趙云飛

（中科院廣州地球化學(xué)研究所，廣東廣州510000中石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江 大慶163114）

王朋

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠，黑龍江 大慶163114）

鄧彩鳳

（中石油大港油田分公司對外合作項(xiàng)目部，天津300280）

近幾年研究結(jié)果表明，在特高含水開發(fā)期，厚油層內(nèi)由于非均質(zhì)比較嚴(yán)重，現(xiàn)井網(wǎng)對層內(nèi)結(jié)構(gòu)單元控制程度低，造成近1／3的厚度未水洗或弱水洗，存在一定剩余油［1－7］。針對喇嘛甸油田特高含水開發(fā)階段，水驅(qū)地質(zhì)儲量不斷減少、產(chǎn)量遞減加快的局面，為探索水驅(qū)井網(wǎng)加密規(guī)?；跐撌Ｓ嘤偷目尚行?，開展了 “二三結(jié)合”水驅(qū)規(guī)?；跐摤F(xiàn)場試驗(yàn)?！岸Y(jié)合”就是在二類油層三次采油前，先期利用二類油層三次采油加密井網(wǎng)，應(yīng)用層內(nèi)結(jié)構(gòu)單元研究成果，按三次采油層系，對厚油層內(nèi)注采不完善結(jié)構(gòu)單元、單砂層采取選擇性射孔進(jìn)行水驅(qū)挖潛，建立新的驅(qū)動體系，然后在適當(dāng)時機(jī)轉(zhuǎn)入三次采油，達(dá)到改善水驅(qū)階段開發(fā)效果、提高水驅(qū)采收率的目的。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

區(qū)塊位于喇嘛甸油田北塊14＃斷層南部，面積5.0k m2，目的層SⅢ4－10油層 （SⅢ為薩爾圖油層Ⅲ油組），埋藏深度為990～1180 m，可分為5個沉積單元，7個結(jié)構(gòu)單元。試驗(yàn)區(qū)平均單井發(fā)育砂巖厚度8.9 m，有效厚度6.7 m，平均有效滲透率為594μm2。SⅢ4－7為大面積分布的中、低滲透層，有效滲透率為300～500μm2，地質(zhì)儲量233.6×104t；SⅢ8－10為窄長條狀零星分布的低滲透油層，有效滲透率一般小于300μm2，地質(zhì)儲量77.8×104t。試驗(yàn)區(qū)采用150 m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，新鉆注采井204口，其中采油井115口，注入井89口。

從剩余油分布上看，宏觀上，SⅢ4－10油層各結(jié)構(gòu)單元均得到有效動用，加密前綜合含水95.0%，含油飽和度41.0%，采出程度為34.5%。縱向上，剩余油主要分布在上部的SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b結(jié)構(gòu)單元，結(jié)構(gòu)單元上部是層內(nèi)剩余油富集的主要部位。新鉆井SⅢ4－10油層測井解釋資料顯示，SⅢ4－10油層低、未水淹厚度比例合計(jì)為37.1%，中、高水淹厚度比例合計(jì)為62.9%。

按照試驗(yàn)的思路，確定試驗(yàn)開采對象為SⅢ4－10層段內(nèi)原井網(wǎng)條件下注采不完善的結(jié)構(gòu)單元，同時為保證單井產(chǎn)能和完善注采關(guān)系，部分井射開中、高水淹層。預(yù)計(jì)射孔有效厚度3.0 m，試驗(yàn)區(qū)新井投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油3.0t／d，綜合含水90%。

2 “二三結(jié)合”開發(fā)模式設(shè)計(jì)

結(jié)合對二類油層目前動用狀況、剩余油分布規(guī)律、各類砂體發(fā)育特點(diǎn)、井網(wǎng)特點(diǎn)的充分認(rèn)識，按照完善結(jié)構(gòu)單元注采，減緩水驅(qū)遞減；提高油層驅(qū)油效率，采用三采接替，努力增加油田可采儲量”的指導(dǎo)思想，采取 “深化砂體認(rèn)識、細(xì)化層系組合、優(yōu)化井網(wǎng)井距、謀劃接替潛力”的做法，深化了對主體發(fā)育二類油層區(qū)塊層系井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)研究。

2.1 層系組合方式研究

根據(jù)二類油層以河流相沉積為主，具有縱向發(fā)育厚度大，延伸井段長的特點(diǎn)，開發(fā)過程中存在非均質(zhì)嚴(yán)重、一類連通比例低等問題。在充分考慮油層性質(zhì)、有效厚度界限、儲量規(guī)模、滲透率級差、隔層發(fā)育、老井網(wǎng)對應(yīng)調(diào)整工作量、工藝條件等基礎(chǔ)上，將二類油層縱向優(yōu)化細(xì)化6套開發(fā)層系，每套層系有效厚度由14 m優(yōu)化為7 m左右，層間滲透率級差控制在2.5μm2以內(nèi)，地質(zhì)儲量在600×104t以上?？紤]到產(chǎn)量接替，確定首先開發(fā)SⅢ4－10層段。

2.2 井網(wǎng)井距優(yōu)化設(shè)計(jì)

目前開發(fā)井網(wǎng)存在的主要問題是油層內(nèi)結(jié)構(gòu)單元注采完善程度低，注水波及體積小、井網(wǎng)控制程度低。結(jié)合二類油層發(fā)育狀況，兼顧一套井網(wǎng)多次分層段開發(fā)，對二類油層聚驅(qū)井網(wǎng)井距進(jìn)一步優(yōu)化。150 m注采井距下河道砂鉆遇程度較高，可達(dá)到60.0%以上，聚合物驅(qū)控制程度能夠達(dá)到84.9%，比300 m井距提高了12.7% （見圖1）。為此，采用了150 m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。

圖1 試驗(yàn)區(qū)薩Ⅲ4－10油層聚驅(qū)控制程度與井距關(guān)系圖

3 試驗(yàn)區(qū)SⅢ4－10油層建筑結(jié)構(gòu)解剖

試驗(yàn)區(qū)新井完鉆后，利用密井網(wǎng)條件下的測井曲線，按照旋回對比、分級控制、不同相帶區(qū)別對待的總體原則，通過對試驗(yàn)區(qū)內(nèi)薩Ⅲ4－10油層整體解剖系統(tǒng)追蹤對比，將SⅢ4－10層系劃分為5個沉積單元，7個結(jié)構(gòu)單元，發(fā)育砂巖厚度8.9 m，有效厚度6.7 m。各結(jié)構(gòu)單元油層發(fā)育狀況表明，SⅢ4－10油層以厚油層為主，且以上部的SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b、SⅢ6＋7a、SⅢ6＋7b結(jié)構(gòu)單元為主。從不同級別厚度發(fā)育狀況來看，有效厚度≥2.0 m的厚度平均為4.0 m，≥1.0 m的厚度平均為6.1 m，分別占有效厚度的59.7%和91.0%。其中，有效厚度≥2.0 m的厚度在SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b、SⅢ6＋7a、SⅢ6＋7b單元的厚度比例分別達(dá)到了12.5%、20.0%、32.5%和20.0%，SⅢ4－7層段合計(jì)厚度比例為85.0%。

4 試驗(yàn)區(qū)厚油層控水挖潛射孔技術(shù)

試驗(yàn)區(qū)新鉆井共204口，其中采油井115口，注入井89口。按照試驗(yàn)開發(fā)思路，對厚油層內(nèi)注采不完善結(jié)構(gòu)單元、單砂層采取選擇性射孔進(jìn)行水驅(qū)挖潛。根據(jù)結(jié)構(gòu)界面發(fā)育狀況，采取不同方式，建立新的驅(qū)動體系：對發(fā)育穩(wěn)定界面的井，采用普通射孔方式，油水井對應(yīng)射孔，加強(qiáng)注水；對發(fā)育不穩(wěn)定界面的井，采用水力割縫射孔方式；對結(jié)構(gòu)界面不發(fā)育或只有滲透率分級界面的井，預(yù)留一定避射厚度，控制注水強(qiáng)度；對新井網(wǎng)控制不住結(jié)構(gòu)單元，利用老井網(wǎng)完善注采關(guān)系；物性較差、滲透率較低油層，采用壓裂方式投產(chǎn)。將采油井射孔層劃分為4種類型，分別為厚油層內(nèi)部選射、厚油層全部射開（河道砂邊部或透鏡狀砂體）、薄差層和補(bǔ)充射開PⅠ1－2（PⅠ為葡萄花油層Ⅰ油組）油層。

5 效果評價

5.1 試驗(yàn)區(qū)新井投產(chǎn)效果

試驗(yàn)區(qū)采油井投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油4.0t，綜合含水84.5%，好于日產(chǎn)油3.0t，含水90.0%的方案預(yù)測指標(biāo)。投產(chǎn)初期81口注水井，平均注水壓力6.4 MPa，日實(shí)注水2176 m3，平均單井日注水27 m3，注水強(qiáng)度為8.36 m3／ （m·d）。

123口采油井，初期平均單井日產(chǎn)液25.7t 日產(chǎn)油4.0t 含水84.5% 液面576 m 流壓4.08 MPa，其中，61口井達(dá)到或高于方案設(shè)計(jì)產(chǎn)能，占總井?dāng)?shù)的49.6%，平均單井日產(chǎn)液28.3t，日產(chǎn)油6.5t，含水77.0%。62口井單井產(chǎn)油低于設(shè)計(jì)產(chǎn)能，占總井?dāng)?shù)的50.4%，平均單井日產(chǎn)液23.1t，日產(chǎn)油1.5t，含水93.5%；其中，20口井日產(chǎn)油小于1.0t，占總井?dāng)?shù)的16.3%，平均單井日產(chǎn)液17.8t，日產(chǎn)油0.5t，含水97.1%。

從含水指標(biāo)上看，123口井中有74口井初期含水不超過90% （達(dá)到或好于方案設(shè)計(jì)），占總井?dāng)?shù)的60.2%，平均單井日產(chǎn)液19.3t，日產(chǎn)油5.4t，含水72.0%。49口井初期含水＞90%，占總井?dāng)?shù)的39.8%，平均單井日產(chǎn)液35.2t，日產(chǎn)油1.8t，含水94.9%；其中，25口井含水＞95.0%，占總井?dāng)?shù)的20.3%，平均單井日產(chǎn)液35.1t，日產(chǎn)油1.1t，含水96.8%。

試驗(yàn)區(qū)開發(fā)過程中，根據(jù)注采井開發(fā)現(xiàn)狀和暴露出來的不同矛盾，在油水井上進(jìn)行綜合調(diào)整，保持了較高開發(fā)水平。在注入井上，投注初期，能夠進(jìn)行分層的注水井全部進(jìn)行分層注水，平均每個小層的吸水厚度為1.9 m，有效提高了厚油層頂部以及發(fā)育較差部為的注水效率；同時針對隨著開發(fā)時間延長、層內(nèi)縱向竄流造成的10個井組含水偏高狀況，采取周期注水措施，有效提高了低滲透條帶的波及程度，達(dá)到了控水增油的目的；另外，及時進(jìn)行注水方案的跟蹤調(diào)整和措施改造力度，以減緩層間干擾，控制高含水部位吸水量、加強(qiáng)低含水部位吸水量，共實(shí)施減水19個層段、加水64個層段、酸化壓裂改造10口，建立了結(jié)構(gòu)單元間的注采關(guān)系，達(dá)到了提高注水效率、均衡區(qū)塊壓力系統(tǒng)、改善了試驗(yàn)區(qū)開發(fā)效果的目的。在采油井上，以完善結(jié)構(gòu)單元間注采關(guān)系為目標(biāo)，優(yōu)化射孔、積極探索提高采油井開發(fā)效果的有效手段，采取壓裂發(fā)育較差層段29口、補(bǔ)充射開動用狀況相對較差層段24口，實(shí)施層內(nèi)長膠筒封堵特高含水部分和堵補(bǔ)結(jié)合、壓堵結(jié)合13口，有效提高了低含水層段動用狀況、抑制了特高含水層段的產(chǎn)出比例，較好保證了66口措施效果，實(shí)現(xiàn)累積增油4.3×104t?！岸Y(jié)合”試驗(yàn)區(qū)已累積增油22.33×104t，提高采收率5.5%。

5.2 “二三結(jié)合”試驗(yàn)開發(fā)效果

試驗(yàn)區(qū)投產(chǎn)以來先后經(jīng)歷了穩(wěn)產(chǎn)階段、措施挖潛階段、措施鞏固及調(diào)整階段，在生產(chǎn)過程中，針對不同階段的注采開發(fā)特點(diǎn)，強(qiáng)化油水井管理、及時有效跟蹤調(diào)整，保證了試驗(yàn)區(qū)整體開發(fā)效果，達(dá)到了預(yù)期目的。

1）“二三結(jié)合”水驅(qū)挖潛試驗(yàn)的生產(chǎn)水平好于全部射孔區(qū)塊，實(shí)現(xiàn)了一定產(chǎn)能，表明利用該試驗(yàn)挖潛剩余油是可行的。分析采用相同布井方式、SⅢ4－10油層全部射孔的區(qū)塊水驅(qū)生產(chǎn)狀況，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液量56t，日產(chǎn)油2.8t，含水95.0%；與試驗(yàn)區(qū)相比，平均單井日產(chǎn)液高30t，日產(chǎn)油低1.2t，含水高了10.5%。其中，含水不超過90%的井?dāng)?shù)比例低了43.0%，含水超過95%的井?dāng)?shù)比例高了37.5%。

同期注聚區(qū)塊是在原水驅(qū)部位利用聚合物的高粘度將油驅(qū)替出來，該試驗(yàn)是通過水驅(qū)把厚油層頂部未動用或動用差部位的油驅(qū)替出來，而在合適的時機(jī)轉(zhuǎn)為三次采油后又能繼續(xù)利用聚合物驅(qū)替水驅(qū)未采出來的油，提高了可采儲量。可見，“二三結(jié)合”試驗(yàn)是可行的。

2）厚油層選射能夠建立結(jié)構(gòu)單元間驅(qū)動體系。利用厚油層內(nèi)不同界面的滲流遮擋作用，選擇性射開結(jié)構(gòu)單元動用較差部位，能夠形成有效驅(qū)動。示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明，150 m注采井距條件下，平均推進(jìn)速度3.0 m／d，結(jié)構(gòu)單元間注采關(guān)系能夠建立起，形成有效驅(qū)動。

3）“二三結(jié)合 “開發(fā)試驗(yàn)?zāi)苡行p少厚油層內(nèi)低效循環(huán)吸水量和產(chǎn)水量，油層動用狀況得到有效改善、動用程度得到提高。試驗(yàn)區(qū)與相同布井方式、SⅢ4－10油層全部射孔的北北塊一區(qū)相比，平均每天減少可無效循環(huán)產(chǎn)水量4292.7 m3。按照動態(tài)開發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算，截至2009年9月，試驗(yàn)區(qū)累積減少無效循環(huán)產(chǎn)水量174.8×104m3。

試驗(yàn)區(qū)加密前后吸水剖面資料表明，層內(nèi)折算有效厚度吸水比例由加密前的64.28%上升到加密后的93.44%，吸水比例增加了29.16%。在原井網(wǎng)中，動用程度較低的厚油層上部和薄差層的吸水狀況也得到極大改善。主要是因?yàn)樽⑺畬?yīng)采油井射孔，射孔部位多為厚油層上部，從源頭上有效控制了厚油層內(nèi)無效循環(huán)。已累積減少無效部位吸水量201.9×104m3。

4）新老井網(wǎng)相互完善、補(bǔ)充目的層段注采關(guān)系，減緩水驅(qū)產(chǎn)量遞減，有效提高了試驗(yàn)區(qū)的整體開發(fā)效果。新鉆注水井改變了原井網(wǎng)老注水井的注采方向，對其形成了新的驅(qū)替方向，形成新流場，有利于老油井挖潛原井網(wǎng)中動用差部位的剩余油，改善了試驗(yàn)區(qū)原井網(wǎng)未封堵老采油井的開發(fā)效果，并與新鉆井互相彌補(bǔ)，有效完善了砂體注采關(guān)系，提高了試驗(yàn)區(qū)整體開發(fā)效果。試驗(yàn)區(qū)采油速度比試驗(yàn)前提高0.9個百分點(diǎn)，綜合含水比試驗(yàn)前低了3.5%，未封堵老油井產(chǎn)量遞減幅度減緩3.9%，含水上升速度減慢0.14%。

5）“二三結(jié)合”開發(fā)模式能夠有效挖潛剩余油，采收率提高4%～5%以上。喇嘛甸油田 “二三結(jié)合”試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬研究成果表明，“二三結(jié)合”試驗(yàn)方式提高采收率5.1%。其中，井網(wǎng)加密部分提高2.82%，選擇性射開部分提高2.28%。與不進(jìn)行 “二三結(jié)合”試驗(yàn)、直接聚驅(qū)開發(fā)相比，多提高采收率2.0%。應(yīng)用丙型特征曲線預(yù)算，與加密前相比，加密后多動用可采儲量17.98×104t，最終提高采收率4.4%，取得較好的增儲效果。

6 結(jié)論

1）利用二類油層三次采油加密井網(wǎng)，先期選擇性射孔進(jìn)行水驅(qū)挖潛能達(dá)到較好的開發(fā)效果，“二三結(jié)合”開發(fā)模式是可行的。

2）“二三結(jié)合”開發(fā)模式能有效減少厚油層內(nèi)無效注采循環(huán)、增加可采儲量、提高采收率。與不進(jìn)行 “二三結(jié)合”試驗(yàn)、直接聚驅(qū)開發(fā)相比，多提高采收率2.0%。

3）“二三結(jié)合”開發(fā)能夠提高水驅(qū)區(qū)塊整體開發(fā)效果，減緩水驅(qū)產(chǎn)量遞減及含水上升速度。

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