孫 琦 孫海燕 楊 凱 王艷麗 楊豫晰

(中國石油大港油田分公司第一采油廠)

0 引 言

大港油田港東開發(fā)區(qū)從投產(chǎn)到現(xiàn)在經(jīng)歷了50多年的開發(fā)，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的逆牽引背斜構(gòu)造，二區(qū)四五斷塊位于港東開發(fā)區(qū)西側(cè)，是一個(gè)夾持于港東斷層和馬棚口斷層之間的地塹塊，主要含油層位為明化鎮(zhèn)組和館陶組，油層埋深1 100～2 065 m。由于已進(jìn)入高含水高采出程度的開發(fā)后期[1]，為進(jìn)一步提高采收率，于2014年8月正式開始三次采油聚合物驅(qū)油，注聚層位為明化鎮(zhèn)組的明三段和明四段油層組，注聚區(qū)控制地質(zhì)儲(chǔ)量478×104t，占總儲(chǔ)量的66.1%。2016年開始見效，目前已注入5年多，為進(jìn)一步提升注聚效果、提高階段采收率，在二區(qū)四五斷塊進(jìn)行了剩余油分布研究、滲流通道研究、合理井網(wǎng)井距研究、最優(yōu)產(chǎn)液結(jié)構(gòu)研究，同時(shí)針對(duì)性地開展井網(wǎng)完善專項(xiàng)治理及老井維護(hù)專項(xiàng)治理，并取得了良好效果。

1 開發(fā)現(xiàn)狀與存在的問題

1.1 油藏地質(zhì)特征

港東開發(fā)二區(qū)四五斷塊整體上是一個(gè)受港東主斷層控制的穹窿狀逆牽引背斜構(gòu)造，以構(gòu)造軸部的馬棚口斷層所形成的橫穿整個(gè)構(gòu)造的地塹陷落為界，構(gòu)造背景上二區(qū)四斷塊斷層比較復(fù)雜，而二區(qū)五斷塊則相對(duì)簡單。儲(chǔ)集層物性較好，膠結(jié)疏松，非均質(zhì)性較強(qiáng)。明化鎮(zhèn)組為曲流河沉積，河道砂呈寬/窄條帶狀分布[2]，儲(chǔ)集層平均孔隙度31%，平均滲透率1 090.5 mD，屬于高孔隙度、高滲透率儲(chǔ)集層，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主。原始地層壓力15.69 MPa，飽和壓力13.67 MPa，油層中部埋深1 582.5 m，地飽壓差2.02 MPa，原油密度0.92 g/cm3，粘度58.7 mPa·s，地層水屬于NaHCO3型。港東開發(fā)二區(qū)四五斷塊為次生油藏，原油性質(zhì)較差。油層分布受構(gòu)造、巖性雙重控制，平面分布變化大。明化鎮(zhèn)組和館陶組油藏埋深1 100～2 065 m，含油井段965 m(圖1)。由于含油井段長，油氣水層間互出現(xiàn)，油水界面不統(tǒng)一。

1.2 斷塊開發(fā)現(xiàn)狀

二區(qū)四五斷塊于1970年投入開發(fā)，在開發(fā)初期低含水或不含水，目前處于高含水高采出程度開發(fā)后期。斷塊歷經(jīng)彈性能量開發(fā)、注水開發(fā)、加密完善滾動(dòng)開發(fā)階段、深度治理階段、產(chǎn)量遞減階段、油藏描述調(diào)整完善階段、二次開發(fā)綜合調(diào)整階段，經(jīng)過多年來的開發(fā)調(diào)整，采油速度最高曾達(dá)到1.2%，后進(jìn)入到快速遞減階段，二次開發(fā)調(diào)整后區(qū)塊的采油速度穩(wěn)定在1.0%左右，可見二次開發(fā)取得了較好的效果，各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)明顯改善，區(qū)塊的注采對(duì)應(yīng)率上升到72.7%，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度上升到67.8%，采油速度保持在0.7%左右，階段采出程度32.73%，綜合含水率92.8%，為三次采油奠定了較好的井網(wǎng)基礎(chǔ)，并于2014年8月開始注入聚合物至今。

圖1 港東開發(fā)二區(qū)四五斷塊油藏剖面

1.3 存在的問題

二區(qū)四五斷塊已進(jìn)入高含水高采出程度開發(fā)后期，主力砂體水淹嚴(yán)重，一類儲(chǔ)集層大多進(jìn)入高含水或特高含水期，由于多年注水開發(fā)，加之非均質(zhì)性嚴(yán)重[3-4]，各層吸水量差異大，注入水沿高滲透帶推進(jìn)，平面及縱向注水推進(jìn)不均勻，水驅(qū)波及體積小，注入水過早向油井突進(jìn)，油水分布犬牙交錯(cuò)[5]，剩余油高度分散，使得該區(qū)塊井網(wǎng)部署、挖潛措施難度加大。

二區(qū)四五斷塊按油層組劃分為明三段、明四段兩個(gè)生產(chǎn)層系，油層跨度達(dá)300 m，層間干擾嚴(yán)重、區(qū)塊含水居高不下。平面注采井網(wǎng)不完善、不規(guī)則，影響聚合物的均勻驅(qū)替；平均井距180 m，個(gè)別單砂體注采井?dāng)?shù)比較高，井網(wǎng)控制程度有待提高；加之套損、套變井不斷增加，因井況問題導(dǎo)致不可利用的生產(chǎn)井增多，嚴(yán)重威脅注聚井網(wǎng)完整性，驅(qū)替效果未達(dá)理想水平。

2 斷塊優(yōu)化調(diào)整的研究重點(diǎn)

針對(duì)二區(qū)四五斷塊注聚后存在的主要問題進(jìn)行重點(diǎn)研究，采取“二次開發(fā)與三次采油相結(jié)合”[6]即“二三結(jié)合”的方法加密完善注采井網(wǎng)，運(yùn)用區(qū)塊綜合治理的手段修復(fù)受損井網(wǎng)、優(yōu)化注采速度，提高聚驅(qū)效果，取得了較好的調(diào)整效果，從而摸索出一些有效的調(diào)整方法，為同類型油藏聚驅(qū)開發(fā)提供有力依據(jù)。

2.1 井網(wǎng)層系的研究

2.1.1 層系劃分原則

開發(fā)層系劃分與組合是否合理，是決定油田開發(fā)效果的一個(gè)關(guān)鍵因素[7]，特別是對(duì)于保持地層壓力開發(fā)尤為重要。根據(jù)國內(nèi)外油田開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合高含水油田的具體特點(diǎn)，針對(duì)“二三結(jié)合”的開發(fā)特點(diǎn)及生產(chǎn)需求，制定了專屬層系劃分原則?！岸Y(jié)合”層系的劃分與組合有以下幾點(diǎn)原則：一是以一級(jí)砂體為核心構(gòu)建“二三結(jié)合”專屬開發(fā)層系，與常規(guī)水驅(qū)層系分離；二是同一套開發(fā)層系中的油藏類型、儲(chǔ)集層物性、油水分布、壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)等特征應(yīng)基本一致；三是為防止層間差異影響效果，一個(gè)層系內(nèi)一口井油層總數(shù)小于5層；四是同一套開發(fā)層系中有一定的油層厚度和單井控制儲(chǔ)量(5×104～10×104t)。

2.1.2 砂體分級(jí)

“二三結(jié)合”井網(wǎng)部署的思路為利用主力砂體做骨架井網(wǎng)，兼顧非主力砂體，為獲得良好效果，必須有完善的注采井網(wǎng)。復(fù)雜斷塊油藏受沉積和構(gòu)造影響，油砂體連續(xù)性差，因此對(duì)“二三結(jié)合”的砂體進(jìn)行篩選，以五點(diǎn)法為基礎(chǔ)井網(wǎng)，注采井距為150 m時(shí)，不同的井?dāng)?shù)控制的砂體面積不同(圖2)。井?dāng)?shù)越多，砂體面積越大，按照砂體面積將港東開發(fā)二區(qū)砂體分為5個(gè)等級(jí)(表1)，從表1可以看出，要獲得較完善的注采井網(wǎng)，砂體規(guī)模應(yīng)該在二級(jí)以上。

圖2 不同的井?dāng)?shù)控制的砂體面積

表1 港東二區(qū)斷塊“二三結(jié)合”井網(wǎng)砂體分級(jí)

2.1.3 層系劃分

港東開發(fā)二區(qū)四五斷塊主要含油目的層為明三段、明四段，從斷塊中篩選出一級(jí)砂體5個(gè)、二級(jí)砂體4個(gè)，共9個(gè)主力砂體作為主要優(yōu)化調(diào)整對(duì)象，其地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的63%。根據(jù)層間非均質(zhì)性和流體性質(zhì)，且斷塊滲透率級(jí)差1.04，滲透率變異系數(shù)0.07，能夠?qū)鄩K劃分為一整套層系開采。

2.1.4 井網(wǎng)論證

通過數(shù)值模擬方法建立機(jī)理模型，分別模擬不規(guī)則井網(wǎng)、三排四點(diǎn)法(反七點(diǎn))規(guī)則井網(wǎng)、兩排反五點(diǎn)法規(guī)則井網(wǎng)化學(xué)驅(qū)提高采收率效果。研究表明，三次采油階段井網(wǎng)越規(guī)則，平面波及效率越高[8]，剩余油滯留區(qū)范圍越小，采收率幅度提升越高(圖3)。五點(diǎn)法規(guī)則井網(wǎng)相對(duì)于不規(guī)則井網(wǎng)化學(xué)驅(qū)日產(chǎn)油最高值增加30%(圖4)。由于斷塊含油砂體多，物性變化大，經(jīng)過幾次大規(guī)模加密調(diào)整及套變井的更新，斷塊剩余油分布復(fù)雜。充分考慮老井的合理利用和可利用水井的恢復(fù)等措施，整體采用五點(diǎn)法井網(wǎng)，局部四點(diǎn)法加不規(guī)則井網(wǎng)[9]，進(jìn)行整體井網(wǎng)部署，共部署及實(shí)施新井20口，初期單井平均產(chǎn)油98 t/d、含水率63%,效果顯著。

圖3 不同井網(wǎng)剩余油對(duì)比

圖4 不同井網(wǎng)日產(chǎn)油與含水率對(duì)比曲線

2.2 剩余油分布規(guī)律的研究

該斷塊儲(chǔ)集層非均質(zhì)性嚴(yán)重,導(dǎo)致高滲透主力油層水淹嚴(yán)重,低滲透層難以受到注水效果，聚驅(qū)雖然有一定的改善作用，但對(duì)于長期強(qiáng)注強(qiáng)采而形成的油水井間沿高滲條帶形成的水流優(yōu)勢通道的封堵效果不佳,聚驅(qū)效果有待提高。通過對(duì)以上矛盾分析,在該斷塊開展了高含水后期剩余油分布規(guī)律的精細(xì)研究[10],深化油藏認(rèn)識(shí),提出了具有針對(duì)性的挖潛措施,有效改善了區(qū)塊開發(fā)效果。

2.2.1 新三維地震構(gòu)造解釋

原構(gòu)造解釋等高線間距較大，不能準(zhǔn)確反映砂體頂、底界細(xì)微構(gòu)造變化，本次利用最新的“兩寬一高”的新三維地震構(gòu)造解釋進(jìn)行微構(gòu)造再認(rèn)識(shí)，將原構(gòu)造圖的等高線間距精確到5 m，并對(duì)原構(gòu)造局部進(jìn)行修正，發(fā)現(xiàn)一些新認(rèn)識(shí)的構(gòu)造是很好的剩余油富集區(qū)。

2.2.2 細(xì)分沉積微相

根據(jù)巖性組合、沉積構(gòu)造、砂體形態(tài)、測井曲線等綜合劃相標(biāo)志特征，將斷塊分為點(diǎn)砂壩微相、邊灘微相、河漫灘微相。點(diǎn)砂壩是曲流河中較復(fù)雜的微相類型，在油田開發(fā)中后期， 點(diǎn)砂壩是油氣聚集的重要場所，因此對(duì)點(diǎn)砂壩的認(rèn)知程度直接影響油田的開發(fā)水平，側(cè)積體是點(diǎn)砂壩的重要組成部分，側(cè)積泥巖遮擋易形成油氣聚集。

2.2.3 平面剩余油富集區(qū)

該區(qū)受沉積相及構(gòu)造控制，主要有5種剩余油分布類型，分別是井間未波及區(qū)富集剩余油、廢棄河道邊部富集剩余油、斷層邊部富集剩余油、正向微構(gòu)造控制剩余油、小砂體控制剩余油。其中井間未波及剩余油富集區(qū)、廢棄河道邊部剩余油富集區(qū)、斷層邊部剩余油富集區(qū)是主要的潛力區(qū)。

2.2.4 層內(nèi)剩余油富集區(qū)

研究表明，在曲流河點(diǎn)砂壩內(nèi)部發(fā)育側(cè)積泥巖，因側(cè)積泥巖遮擋造成上傾尖滅，致使注入劑沿著該方向無卸壓通道而回流，向其下傾方向運(yùn)動(dòng)。這樣由于側(cè)積泥巖的遮擋，在砂體頂部形成高壓區(qū)，存留大量剩余油，適于實(shí)施水平井開采[11]。這要求設(shè)計(jì)的水平井軌跡盡量垂直于側(cè)積夾層，以利于軌跡穿越更多的側(cè)積體，控制盡量多的側(cè)積層遮擋形成的剩余油，有斷層的點(diǎn)砂壩儲(chǔ)集層“占屋脊、打高點(diǎn)”[12]的設(shè)計(jì)理念能對(duì)水平井剩余油挖潛生產(chǎn)開發(fā)起到良好的效果。通過實(shí)施水平井挖潛，初期日產(chǎn)油20 t，綜合含水率75%(圖5)。

2.2.5 縱向上剩余油富集區(qū)

通過取心井滲透率及含油飽和度分析，了解到實(shí)驗(yàn)區(qū)地層非均質(zhì)性強(qiáng)，層間差異大；利用產(chǎn)液剖面及吸水剖面的監(jiān)測，了解到層間動(dòng)用狀況的差異，在低動(dòng)用區(qū)找潛力。應(yīng)用“多因素變權(quán)決策法” 進(jìn)行“鑲嵌式”重組開發(fā)層系，細(xì)分3套開發(fā)層系，使各層系中開發(fā)效果相近。

在注入端應(yīng)用分注模型，考慮水井滲透率、射開厚度、啟動(dòng)壓力、油層中深的因素，開展層系內(nèi)分注、細(xì)分注，從而使層段內(nèi)吸水厚度百分?jǐn)?shù)達(dá)到80.8%，提高了17.9%。在采出端針對(duì)層間差異大的合采井，按目前開發(fā)層系簡化生產(chǎn)層，只保留一套層系生產(chǎn)，共實(shí)施7口井，初期日增油78 t，半年內(nèi)累計(jì)增油0.6×104t。

2.3 合理注采速度的研究

據(jù)毛管數(shù)的定義可知，增大驅(qū)替速度可以增加毛管數(shù)[13]，也可以提高原油采收率，以試驗(yàn)區(qū)南部井區(qū)為例，聚合物溶液粘度比為3，表活劑濃度為0.2%，注入段塞尺寸為0.8 PV，設(shè)計(jì)0.1～0.18 PV/a共5個(gè)不同的注入速度，利用數(shù)值模擬方法預(yù)測生產(chǎn)15年，優(yōu)選最佳的注入速度。

不同注入速度下二元驅(qū)日產(chǎn)油及含水對(duì)比曲線見圖6。從圖6中可以看出，注入速度越快，日產(chǎn)油峰值越高，采油速度高，當(dāng)注入速度超過0.12 PV/a后采收率增加幅度變小(圖7)，通過增加注入速度提高采收率作用減小，因此推薦二元驅(qū)最佳的注入速度為0.12 PV/a。同理，為保持注采平衡，注采比保持在1∶1.0～1∶1.2之間，最佳采液速度應(yīng)為0.12 PV/a。

圖5 實(shí)施水平井挖潛側(cè)積層頂部剩余油

圖6 不同注入速度累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比曲線

圖7 不同注入速度采收關(guān)系曲線

3 應(yīng)用與推廣

通過以上研究論證，在該斷塊實(shí)施“二三結(jié)合”綜合調(diào)整方案，取得了良好的效果。

(1)通過不斷深化單砂體空間展布研究，圍繞斷塊主力砂體，實(shí)施轉(zhuǎn)注、補(bǔ)孔完善、修復(fù)利用等措施，控制水驅(qū)方向，提高雙、多向受益率至87.9%。

(2)加強(qiáng)砂體井網(wǎng)完善性研究，采取更新水井、水井補(bǔ)孔、長停恢復(fù)等措施并舉，完善注采不完善井區(qū)，提高聚合物驅(qū)控制程度至91.2%。

(3)加大對(duì)剩余油分布規(guī)律研究，針對(duì)先期注水砂體，通過油井補(bǔ)孔、放換層等措施完善注采井網(wǎng)，提高注采對(duì)應(yīng)率至91.6%。

(4)持續(xù)加強(qiáng)注水結(jié)構(gòu)調(diào)整，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料開展層間層內(nèi)治理工作，簡化注聚層段，減小層段內(nèi)滲透率級(jí)差，提高油層動(dòng)用程度至75.6%。

(5)開展老井綜合治理，規(guī)模治理問題井，集中治理停產(chǎn)井，加強(qiáng)老井日常管理維護(hù)，最大限度保留基礎(chǔ)井網(wǎng)，夯實(shí)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，有效控制自然遞減至7.1%。

綜合治理后，二區(qū)四五斷塊井網(wǎng)由35注65采完善至67注74采，產(chǎn)量由123 t/d上升至256 t/d，并穩(wěn)產(chǎn)8個(gè)月(圖8)，綜合含水下降2%(圖9)。油層動(dòng)用程度提高9.6%，聚驅(qū)控制程度提高3.6%，取心井實(shí)驗(yàn)測得驅(qū)油效率提高11.3%，預(yù)測聚驅(qū)相對(duì)水驅(qū)提高采收率12.8%。

圖8 二區(qū)四五斷塊產(chǎn)量與含水變化曲線

圖9 二區(qū)四五斷塊含水與采出程度關(guān)系曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

精準(zhǔn)的儲(chǔ)集層認(rèn)識(shí)是實(shí)施綜合調(diào)整的依據(jù)。在地質(zhì)認(rèn)識(shí)方面，運(yùn)用動(dòng)靜結(jié)合的方法是提高儲(chǔ)集層認(rèn)識(shí)精度的途徑。針對(duì)復(fù)雜斷塊的地質(zhì)特點(diǎn)，多技術(shù)手段相結(jié)合準(zhǔn)確落實(shí)構(gòu)造、圈閉，并對(duì)剩余油分布清楚的認(rèn)知。

規(guī)則的注采井網(wǎng)是注聚見效的基礎(chǔ)。在均質(zhì)的理想狀態(tài)下，等距的“五點(diǎn)法”驅(qū)油效果最好，但是現(xiàn)有井網(wǎng)調(diào)整并不是規(guī)則的，且儲(chǔ)集層是非均質(zhì)的，那么調(diào)整井網(wǎng)就要考慮平面驅(qū)替均衡性，求取最佳調(diào)整井距，讓各個(gè)方向上的驅(qū)替速度一致。

合理的注采速度是均衡驅(qū)替的保障。注入速度越快，日產(chǎn)油峰值越高，采油速度高，加大驅(qū)替速度可以增加毛管數(shù)，提高采收率。適時(shí)在受益井上進(jìn)行提液、放換層等措施，有利于注聚見效。