渤海湾盆地埕北油田高采收率主控地质因素剖析*

苏彦春

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津 300452)



渤海湾盆地埕北油田高采收率主控地质因素剖析*

苏彦春

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津 300452)

渤海湾盆地埕北油田为带有气顶和刚性水体的普通稠油油藏，表现出油井产能高、采油速度高、开发生产平缓等高效开发特点，目前水驱采出程度已达到42.8%，预测最终水驱技术采收率将超过60%，搞清该油田高采收率的主控因素对指导渤海湾盆地类似油田的开发具有重要意义。在对埕北油田高采收率评价的基础上，从该油田东二段油藏自身的优势地质特点、边部水体能量大小、储层微观渗流特性以及针对开发过程中暴露出的问题采取的及时调整对策等方面剖析了取得高采收率的主控原因。该油田开采的成功经验可为国内同类型油藏高效开发提供借鉴和技术指导。

渤海湾盆地；埕北油田；高采收率；地质因素；刚性水体

引用格式：苏彦春.渤海湾盆地埕北油田高采收率主控地质因素剖析[J]. 中国海洋大学学报(自然科学版), 2016, 46(8): 87-95.

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

中国已开发油田超过90%的储层属陆相沉积，而国外多以海相沉积为主[1]，中国陆相沉积油田多体现出砂泥交互沉积的特征，平面上和纵向上非均质性严重，根据我国256个水驱开发油藏的统计资料，注水纯砂岩油藏的平均采收率为35.5%[2]，而埕北油田是渤海石油公司勘探发现并与外国石油公司合作开发的第一个海上油田[3]，也是目前渤海海域已开发油田中开发效果最好的油田之一[4]，预测最终水驱采收率将超过60%。为了继续保持该油田的高效开发开采，从油藏沉积相展布、储层物性、含油厚度、砂体连通关系、含油饱和度等因素入手，寻找取得高采收率的原因，明确影响高采收率的主控地质因素。这对埕北油田开发过程中制定有针对性的调整挖潜措施具有重要的指导意义。

1　地质基本特征

埕北油田位于渤海西部海域，油田范围内平均水深16.0m。区域构造上，埕北油田位于埕北低凸起的西端，西-南边界紧靠埕北凹陷，北面与沙南凹陷相邻，是在中生界潜山基底上形成的披覆背斜构造(见图1)，油层发育于古近系东营组上段和新近系馆陶组[5]。主力油层东营组二段为辫状河三角洲沉积体系，边底水能量充足，油藏埋深1680m，原始地层压力16.6MPa，地层温度67℃，平均孔隙度28.8%，平均渗透率1670.0×10-3μm2，孔隙连通性好，具有高孔、高渗的油藏特征[6]。埕北油田原油具有密度大(0.883g/cm3)、黏度高(地层原油黏度57.0mPa·s)、气油比低(38m3/m3)的特点，具有统一的油、气、水界面，属于有气顶和边水的层状砂岩油藏。

2　地质储量采收率评价

埕北油田自1985年投入开发以来，分A、B两个平台生产，共有生产井52口，目前平均单井日产油26.9t/d，累产油879.15×104t，采出程度42.85%，综合含水率87.1%。利用水驱特征曲线法、童宪章图版法和油藏数值模拟法等方法综合标定该油田的水驱可采储量1 231.10×104t、水驱采收率60%。该油田油层厚度大、储层物性好、边外能量充足，具备北海油田类似的油藏地质特征[7-9](见表1)，与国内珠江口油田(南海)和大庆萨尔图油田性质相近，表现出很好的开采效果。

图1　埕北油田区域位置和油藏分布特征图

油田Oilfield斯塔特赴约尔德Startdate富尔马Darfurma古尔法克斯Gul奥塞贝格Ossetiansberg卓根Zhuogen大庆萨尔图Saertu珠江口Z37Zhujiangkou埕北Chengbei国家Countries美国欧洲欧洲欧洲挪威中国中国中国投入开发时间Productiontime19791982198619881993196019961985产层深度/mDepthofthereservoir2417301917202120244063223501680净厚度/总厚度/%Net/totalthickness0.58～0.750.94未知0.5～0.980.5～0.970.3～0.450.750.86产层有效厚度/mReservoireffectivethickness未知137160未知2035～5221～2615.7岩心孔隙度/%Coreporosity22～2715～3019～3720～27平均3222～2619.828.4空气渗透率/mdAirpermeability10～250010～300020～50001000～35002000～7000145～360018071670

续表

油田Oilfield斯塔特赴约尔德Startdate富尔马Darfurma古尔法克斯Gul奥塞贝格Ossetiansberg卓根Zhuogen大庆萨尔图Saertu珠江口Z37Zhujiangkou埕北Chengbei含油饱和度/%Oilsaturation40～847975～8575～90未知55～7550～8071.9原始地层压力/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地质储量/104tGeologicalreserves88200112004740043100197002530003542263.7能量补充方式Energysupplementway注水、混相气驱 注水保压注气、注水注水气顶驱、注水、注聚刚性水驱刚性水驱新技术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、水平井最终采收率/%Ultimaterecovery6857617260637060

从国内代表性砂岩油藏最终水驱采收率对比来看，埕北油田采收率高于国内油田采收率的平均值(见图2)。陆地稠油油田一般以打加密调整井、细分开发层系以及提高注入水驱油效率作为保持油田稳产的首选措施[10]，而埕北油田立足于一套井网，一套开发层系，主要靠天然边水能量开发，取得了良好的开发效果。对比类似稠油油藏的含水与采出程度关系曲线可以看出(见图3)，埕北油田采出程度逐渐靠近采收率60%曲线，在相同含水率情况下，该油田开采效果优于其它油田。

图2　埕北油田与国内代表性油藏水驱采收率对比图

图3　相似稠油油藏的童式图版对比曲线

3　获得高采收率地质因素剖析

大量开采实践表明，不同驱油机理采收率不同，同一驱油机理不同油田的采收率变化范围也很大，这是因为影响采收率的因素很多，也很复杂[11]。埕北油田水驱采收率主要取决于油藏自身的固有性质(包括沉积相展布、储层物性、含油厚度、砂体连通关系、含油饱和度等)和后期的开发调整对策。

3.1 油藏自身条件对高采收率起决定因素

埕北油田物源充足、分流河道规模大，形成了大套的厚砂体，连片分布的厚砂体、砂体物性好、砂体间的泥质夹层不发育、含油饱和度高、地层能量充足等因素是该油田水驱采收率高的决定因素。

3.1.1 大套厚砂体连片分布以东二段Ⅱ砂组3小层为例(见图4)，该小层沉积时期，研究区物源主要来自南方，分流河道的规模大，在研究区的中部到东南部形成了大面积的分流河道沉积，分流河道砂体相互叠加连片，砂体前缘整体推进至CFD21-1-1—CFD21-1-2—海16井一线。在分流河道的前缘和侧缘也分布有大面积的河道漫溢砂体，连片性较好，主力油层东营Ⅱ油组单井平均钻遇储层厚度22.2m，平均净毛比(有效厚度与砂岩厚度的比值)85.9%，这为油气储存和聚集提供了巨大储集空间。

图4　埕北油田沉积微相分布及砂体展布特征图

3.1.2 砂体内含油饱和度高对于海上油田，习惯上将含油饱和度小于50%的油层定为低含油饱和度油层；将含油饱和度为50%～60%的油层定为中等含油饱和度油层；将含油饱和度大于60%的油层定为高含油饱和度油层[12-13]。根据实际钻井岩心分析资料及测井数字处理结果，埕北主力油层Ⅱ油组各砂组的原始平均含油饱和度均超过60%，其中2砂组4个小层的含油饱和度均大于65%(见图5)，属高含油饱和度油藏。

从成藏机理上分析，埕北油田原始含油饱和度高的主要因素是成藏动力充足(多源供烃、立体输导、压差驱动)，其次是储层本身的孔隙结构好(大孔粗喉)。

图5　埕北油田Ⅱ油组各小层含油饱和度对比图

图6　埕北油田Ⅱ油组代表小层的原始含油饱和度平面分布图

3.1.3 微观孔隙大、喉道粗埕北油田东营组油气的富集程度与丰富的油源条件和良好的圈闭条件有关外，还取决于后期的成因作用和微观孔隙特征。

埕北油田长石的溶蚀往往从碎屑颗粒内部开始，长石颗粒内的解理缝或双晶面首先产生机械破裂，形成微裂缝，粒间溶液沿着微裂缝渗透，溶解长石，在某种程度上形成许多粒内溶蚀微孔缝。粒内溶蚀微孔进一步溶蚀，形成较大的溶蚀孔。有些碎屑颗粒全部被溶解，孔隙的形状与长石的形态一致，形成长石铸模孔；多数碎屑颗粒没有完全被溶解，尚有少量残余，形成残余长石铸模孔(见图7A、B)。埕北油田东营组储层中的长石不稳定矿物的溶蚀现象非常普遍，被溶的长石往往具有港湾状溶蚀边缘，有的沿解理缝进行溶解，形成齿状边缘，有的中部被溶去而形成残骸，也可见长石溶蚀产生粒内孔隙(见图7C)，丝片状伊利石附着粒表并充填粒间孔隙颗粒溶蚀，产生粒内微孔隙(见图7D)。

((A) 1200倍， 1698.44m， 颗粒溶蚀Eraindissolution； (B) 1500倍， 1714.87m， 颗粒溶蚀Eraindissolution；(C) 1000倍， 1710.22m， 长石溶蚀Feldspardissolution； (D) 700倍，1711.92m， 长石溶蚀Feldspardissolution)

图7埕北油田CFD21-1-1井溶蚀作用扫描电镜特征

Fig.7ThescanningelectronmicroscopycharacteristicsfordissolutioninCFD21-1-1

微观上：储层微观上表现出大孔粗喉特征。根据研究区所取样品(分布在不同区域、不同深度的16个样品)的毛管压力曲线形态分类，结合排驱压力、最大进汞饱和度、孔喉分布、孔隙度、渗透率等参数的定性分析，毛管压力曲线平台区宽缓，分选好，优势孔喉半径分布在16～25μm之间(见图8)，粗歪度，喉道粗，孔隙大，排驱压力低，一般小于0.02MPa，进汞饱和度最大可达90%，孔喉连通性好，物性好。

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

从毛管压力对比曲线看，平均喉道半径越大，储层渗透率越大，储层孔隙度也随之增加。埕北油田东营组II油组储层以I类好储层为主，沉积微相主要为分流河道、河道砂坝，砂粒分选较好，黏土杂基低，砂体厚度大，横向分布稳定，其物性主要为高孔、特高渗储层。

3.1.4 地层能量充足、水体均匀推进埕北油田天然边水能量充足，原始地层压力16.6MPa，饱和压力15.2MPa，2013年测试的8口井地层压力平均值16.1MPa，地层压降小。开发28年地层总压降为0.5MPa，平均年压降0.017MPa(见图9)。油井52口，内部注水井只有4口。油田开采一段时间后，动态监测和分析资料反映出在构造高部位一带形成低压区，且低压区有逐年扩大的趋势，为了改善低压区的开发效果，在油田内部构造中高部位部署了4口注水井，注入水抑制了边水的内侵，多口高含水井含水下降，产油量增加，点状注水提高了内部油井的压力水平，许多因气窜长期关井的油井实施机采而不发生气窜，提高了气顶及周边油井的产能。以埕北油田的测压数据为依据，模拟估算东营组油藏水体倍数为1 300倍，这类水体的边水能量超大，使埕北油田表现出边水刚性水压驱动的特征，是油田开发效果最好的一类驱动类型[14](见图10)，油层与边水相连通，驱动能量主要是边水的重力作用，开采过程中压力基本保持不变、气全部呈溶解状态、生产油气比接近原始溶解油气比，水驱采收率最高可超过60%。

图9　埕北油田历年基准面静压变化图

埕北油田是一个具有气顶和边水的构造层状油藏，水油体积比较大。埕北油田在平面上边水推进较均匀，没有边水突进现象，不同开发阶段其边水推进速度不同。低含水阶段，边水推进速度较慢，进入中含水阶段后，边水推进速度逐渐加快，油田进入高含水阶段后，边水推进速度进一步加快，油井已全部见水。在纵向上，自下而上边水推进逐渐减弱，符合正韵律油藏开采特点。

图10　不同驱动类型对应的最终采收率

3.2 及时的开发调整对策是关键因素

油田在近30年的开发过程中经过了4次大的调整对策(见表2)：(1)强采边部区、稳定纯油区、保护气顶区；(2)强采边部，保护气顶，东西分治，确保稳产；(3)充分利用边水能量，合理利用气顶能量，在油田内部实施点状注水，进行产液结构调整；(4)优化注水，调整产液结构，挖掘主力油层潜力，增加动用储量。每次调整都取得了显著的效果，包括单井产量上升、月产油量上升、采油速度提高、气油比上升趋势得到抑制、综合含水率变化平缓、地层压力保持水平好等等。

针对埕北油田不同开发时期暴露出的问题及时提出调整建议和措施，为油田的生产管理起到了很好的指导作用。2009年进行了4井次避气井段补孔及提液措施，其中A20井和A23井补孔提液后的初期日增油都超过50m3/d，增油效果十分显著(见图11a)；2007年油田对多口油井进行了有机解堵作业，通过有机解堵，解除了井底污染，恢复了油井产能，解堵效果明显(见图11b)；针对内部油井压降大的问题，在注水措施实施以后，注水井周边油井压力回升，油田内部低压区消失，低压区油井气窜得到控制，东气顶多年未开的气窜井已恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田开发效果得到明显改善(见图11c)；2009年实施两口大泵提液井B4井、B25井，电泵排量分别由250和200m3换到700和600m3，单井日增油40m3/d(见图11d)，大泵提液成为埕北油田十分重要的常规增产措施。

表2　埕北油田及时调整措施及调整效果分析

图11　各类开发调整措施前后单井日产油量对比效果图

4　结论

(1)埕北油田大套厚砂体连片分布、砂体间的泥质夹层不发育、砂体物性好(大孔粗喉)、含油饱和度高、成藏动力充足等因素是水驱采收率高的决定因素。

(2)充足的刚性水体资源为油田开采提供了巨大能量，针对开发开发过程中暴露出的问题及时采取的有机解堵、油井上返、大泵提液、避气补孔、高部位点状注水等措施是埕北油田取得高采收率的关键。

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责任编辑徐环

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(中国)有限公司重大科技攻关项目(CCL2013TJPZSS1521)资助

2015-04-02;

2015-04-30

苏彦春(1973-)，男，教授级高工。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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