任文佳（中石油大慶油田有限責任公司第二采油廠油田管理部，黑龍江 大慶 163414）

薩南油田A區(qū)塊位于薩爾圖構造軸部，傾角6～30°，斷層極其發(fā)育，形成多個斷塊區(qū)。斷塊區(qū)具有以下地質特點：構造復雜，次一級斷塊多而小；斷層數量多，延伸距離長；斷層走向變化大；斷塊內油水井鉆遇斷點多，斷失層位多，斷層空間展布難以確定。編制布井方案時，根據當時掌握的構造資料，采用五點法面積井網進行布井，形成了完善的注采系統(tǒng)。新井完鉆后應用構造建模技術，對斷層進行了重新認識，斷層空間展布發(fā)生明顯變化，在構造軸部形成了斷塊區(qū)，造成注采系統(tǒng)不完善，影響區(qū)塊開發(fā)效果［1－3］。為此，筆者開展復雜斷塊條件下注采系統(tǒng)的調整方法研究。

1 A區(qū)塊斷塊復雜區(qū)域開發(fā)存在的主要問題

1.1 連通狀況差，注入壓力上升快，注入差井數比例高

斷塊區(qū)注入壓力上升幅度超過區(qū)塊平均水平12.5%。壓力升幅大的井主要集中在面積較小的斷塊內，其中注入壓力距破裂壓力小于1MPa的井數比例達到86.9%，明顯高于相同注入PV（孔隙體積倍數）下其他區(qū)塊。

1.2 注入剖面未得到明顯調整

對比12口具有連續(xù)吸水剖面資料的注入井，注聚前后剖面未得到明顯調整，主力油層中發(fā)育較好的B1、B2沉積單元的吸水厚度比例僅增加1.2%，注聚后期油層動用狀況進一步變差。主力油層B的3個沉積單元吸水厚度比例下降3.53%。

1.3 注采不平衡狀況突出

各斷塊注采井數比一般小于1，并且注采對應關系不協調，注采不平衡狀況突出。統(tǒng)計各斷塊月度注采比，水驅階段月度注采比在0.8～1.06，注聚后逐步降低，各斷塊保持在0.7～0.9。M斷塊2口采出井無連通注入井，長期有采無注。

2 構造模型的建立及對斷層的再認識

根據斷塊區(qū)及附近的新、老油水井的斷點數據，建立每一條斷層的數據庫文件，以及油水井井位坐標和各油層組的頂部海拔深度數據［1］。在Petrel構造模型建立前，認為斷塊區(qū)發(fā)育2組斷層，主要是北西向斷層對油水運動形成較大阻礙，南部的2條次一級的小斷層影響不大，因此，在編制聚合物驅布井方案時進行均勻布井。斷塊區(qū)進行構造再認識后，根據建立Petrel構造模型，確定共發(fā)育9條正斷層，分為2組，其中北西向斷層斷距大、延伸距離長，控制了斷塊區(qū)的主體形態(tài)；北東向斷層屬于次一級斷層，斷層走向與北西向斷層近于垂直，平面上呈雁行狀排列，斷層將該地區(qū)切割成8個小斷塊（見圖1）。與原有的構造認識比較，新增斷層2條，4條斷層的延伸長度發(fā)生了明顯變化。

依據可視化的構造模型，可以判斷斷塊內油水井連通狀況。由于區(qū)塊模型在三維窗口中可任意翻轉或切開，可在任意方向上得到不同比例的構造剖面圖，能夠直觀地觀察到注采系統(tǒng)調整目的層的斷失部位以及各井之間的連通關系。確定了油水井之間的連通關系后，可選擇井況完好的井，進行聚驅井利用，為綜合調整打下基礎［2］。

3 聚驅綜合調整原則和措施

3.1 綜合調整原則

綜合調整要遵循以下原則：①根據斷塊區(qū)特點，結合油層發(fā)育狀況，逐一斷塊完善聚驅井單砂體注采關系，提高儲量動用程度；②根據聚合物驅階段性強的特點，充分利用水驅低產低效井，縮小注采井距，增加采出井受效方向；③對于聚驅注采系統(tǒng)相對完善的斷塊，以增加靠近斷層采出井受效方向為目的進行水驅井轉注；④對于注采關系不協調、注入困難的斷塊，利用水驅井縮小注采井距，建立相對完善的聚驅注采系統(tǒng)；⑤根據油層發(fā)育狀況及物性參數，確定合理的聚合物分子量及注入濃度、黏度等注入參數；⑥配套實施分注、注采參數調整、增產增注等聚驅綜合調整技術，改善聚驅開發(fā)效果［3］。

3.2 斷塊區(qū)聚驅綜合調整的具體做法

1）對于有采無注型，增加注入井點。該類型多集中在斷層附近，一般以油井封邊，由于長期缺乏供液來源，造成油井產液量低、沉沒度低。因此，油井的采出程度及采收率的提高幅度均很低。

2）對于有注無采型（一般可細分為2種情況：一種是注入井與采出井不連通；一種是注入井與采出井連通差，造成注入井注聚后壓力高，注入狀況差，采出井在聚驅階段開發(fā)效果差），將與注入井在同一河道砂體沉積、并且位于斷層附近的采出井補開，或者注入井轉為采出井，充分挖掘斷層附近的剩余油。

圖1 斷塊區(qū)構造模型建立前后斷層平面圖

3）縮小注采井距、增加受效方向［4］。在斷塊區(qū)內，井網井距不規(guī)則，一般是注入井周圍采出井點少并且距離較遠，存在注采井距偏大的問題。由于聚驅過程中，驅替相的黏度較高、流體滲流阻力增加、壓力傳導能力下降，隨著注采井距逐步增加，縱向上高滲透率油層的聚驅控制程度下降幅度較小，低滲透率油層將由于驅替壓力梯度逐步降低而難以動用，聚驅控制程度下降幅度大，使整體上的聚驅控制程度降低。在動態(tài)變化上，會出現井距較大的采出井在水驅條件下能夠正常生產，但在注聚后出現嚴重供液不足的現象。因此，充分利用水驅低產低效井補孔，不但縮小了注采井距，而且增加了出油井點。調整后，聚驅控制程度由36.3%提高到44.9%，提高8.5%，多向聚驅控制程度明顯增加，兩相及以上聚驅控制程度增加了10.8%。

4 斷塊區(qū)綜合調整效果

1）斷塊區(qū)注入速度大幅度提高，注入狀況得到改善。調整后注入速度提高0.0699PV/a，超過規(guī)劃要求0.0285PV/a。

2）斷塊區(qū)原有注入井注入狀況得到改善。一是注入壓力大幅度下降，注入量穩(wěn)定增加。23口注入井調整前注入壓力12.38MPa，日注入量2081m3，補孔后注入壓力下降到12.12MPa，日注入量上升到2309m3。二是注入剖面有所改善，薄差油層動用程度增加。全井吸水有效厚度由29.1m增加到37m，增加7.9m，吸水有效厚度比例由60.1%提高到76.4%，提高16.3%。

3）斷塊區(qū)采出井增油效果顯著。斷塊區(qū)采出井補孔后，日產液量穩(wěn)步增加，由補孔前的2223t上升到補孔后的2804t，注聚后，日產液量進一步上升，與補孔前對比，上升幅度達到53.26%。

注聚后，為促進采出井及早見效，優(yōu)選33口采出井實施壓裂。其中原井網采出井20口，補孔井13口，措施后取得較好的效果，初期日增液1704t，日增油382.2t，綜合含水下降3.46%。

注采系統(tǒng)調整后，采出井數由調整前的41口增加到61口，2007年11月，見效井數已由調整前的28口增加到49口，見效井比例由68.3%提高到80.3%，提高了12%。斷塊區(qū)補孔后到目前，累積增油42.3×104t，與不進行調整的預測結果比較，增油17.12×104t，采收率提高3.78%，取得了較好的經濟效益。

5 結論

1）通過逐一斷塊完善單砂體注采關系，實現了水驅低產低效井的綜合利用，提高了斷塊區(qū)的儲量動用程度。

2）斷塊區(qū)綜合調整后，聚驅控制程度由36.3%提高到44.9%，提高8.5%，多向聚驅控制程度明顯增加，兩相及以上聚驅控制程度增加了10.8%。

3）根據斷塊區(qū)聚驅注采系統(tǒng)調整結果，經過數值模擬跟蹤擬合，確定調整后多增油17.12×104t。與不進行調整的預測結果比較，采收率提高3.78% 。

［1］姜繼水，宋吉水.提高石油采收率技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［2］牛金剛.大慶油田聚合物驅提高采收率技術的實踐與認識 ［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2004，23（5）：91-93.

［3］王德民，程杰成，吳軍政，等.聚合物驅油技術在大慶油田的應用 ［J］.石油學報，2005，26（1）：74-78.

［4］冉啟佑.剩余油研究現狀與發(fā)展趨勢 ［J］.油氣地質與采收率，2003，10（5）：49-51.

［編輯］ 洪云飛