(jiān)測和分析資料反映出在構(gòu)造高部位一帶形成低壓區(qū)，且低壓區(qū)有逐年擴大的趨勢，為了改善低壓區(qū)的開發(fā)效果，在油田內(nèi)部構(gòu)造中高部位部署了4口注水井，注入水抑制了邊水的內(nèi)侵，多口高含水井含水下降，產(chǎn)油量增加，點狀注水提高了內(nèi)部油井的壓力水平，許多因氣竄長期關(guān)井的油井實施機采而不發(fā)生氣竄，提高了氣頂及周邊油井的產(chǎn)能。以埕北油田的測壓數(shù)據(jù)為依據(jù)，模擬估算東營組油藏水體倍數(shù)為1 300倍，這類水體的邊水能量超大，使埕北油田表現(xiàn)出邊水剛性水壓驅(qū)動的特征，是油田開發(fā)效果最好的一類驅(qū)動類型[14](見圖10)，油層與邊水相連通，驅(qū)動能量主要是邊水的重力作用，開采過程中壓力基本保持不變、氣全部呈溶解狀態(tài)、生產(chǎn)油氣比接近原始溶解油氣比，水驅(qū)采收率最高可超過60%。

圖9　埕北油田歷年基準面靜壓變化圖

埕北油田是一個具有氣頂和邊水的構(gòu)造層狀油藏，水油體積比較大。埕北油田在平面上邊水推進較均勻，沒有邊水突進現(xiàn)象，不同開發(fā)階段其邊水推進速度不同。低含水階段，邊水推進速度較慢，進入中含水階段后，邊水推進速度逐漸加快，油田進入高含水階段后，邊水推進速度進一步加快，油井已全部見水。在縱向上，自下而上邊水推進逐漸減弱，符合正韻律油藏開采特點。

圖10　不同驅(qū)動類型對應的最終采收率

3.2 及時的開發(fā)調(diào)整對策是關(guān)鍵因素

油田在近30年的開發(fā)過程中經(jīng)過了4次大的調(diào)整對策(見表2)：(1)強采邊部區(qū)、穩(wěn)定純油區(qū)、保護氣頂區(qū)；(2)強采邊部，保護氣頂，東西分治，確保穩(wěn)產(chǎn)；(3)充分利用邊水能量，合理利用氣頂能量，在油田內(nèi)部實施點狀注水，進行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整；(4)優(yōu)化注水，調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，挖掘主力油層潛力，增加動用儲量。每次調(diào)整都取得了顯著的效果，包括單井產(chǎn)量上升、月產(chǎn)油量上升、采油速度提高、氣油比上升趨勢得到抑制、綜合含水率變化平緩、地層壓力保持水平好等等。

針對埕北油田不同開發(fā)時期暴露出的問題及時提出調(diào)整建議和措施，為油田的生產(chǎn)管理起到了很好的指導作用。2009年進行了4井次避氣井段補孔及提液措施，其中A20井和A23井補孔提液后的初期日增油都超過50m3/d，增油效果十分顯著(見圖11a)；2007年油田對多口油井進行了有機解堵作業(yè)，通過有機解堵，解除了井底污染，恢復了油井產(chǎn)能，解堵效果明顯(見圖11b)；針對內(nèi)部油井壓降大的問題，在注水措施實施以后，注水井周邊油井壓力回升，油田內(nèi)部低壓區(qū)消失，低壓區(qū)油井氣竄得到控制，東氣頂多年未開的氣竄井已恢復生產(chǎn)，注水井周邊油井產(chǎn)量上升，油田開發(fā)效果得到明顯改善(見圖11c)；2009年實施兩口大泵提液井B4井、B25井，電泵排量分別由250和200m3換到700和600m3，單井日增油40m3/d(見圖11d)，大泵提液成為埕北油田十分重要的常規(guī)增產(chǎn)措施。

表2　埕北油田及時調(diào)整措施及調(diào)整效果分析

圖11　各類開發(fā)調(diào)整措施前后單井日產(chǎn)油量對比效果圖

4　結(jié)論

(1)埕北油田大套厚砂體連片分布、砂體間的泥質(zhì)夾層不發(fā)育、砂體物性好(大孔粗喉)、含油飽和度高、成藏動力充足等因素是水驅(qū)采收率高的決定因素。

(2)充足的剛性水體資源為油田開采提供了巨大能量，針對開發(fā)開發(fā)過程中暴露出的問題及時采取的有機解堵、油井上返、大泵提液、避氣補孔、高部位點狀注水等措施是埕北油田取得高采收率的關(guān)鍵。

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責任編輯徐環(huán)

AnalysisontheMainControllingGeologicalFactorsaboutHighRecoveryinChengbeiOilfield,BohaiGulfBasin

SUYan-Chun

(BohaiOilfieldExplorationandDevelopmentInstitute，TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Chengbeioilfieldinbohaigulfbasinistheordinaryheavyoilreservoirwithgascapandrigidbodies,showingthehighefficientdevelopmentcharacteristicssuchashighoilwellproductivity,highproductionrate.Atpresent,thewaterfloodingrecoverydegreehasreached42.8%,andthewaterfloodingrecoverywillbepredictedmorethan60%.Itisveryimportanttofindthemaincontrollingfactorsaboutoilfieldhighrecoveryratioforguidingthedevelopmentofsimilaroilfieldsinbohaigulfbasin.Onthebasisofevaluatinghighrecoveryefficiency,thecuthorsanalyzedthemaincontrollingfactorsofhighoilrecoveryincludingitsadvantagegeologicalcharacteristicsintheeastIIreservoir,thesizeofedgewaterenergy,themicroscopicseepagefeatures,andthetimelyadjuststrategyfromaimingattheproblemsexposedintheprocessofdevelopment,etc.ThesuccessfulexperienceinChengbeioilfieldcanprovidereferenceandefficientdevelopmenttechnicalguidancefordomesticsimilarreservoirs.

BohaiGulfBasin;ChengbeiOilfield;highrecovery;geologicalfactors;therigidbody

中海石油(中國)有限公司重大科技攻關(guān)項目(CCL2013TJPZSS1521)資助

2015-04-02;

2015-04-30

蘇彥春(1973-)，男，教授級高工。E-mail:suych@cnooc.com.cn

TE132.1

A

1672-5174(2016)08-087-09

10.16441/j.cnki.hdxb.20150120

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