高5斷塊油藏二次開發(fā)技術(shù)對策研究

盧家亭，李成紅，張 杰，喬石石，楊競旭

（1.中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山，063004；

2.中國石油長慶油田分公司采油三廠；3.中國石油冀東油田分公司南堡作業(yè)區(qū)）

高5斷塊油藏二次開發(fā)技術(shù)對策研究

盧家亭1，李成紅2，張 杰3，喬石石1，楊競旭1

（1.中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山，063004；

2.中國石油長慶油田分公司采油三廠；3.中國石油冀東油田分公司南堡作業(yè)區(qū)）

高5斷塊是高尚堡油田高深北區(qū)的主力斷塊，為了改善其開發(fā)效果，以二次開發(fā)理論為指導(dǎo)，對斷塊二次開發(fā)潛力進(jìn)行分析，明確挖潛方向，提出了井網(wǎng)不等距加密、細(xì)分層段、層系重組、適時提液等提高油藏水驅(qū)采收率的技術(shù)對策，這些技術(shù)對策應(yīng)用后取得了較好的效果。

高尚堡油田；二次開發(fā)；潛力分析；合理井距；剩余油分布

高5斷塊位于高尚堡油田Es2＋33油藏北部，儲層埋深3 100～3 700 m，為陡坡帶淺水型混源扇三角洲沉積，儲層物性以中孔、中低滲儲層為主；主力含油層為古近系沙河街組沙三2＋3亞段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油組，原油為常規(guī)輕質(zhì)稀油；油藏驅(qū)動類型為彈性驅(qū)動，油水關(guān)系較為復(fù)雜，無統(tǒng)一的油水界面。油藏類型為未飽和層狀斷塊油藏，具有埋藏深、含油井段長、油層層數(shù)多、厚度大、油水關(guān)系復(fù)雜、儲層非均質(zhì)強(qiáng)的特點(diǎn)。

高5斷塊經(jīng)過二十多年的注水開發(fā)，面臨的問題比較突出，主要表現(xiàn)在：一是油層分布不均，儲層橫向變化快，油砂體范圍??；二是井網(wǎng)不完善，水驅(qū)儲量控制程度低（55.4%）；三是油水井生產(chǎn)井段長，多層合注合采，水驅(qū)儲量動用程度低（33.1%）；四是油藏已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，采出程度低，開發(fā)效果較差。為了改善油藏開發(fā)效果，加深對油藏的認(rèn)識，建立了精細(xì)的三維地質(zhì)模型，進(jìn)行油藏數(shù)值模擬研究，根據(jù)二次開發(fā)理論［1－2］，編制了高5斷塊二次開發(fā)方案。

1 二次開發(fā)潛力分析

1.1 細(xì)分層段潛力

高5斷塊Es2＋33油藏儲層物性差，非均質(zhì)性嚴(yán)重，縱向上油層多、跨度大，開發(fā)層段長達(dá)200～500 m，長期長井段籠統(tǒng)合采合注導(dǎo)致層間矛盾突出，油層動用程度低（33.1%），層間吸水差異大，Ⅱ、Ⅲ油組上部層間吸水相對均勻；Ⅱ、Ⅲ油組下部、Ⅳ、Ⅴ油組層間吸水效果差，層間矛盾突出。

從分注情況看，高5斷塊有注水井11口，其中8口實(shí)施了分注，但都為一級兩段，從油井歷史見效分析看，82.6%的油層沒有見到注水效果，因此在目前油井多層長井段生產(chǎn)情況下，注水井一級兩段分注效果不明顯，有必要對開發(fā)層系進(jìn)一步細(xì)分，并對開發(fā)層段進(jìn)行優(yōu)化組合，在縮小層段內(nèi)進(jìn)行分層注水，盡量減小層間矛盾，提高油層動用程度。

無論從注水井各層注水量還是分注情況看，高5斷塊都有一定的細(xì)分層段的潛力。經(jīng)過合理論證，結(jié)合高5斷塊油藏實(shí)際特點(diǎn)，為保證油井具有一定的生產(chǎn)能力，一套開發(fā)層段生產(chǎn)井段控制在150 m以內(nèi)，滲透率級差控制在5以內(nèi)，主力油層厚度在15～20 m，主力油層層數(shù)控制在7層左右，油層動用程度大于60%。

1.2 井網(wǎng)加密潛力

1.2.1 礦場統(tǒng)計法

高5斷塊目前井距220～290 m，多數(shù)油砂體寬度200～300 m，根據(jù)砂體寬度和井距的關(guān)系，為達(dá)到對儲量的有效控制，要求開發(fā)井距130～200 m。根據(jù)高5斷塊井距與水驅(qū)控制程度之間關(guān)系曲線（圖1），若水驅(qū)控制程度提高到70%，對應(yīng)井距為150 m。

1.2.2 數(shù)值模擬法

在高5斷塊實(shí)際油藏模型中選5個主力小層，分別以100 m、125 m、150 m、175 m和200 m井距進(jìn)行布井，一次性射開所選小層所有油層合采，對生產(chǎn)20年后采出程度進(jìn)行對比（圖2），結(jié)果表明，井距在100～150 m時，采出程度較高，因此合理井距為100～150 m。

圖1 G5斷塊井距與水驅(qū)控制程度關(guān)系

圖2 G5斷塊數(shù)模論證不同井距采收率

1.2.3 最優(yōu)與極限井網(wǎng)密度法

應(yīng)用謝爾卡喬夫總結(jié)出的考慮經(jīng)濟(jì)效益時采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系式［3］，對高5斷塊計算了不同油價下的合理井網(wǎng)密度，在油價50美元／桶情況下，最優(yōu)井網(wǎng)密度為18.4口／km2，最優(yōu)井距為233 m；極限井網(wǎng)密度為42.0口／km2，極限井距為154 m。結(jié)合油藏實(shí)際，高5斷塊的合理井距應(yīng)在154～233 m。

綜合以上三種方法考慮，高5斷塊合理井距為150～200 m。目前高5斷塊平均井距為250 m，因此有井網(wǎng)加密潛力。

1.3 注采完善潛力

高5斷塊有套變井8口，其中油井3口，水井5口，分別占油水井比例的15.0%和45.5%，造成重點(diǎn)產(chǎn)油、注水層段無法完善或調(diào)控，使得平面注采關(guān)系完善更加困難。水井由于套變不能達(dá)到注水或分注要求，從而使地層能量虧空、水驅(qū)控制程度降低，層間矛盾突出的水井無法開展分注作業(yè)，導(dǎo)致縱向上水線推進(jìn)不均勻，而油井套變則導(dǎo)致一些尚未動用的潛力層不能動用。

高5斷塊水驅(qū)儲量控制程度僅為55.4%，其中，水驅(qū)方向上以單向水驅(qū)居多，單向水驅(qū)率達(dá)到58.4%，占到水驅(qū)控制程度的一半以上；雙向水驅(qū)率為27.4%，多向水驅(qū)率僅為2.2%。同時統(tǒng)計見效油井15口，占總數(shù)的75%，單向受效井9口，占總受效井的60%。

綜上所述，高5斷塊具有注采完善的潛力。

1.4 剩余可采儲量潛力分析

對高5斷塊各油組地質(zhì)儲量、可采儲量、累計采油量、剩余地質(zhì)儲量和剩余可采儲量進(jìn)行統(tǒng)計。其中Ⅱ、Ⅲ油組地質(zhì)儲量占總地質(zhì)儲量的77.5%；剩余地質(zhì)儲量占總剩余地質(zhì)儲量的87.4%；剩余可采儲量48.22×104t，占剩余可采儲量的81.9%，因此剩余可采儲量主要分布在Ⅱ、Ⅲ油組，具有很大的挖潛潛力。由于Ⅰ、Ⅱ類小層主要分布在Ⅱ、Ⅲ油組，因此也可以說，可采儲量主要分布在Ⅱ、Ⅲ油組的Ⅰ、Ⅱ類小層中。

1.5 提高采收率潛力

類比相同油藏類型的文東油田，采用150 m井距，細(xì)分層系小井段開發(fā)，水驅(qū)動用程度達(dá)到70%，采收率達(dá)到32%。而目前高5斷塊水驅(qū)曲線標(biāo)定采收率為20%，利用經(jīng)驗(yàn)公式法、數(shù)值模擬法分別對Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類小層采收率進(jìn)行計算，計算結(jié)果表明高5斷塊采收率仍有較大的提高潛力。

1.6 剩余油潛力分析

利用油藏工程方法結(jié)合最新地質(zhì)研究成果對高5斷塊產(chǎn)液剖面、吸水剖面進(jìn)行定性、定量分析，計算并勾繪出各小層注入水推進(jìn)方向及區(qū)域，定性描述各小層的剩余油分布現(xiàn)狀，并結(jié)合高5斷塊油藏數(shù)值模擬成果，落實(shí)了各單砂體的剩余油空間分布狀況。總體上看，地下剩余油呈“整體高度分散、局部相對富集”的分布格局，剩余油主要分布在以下區(qū)域：主力砂體的邊部、斷層附近、注采不完善區(qū)、無井網(wǎng)控制區(qū)、層間或?qū)觾?nèi)矛盾形成的剩余油區(qū)。

2 二次開發(fā)對策

2.1 二次開發(fā)技術(shù)方法選擇

（1）井網(wǎng)加密，提高水驅(qū)控制程度和油井多向見效率。從每個小層剩余油類型統(tǒng)計來看，注采不完善和井網(wǎng)控制不住型剩余油儲量占全部剩余油儲量的76.5%。這兩種類型的剩余油是由于高5斷塊套變井較多，水驅(qū)儲量控制程度低，砂體較小而井距較大，現(xiàn)有井網(wǎng)對砂體或儲量的控制能力較弱產(chǎn)生的，可通過大修或者鉆更新井、井網(wǎng)加密，完善注采井網(wǎng)進(jìn)行挖潛。

（2）細(xì)分層段，提高水驅(qū)動用程度。層間或者層內(nèi)干擾、砂體邊部、斷層附近剩余油儲量這占整個剩余油儲量的23.5%，這部分剩余油是因?yàn)閷娱g矛盾引起的，高滲層被嚴(yán)重水淹，低滲層中的原油卻未動用或者動用程度較低而成為剩余油。為采出這部分剩余油，解決的辦法就是對開發(fā)層系進(jìn)行細(xì)分，改變長期以來的長井段采油和籠統(tǒng)注水的狀況，進(jìn)行小井段采油，確定合理注采比和注采井?dāng)?shù)比；同時對水井進(jìn)行適當(dāng)分注，變點(diǎn)強(qiáng)面弱為點(diǎn)弱面強(qiáng)，提高油井多向見效率和動用程度；也可以通過壓裂、酸化等工藝措施減少層間矛盾，擴(kuò)大注水波及體積，提高油層滲透性，增大油層流度，提高注采對應(yīng)率，從而改善低滲透層的水驅(qū)動用效果。

（3）不等距井網(wǎng)、層系重組。高5斷塊油層分布差異較大，平面上中部主體區(qū)厚度大，主要集中在Ⅱ、Ⅲ油組；西部集中在Ⅱ油組，厚度相對較小，東部縱向上分布在Ⅲ和Ⅳ、Ⅴ油組，較分散。針對各個井區(qū)的油層分布特點(diǎn)，中部主體區(qū)整體加密，東西稀疏加密，同時合理劃分生產(chǎn)層段，先主力層后非主力層，以提高水驅(qū)控制程度和動用程度。

（4）對油井適時提液。對于中低滲透儲層來說，由于滲透率低，油水相對滲透率曲線的兩相共滲區(qū)狹窄，隨著含水飽和度的增加，油相滲透率下降快，水相滲透率下降慢，在油井見水后一般采液指數(shù)和采油指數(shù)都下降。對采油井筒來說，因?yàn)楹脑黾?，井底回壓增大，相對采油壓差變?。?］。在這種情況下，放大壓差提液是比較簡便而有效的措施。根據(jù)高5斷塊相滲曲線和數(shù)模論證結(jié)果，油井在含水率大于86%后提液能力效果最優(yōu)。

2.2 總體方案部署

以油砂體為單元，通過縮小開發(fā)井距、完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)儲量控制程度；根據(jù)油層分布特點(diǎn)和開發(fā)狀況，通過細(xì)分開發(fā)層系和層系重組減緩層間矛盾，提高水驅(qū)儲量動用程度，提高水驅(qū)波及體積，改善油藏開發(fā)效果。以Ⅰ類、Ⅱ類含油小層為主，兼顧Ⅲ類小層，完善井網(wǎng)和注采關(guān)系。采用150～200 m井距，三角形井網(wǎng)，一套井網(wǎng)三套層系總體部署調(diào)整井19口，其中油井16口，水井3口；老井利用26口，其中油井11口，注水井9口，老井轉(zhuǎn)注6口；同時對開發(fā)層系和開發(fā)層段進(jìn)行合理劃分，提高水驅(qū)控制程度和動用程度。

2.3 初步效果

根據(jù)高5斷塊二次開發(fā)方案，共部署新鉆井19口，其中16口油井，3口水井，老井利用26口，其中油井13口，水井8口，老井轉(zhuǎn)注4口。二次開發(fā)后，水驅(qū)控制程度和動用程度分別為83.3%和42.6%，較二次開發(fā)前分別提高了27.9和10.2個百分點(diǎn)。注采井?dāng)?shù)比由原來的1∶1.82提高到1∶1.67，提高了雙向和多向見效率，局部點(diǎn)狀注水、點(diǎn)狀采油的現(xiàn)象得到改善。產(chǎn)油量由二次開發(fā)前45.6 t／d升高到137.4 t／d，綜合含水則由二次開發(fā)前88.59%降為59.47%，預(yù)計水驅(qū)采收率由開發(fā)前的20%提高到30%，取得了良好的開發(fā)效果。

3 結(jié)論

（2）根據(jù)油藏工程和數(shù)值模擬結(jié)果，在主力砂層邊部、斷層附近、注采不完善區(qū)、無井網(wǎng)控制區(qū)、層間干擾和層內(nèi)干擾等區(qū)域仍存在一定剩余油，為下步油藏調(diào)整挖潛提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

（3）二次開發(fā)技術(shù)政策主要是：根據(jù)油層分布情況，進(jìn)行不等距井網(wǎng)加密，層系重組，優(yōu)化注采比和注采井?dāng)?shù)比、分層注水、高含水階段強(qiáng)化排液等。

（4）高5斷塊二次開發(fā)初步實(shí)施效果好于預(yù)期，同時也表明，這些技術(shù)對策的綜合運(yùn)用能夠較好地解決復(fù)雜斷塊油藏的生產(chǎn)問題。

［1］胡文瑞.論老油田實(shí)施二次開發(fā)工程的必要性與可行性［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（1）：1－5.

［2］韓大匡.關(guān)于高含水油田二次開發(fā)理念、對策和技術(shù)路線的探討［J］.石油勘探與開發(fā)，2010，37（5）：583－591.

［3］柳金旺，馬紹仁，張金.復(fù)雜斷塊油田優(yōu)化井網(wǎng)密度研究［J］.斷塊油氣田，2001，8（1）：27－29.

［4］趙 穎，衡海良，董傳杰，等.棗園孔二段低滲透油藏二次開發(fā)技術(shù)對策研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2010，24（1）：70－72.

編輯：李金華

TE342

A

1673－8217（2012）03－0066－03

2011－12－20

盧家亭，工程師，1976年生，2007年獲西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油藏工程及數(shù)值模擬工作。