王勇

(中石油大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部開發(fā)技術中心，內(nèi)蒙古 呼倫貝爾 021008)

1 油田概況

海拉爾盆地是松遼盆地邊緣的含油氣盆地，海拉爾油田位于該盆地貝爾斷陷中部的蘇德爾特構造帶上，是近年來大慶油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)的主力[1]。海拉爾油田主力儲層為布達特和興安嶺，其中布達特為低孔、低滲儲層，興安嶺屬于中孔、低滲儲層[2]。自2002年開始采用勘探開發(fā)一體化滾動開發(fā)以來，油田產(chǎn)量遞減率和含水率上升速度逐年增加且控制效果不明顯[3～5]，2009年至2015年油田逐步由上產(chǎn)階段轉到開發(fā)調整階段，截止到2015年底，共投入開發(fā)6個油田，動用地質儲量1.57×108t，含油面積125km2，投產(chǎn)油井1185口，注水井463口，累計建成產(chǎn)能126.97×104t，實現(xiàn)了原油連續(xù)5年穩(wěn)產(chǎn)50.0×104t。通過不斷深化地質研究和精細油藏描述，認為該油田為典型的復雜小斷塊油藏，主要地質特征如下：

1)油田斷層多、構造破碎，平均發(fā)育斷層4.5條/km2，斷距30～200m；受斷層切割影響單個油藏規(guī)模較小，斷塊含油面積主要以0.54～1.46km2為主。

2)油田發(fā)育湖岸沉積和深湖-半深湖兩大沉積體系。其中，海拉爾盆地緩坡帶發(fā)育湖岸沉積體系，以扇三角洲、辮狀河三角洲沉積為主；陡坡帶發(fā)育深湖-半深湖體系，以近岸水下扇、深水濁積扇、湖底扇沉積為主。

3)縱向上自下而上發(fā)育4套含油層系，大多數(shù)油藏為2套及以上油層疊合發(fā)育，層間差異較大。各套油層頂部均存在不同程度剝蝕，不同斷塊內(nèi)儲層斷失、剝蝕和沉積間斷較發(fā)育，小層連通關系復雜。

4)海拉爾油田共有4種成藏模式，分別是不整合遮擋成藏、微幅度構造控藏、反向斷層遮擋多層系縱向疊置和斷階控藏。

5)油田主要開發(fā)砂礫巖油藏、特低滲透砂巖油藏、裂縫性潛山油藏。受不同斷塊內(nèi)構造、沉積、砂體發(fā)育等因素影響，同一類型油藏在不同斷塊地質特征差異較大。

2 不同類型油藏開發(fā)矛盾剖析及調整

開發(fā)早期，由于地質認識程度較低，按照整裝油藏開發(fā)模式進行注水開發(fā)；在油田上產(chǎn)期結束進入開發(fā)調整期階段，開發(fā)矛盾逐漸突出，產(chǎn)量遞減率及含水率上升難以得到有效控制。針對日益突出的油田開發(fā)矛盾，在不斷深化地質認識、精細油藏描述的基礎上，結合不同類型油藏存在的開發(fā)主要矛盾，實施針對性的調整措施，產(chǎn)量遞減率和含水率上升速度得到有效控制。

2.1 砂礫巖油藏

1)主要開發(fā)矛盾 砂礫巖油藏屬于短物源、快速堆積的扇三角洲沉積，儲層主要以內(nèi)前緣水下分流河道沉積為主，非均質性強、地層傾角大[6]。油田注水開發(fā)后，受層間、平面矛盾突出影響，產(chǎn)量遞減率達到22.4%。①受層間非均質性強影響，層間動用差異大，主力油層動用比例高達76.3%，非主力層動用比例只有23.7%。②受地層傾角大影響，重力驅作用明顯，平面矛盾突出。井組構造低部位油井注水3個月后見效，12個月綜合含水率達到54.1%；高部位油井供液不足，注水開發(fā)12個月后產(chǎn)量遞減率幅度達到15.7%。

2)主要調整措施及效果 針對砂礫巖油藏層間、平面矛盾突出的問題，結合各斷塊油田地質特點，實施針對性的調整。近年來砂礫巖油藏平面、層間矛盾得到較大緩解，產(chǎn)量遞減率由2009年的22.4%逐漸控制到15.0%內(nèi)(圖1)。

對于多套砂巖發(fā)育、層間矛盾突出的斷塊，將同一砂體類型油層進行組合，細分注水開發(fā)。細分調整前后對比，主力層動用比例控制在65.7%；非主力層動用比例提高到47.8%，層間矛盾得到有效緩解。

受重力驅作用明顯、平面矛盾突出的斷塊，與沉積相帶、砂體形態(tài)、注采狀況、油井措施相結合，縮小高部位油井注采井距，緩解平面矛盾。共實施補鉆油水井21口、轉注8口。調整后，井區(qū)水驅控制程度提高9.6%；高部位壓裂引效15口，累計增油1.3×104t；非主力層、異相帶壓裂引效，實施油井壓裂24口，累計增油1.92×104t；注水井20口，累計增注5.2×104m3。

針對構造低部位僅發(fā)育獨立厚層河道砂體，在高含水階段常規(guī)注水調整難度大的井區(qū)，通過主力油層調剖注聚，提高主力油層采收率。2012年共實施調剖3個井組，累計增油1800t，綜合含水率下降6.6%；2013年以來實施聚合物調剖2個井組，其中構造低部位8口井，注聚后9個月，日增油9.3t，綜合含水率下降9.1%。

2.2 低-特低滲透砂巖油藏

1)主要開發(fā)矛盾 低-特低滲透砂巖油藏主要以扇三角洲前緣為主，油藏埋藏深度大于1800m，儲層滲透率以小于5.0mD為主。由于儲層物性差，水井投注后吸水能力差，導致油水井間無法建立有效驅動，地層虧空嚴重，油井彈性開采。斷塊油井壓裂投產(chǎn)初期產(chǎn)量7.3t/d，投入開發(fā)2年后單井產(chǎn)量遞減至1.6t/d，油田老井產(chǎn)量遞減率達到26.5%。

2)主要調整措施及效果 為建立有效驅動體系、彌補地層虧空，實現(xiàn)低-特低滲透油藏有效持續(xù)開發(fā)，結合不同斷塊儲層發(fā)育、井網(wǎng)井距、儲層物性特征，開展以建立有效驅動體系為主的綜合調整，建立了有效驅動體系[7,8]，2015年產(chǎn)量遞減率15.2%，得到了有效控制(圖2)。

圖1 砂礫巖油藏老井產(chǎn)量遞減率曲線 圖2 低-特低滲透砂巖油藏老井產(chǎn)量遞減率曲線

針對井距在200m左右，滲透率在2～5.0mD之間，投注初期具有一定吸水能力，后期吸水能力變差斷塊，上提注水壓力，實現(xiàn)有效注入。通過室內(nèi)微尺度下壓力與平均流速研究，該類型斷塊水井吸水能力變差主要是由于注入壓力低于油層啟動壓力導致；因此，依據(jù)各斷塊注水量與注水壓力關系特征曲線，重新確定了合理啟動壓力，通過系統(tǒng)提壓、撬裝增壓注水等方式，2009年以來，共實施破裂壓力復算45口，上提注水壓力后，累計增注19.6×104m3，實現(xiàn)了斷塊注水開發(fā)。

針對井距大于240m，滲透率在2～5.0mD之間，單井發(fā)育厚度大于20m，提壓注水效果差斷塊，通過加密小井距實現(xiàn)了注水開發(fā)。2009年以來，先后在貝14興安嶺、烏33斷塊、希55-51斷塊開展了加密縮小井距調整，水井吸水厚度比例、受效井比例均得到了顯著提高。

針對滲透率0.5～2.0mD，儲層發(fā)育厚度大于20m，初期產(chǎn)量高于5t以上斷塊，應用大規(guī)模壓裂與注水補充能量一體化技術，提高低效井產(chǎn)量和儲量動用。主要采用“鄰井錯層、隔井同層”的壓裂方式加大壓裂規(guī)模，與普通壓裂對比，壓裂液量是普通壓裂的3倍、加砂強度是5.5倍，半縫長是2.9倍。2014年以來，共分3批實施20口井，大規(guī)模壓裂后，初期單井日增油4.0t；同時，連通水井吸水能力得到有效改善，單井日增注32m3，建立了有效注采關系，預計平均單井可累計增油6897t。

針對特低滲透儲層斷塊，開展注二氧化碳、注空氣試驗，進一步探索難采儲量動用有效技術[9]。其中，能夠實現(xiàn)二氧化碳混相驅的貝14興安嶺油層，通過連續(xù)5年注二氧化碳開采，對比水驅增油1.44×104t；希2斷塊，通過連續(xù)13個月注空氣試驗，累計增油1587t。通過注氣2017年2個特低滲透斷塊已建立了有效驅動體系。

2.3 裂縫型潛山油藏

海拉爾油田潛山油藏巖性為淺變質沉積巖和火山巖，受風化淋濾和溶蝕影響，基質孔隙及縫洞構成雙重孔隙介質儲集空間，形成了網(wǎng)絡狀裂縫型潛山油藏和溶洞底水型塊狀潛山油藏[10,11]。

1)網(wǎng)絡狀裂縫型潛山油藏 該類油藏由于裂縫發(fā)育，注水開發(fā)后注入水沿裂縫發(fā)育好的井段形成竄流，水井細分調整難以控制，油井注水見效后含水率快速上升。2010年以來，通過周期注水和異步注采等措施提高水驅波及體積，共實施周期注水調整15井次，異步注采關井12井次，調整受效26井次，調整前后對比，日增油29.8t，綜合含水率下降22.1%，通過幾個周期調整自然遞減率控制到12.6%(圖3)。

2)溶洞底水型塊狀潛山油藏 該類主要依靠底水天然能量進行開采，國內(nèi)同類潛山油藏采出程度大于14.0%以后，底水錐進速度加快，油藏進入含水率快速上升階段[12]。

2009年以來主要采取調小生產(chǎn)參數(shù)、平面補充油井增加采出井點的方式，控制底水錐進速度、減緩含水上升。共實施調小生產(chǎn)參數(shù)井5口，補鉆油井4口，調整前后對比，年含水率上升速度控制在5.0%；老井產(chǎn)量遞減率由31.2%減緩到15.0%左右(圖4、圖5)。

圖3 網(wǎng)絡狀裂縫型潛山油田老井產(chǎn)量遞減率曲線 圖4 溶洞底水型塊狀潛山油藏老井產(chǎn)量遞減率曲線

海拉爾油田通過10多年的不斷探索實踐，對油田地質認識不斷深入，油田開發(fā)主要矛盾的認識逐漸清晰，并在探索中逐漸形成了適應不同類型油藏的有效開發(fā)技術，截止到2015年油田產(chǎn)量遞減率控制在15.0%以內(nèi)，取得了較好開發(fā)效果(圖6)。

圖5 溶洞底水型塊狀潛山油藏老井含水率上升曲線 圖6 海拉爾油田老井自然遞減率曲線

3 結論

1)復雜小斷塊油藏地質條件復雜、油藏類型多、含油斷塊小。因此，在投入開發(fā)初期就應加大地質研究力度，并結合不同類型斷塊地質特征和開發(fā)特點，借鑒國內(nèi)類似油藏開發(fā)經(jīng)驗后投入開發(fā)。在開發(fā)思路上要以斷塊、油層組和井組為單元，制定個性化開發(fā)思路，不能采用整裝大油田開發(fā)思路實施開發(fā)。

2)砂礫巖油藏受沉積與構造影響，水驅受效特征明顯，在布井過程中重點考慮地層傾角對油田開發(fā)的影響；在注水開發(fā)過程中，結合油田注水受效特征，加大分析調整力度和頻率，努力延長低含水階段注水開發(fā)時間，提高采收率。

3)低-特低滲透油藏主要受儲層物性影響，難以建立有效驅動體系。開發(fā)過程中重點針對井網(wǎng)、井距和注入端開展工作，降低注采壓差，建立有效驅動體系，實現(xiàn)長期穩(wěn)定注水開發(fā)。

4)潛山油藏注水開發(fā)難度較大，應結合國內(nèi)外類似油田開發(fā)經(jīng)驗，制定適合自身的開發(fā)政策，延長塊狀油藏無水產(chǎn)油期；網(wǎng)絡狀潛山油藏在注水開發(fā)過程中，加密油井端產(chǎn)液及含水率監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)變化及時實施調整，防止注入水沿裂縫竄通。

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