樊萍
中国石化中原油田分公司文留采油厂地质研究所 河南 濮阳 457001
摘要：北布扎奇油田属于哈萨克斯坦境内的亿吨级大型砂岩油田，为中石油海外市场中亚地区主力生产区块之一。海外项目以快速收回成本、降低投资风险为首要经营目标，油田开发初期注水工作相比产能建设滞后，致使注采系统严重失衡，油藏能量补充不足，地层压力迅速降低，原油脱气十分严重，油水黏度比逐年变大，注水开发“层间、层内、平面”三大矛盾尤为突出，剩余油分布高度零散差异富集。为扭转注水开发老油田高含水、低采出程度、低效水驱开发的不利局势，确保砂岩老油田持续合理高效开发，本课题针对高含水砂岩稠油油藏注水开发技术特点，运用综合分析方法对注水稠油油藏开发中后期剩余油分布特征开展系统攻关，为海外中亚哈萨克斯坦高含水砂岩老油田二次开发综合调整的成功提供可靠依据和有力技术支撑。
关键词：高含水；砂岩；剩余油
引言
A油田为受构造控制的块状油气藏，多年来以精细调整为基础，结合动静态资料，不断提高调整精度，油田取得了较好的阶段开发效果。但随着开发时间的延长，控含水、控递减的难度逐渐加大，低效无效循环不断加剧。为更好地改善特高含水阶段老油田水驱开发状况，切实降低油田能耗，根据A油田单砂体的连通关系，认真梳理开发中的薄弱环节，量化了油田开采中注水结构及产液结构调整的技术标准，降低无效注水，提高注水效率。
1油田概况
哈萨克斯坦北布扎奇油田位于里海东北岸的布扎奇半岛西北端，构造位于乌斯丘尔特盆地西部，属于乌斯丘尔特盆地西部，工区面积125.8km2，含油层位为白垩系和侏罗系地层，属于高孔高渗边底水普通稠油砂岩油藏。油田1996年正式投入开发，2005年进入快速上产阶段，2006年转注水开发。截止到2018年12月，油田有采油井1109口，注水井386口，平均单井日产油3.9t/d，综合含水率93%，采出程度8.6%。油田已进入高含水低效开发阶段，受储层非均质性和原油黏度影响，注水开发平面波及方向性强，井间水窜现象严重，高含水老油田二次开发综合调整剩余油分布研究已刻不容缓。
2当前低渗透油田开发特点
低渗透油田开发的基本特点为注水压力过高、油井供液太低，产量递减性大，采油速度太低。那么基于不太理想的低渗透油田增产增注效果下，势必要借助一切提升注水压力的措施来提高低渗透油田的注水量以及注采压差。因为只有具备较高的高压注水能才能从根本上加大其注水量，才能进一步改善其注水量过低以及生产井产液量下降的问题。有关数据证明低渗透油田开采中其注水井套管的损坏率比油井损坏率还高。那么注水压力就需要控制好，不能太大，至少要控制在地层破裂压力范围内。但是实际的低渗透油田开采中的注水压力早已经超出地层破裂压力。就此可以看出油田注水情况以及低渗透油田开采的形式非常严峻，所以需要整合改造以及开发压裂，即通过对油水井对应压裂、油井压裂或者进行增注措施。那么采用何种开采方式，就需要结合实际的开发方案要求来进行区块链设计与改造。
3剩余油分布特征
通过上述综合分析方法对高含水砂岩老油田剩余油分布进行研究，认为北布扎奇油田注水开发现阶段剩余油分布具有以下特征[6‐9]：（1）平面分布特征。水驱控制程度较高区域，沉积相以水下分支流河道和河道间为主，储层物性好，水驱动用程度高，水淹严重，个别注采井间存在舌状突进现象；油水井分布较少区域，水驱控制程度较低，剩余油相对富集；油藏边部油水过渡带附近直井开发难动用，剩余油潜力较大。（2）纵向分布特征。受储层非均质性影响，层间、层内矛盾突出，注入水易形成单层突进，致使纵向吸水动用差异较大。
由数值模拟和动态分析结果可知，层间、层内储层物性好，油层厚度大的主力层优先吸水排液，形成油水运动通道，表现为水淹程度相对较高，剩余油饱和度较低；注水开发采出程度不断提高，油藏边底水持续侵入，多造成油藏底部及边水发育生产层位强水淹，剩余油饱和度低。
4高含水砂岩老油田剩余油综合开发实践
4.1评价储层等级，分层次滚动开发
即低渗透油田开发过程中一定要结合低渗透油田的渗流特点，并基于区域勘探摸清储量规模下进一步探测多种数据，如区块链下的油田储层平面展开规律、构造机构、沉淀微相，平面含油量、垂向上油水界面等，只有做好区块链油田的等级划分，才能进一步划分出具备较强储层渗流能力、储量丰度比较高的区域油田，优选富集区块。即便我国当前的渗透油田含油面积非常大，但是并没有足够的油层厚度，导致单位面积内的油田储量比较少。基于此，相关的探测人员就需要借助三维地震以及钻探试油资料，进一步描述其油藏，进一步勘测岩石发育区带，掌握好其中的油田渗流变化规律，就能首要投入并开发其发育、储量丰度比较高的有利区块，以此来提高低渗透油田开发的经济利益以及开发规模。
4.2加强周期注水的现场管理
在油田开发工程中合理的运用周期注水，可以有效地提高油田开发的质量，所以在实际应用阶段必须重视周期注水现场的管理工作。对于周期注水技术来说，其设备的性能直接关系到终技术的实际效果，所以工作人员要加强对相关设备的管理。在进行实际的周期注水操作的时候，工作人员要保证相关设备的性能正常，技术人员在使用相关设备的时候，要保证操作的规范性，并且应当提前防护管理工作。保证周期注水技术的规范操作，可以保证油田工程的安全性，一旦由于周期注水技术的操作不当，而导致油田发生事故，将对周期注水的后期工作产生较大的影响，严重的时候会威胁到工作人员的生命安全和油田企业的经济效益。其次需要确定连续注水转周期注水的时间，好将其设定在转为周期注水之后，从而有效地提高油田开发的效果。
4.3解决储层临界压差对水井出砂的影响
储层内压力上升或下降速度超过储层内临界压力差时，储层内支撑结构就会损坏，引起储层出砂甚至坍塌，造成升压过快，主要发生在长期停注的井或是作业后恢复注水的井，采取注入量递进的方法，缓慢增压，通过2~3个工作日，慢慢将注入量提升到配注要求，这样就解决了储层因升压过快而造成支撑结构损坏的难题。直接关井也是造成储层出砂的原因之一，这是因为直接关井后，井底压力波动较大，超出了断块临界出砂值，造成出砂。如曹31断，关井5个小时内，井底压力从46.98MPa下降到32.9MPa，压降速度2.8MPa/h，超过了曹31断块临界出砂压差1.08MPa，压差过大，造成地层出砂。针对直接关井易造成井底压力波动的问题，采取了“柔和调水”关井的策略：关井前，根据断块临界出砂压差值，逐步调小井口压力和水量，使井底压力缓慢下降，平稳关井。
结束语
综上所述，在剩余油分布研究中，采用的物质平衡法、测井综合解释、动态综合分析、优势通道识别、精细数值模拟等研究方法对于探索出一套解决高含水砂岩老油田剩余油综合分析的有效方法具有普遍指导意义，为老油田注水二次开发调整提供可靠依据和有利技术支撑。
参考文献
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