0 引 言

老油田进入开发后期,地下剩余油分布越来越复杂,稳产难度加大,利用各种手段和措施挖掘分散在储集层内、层间的剩余油成为国内外油田开发探索和研究的课题。大港油田港东开发区二区六断块自20世纪60年代投入开发至今已经50多年,近年来开发中底水锥进速度过快、井况复杂、非主力砂体产能递减快、剩余油分散等问题严重制约老油田的稳产。为解决老油田剩余油开发难问题,近几年在港东油田精细油藏描述的基础上,以单砂体为研究对象,重新落实构造、储集层工作,并应用动态分析、成果监测及油层复查技术,开展断块整体治理等老油田剩余油挖潜工作,取得了较好的成效。

1 断块开发基本状况

港东开发区二区六断块位于大港油田东部,构造位于马棚口断层的上升盘,是较平缓完整的鼻状构造。主力开发层系为古近系NmⅢ4、NmⅢ5、NmⅢ7、NmⅣ4、NmⅣ9砂体及Ng,其控制储量约占整个断块的75%以上。该断块1966年投入开发,至今已经50多年,原油产量逐年下降,开发中期依靠钻加密调整井,补孔、提液和卡堵水等常规措施,使采油速率达到1.8%以上,综合含水率稳定在87%左右,常规的开发方式已不能有效应对剩余油的挖潜,无法避免原油产量的下降。

基于沉积岩石学和储集层地质学的精细地质研究表明,该断块砂体沿断层附近发育,油层多且厚度变化大,平面上非均质严重,边、底水油藏为该区块较为普遍的储集层类型。该类油层的生产能力受射开厚度及生产压差的影响,当射开厚度距油水界面过近或生产压差大于径向油水流动压力时,底水将会快速锥进,从而造成油井过早水淹,驱油效率下降,产量急剧下滑,并且随着采出程度的提高,顶油的厚度逐年变薄,生产压差难以合理的控制,致使底水锥进速度加快,稳产期缩短。 同时,该区块岩性油藏边底水不活跃,砂体分布范围相对较小,历史上注采不完善,能量较低。注采相对完善的砂体由于各层物性、渗流状况等有所不同,开发后期层间、层内存在着较大的生产差异,注采矛盾突出。平面上,沿主河道方向上水驱速度快,水淹严重,油层动用不均衡;层内注入水沿高渗透条带指进,形成循环通道,受益井见水快,从而使油层的采出程度下降。总之,长期的注水开发导致剩余油分散,开发难度增大。

运用油藏工程和数值模拟等方法对该区块开展剩余油分布规律研究,结果表明该区块总体上剩余油分布呈现“整体高度分散,局部相对集中”的状态。目前港东二区六断块剩余油主要分布在层间动用程度不均的井区、微幅度构造高点、未动用或低动用的砂体及低电阻率油层砂体。

2 断块油藏剩余油挖潜新思路

针对上述港东二区六断块剩余油分布规律及特征,开展针对性的剩余油挖潜研究。在井况差、井网稀疏的部位,通过加密调整来动用剩余储量;重塑注采井网,挖掘低渗透带及砂体边部的剩余油,通过改善注水剖面,提高注水波及体积;深化长停井潜力研究,恢复利用停产井,通过转注、恢复注水、大修等进行注采井网的完善。实现以完善注采井网为主线,调整注采结构为重点,缓解层间及平面矛盾,增强区块稳产基础,提高断块最终采收率。

2.1 重组开发层系,重建注采井网

港东二区六断块在开发之初,采用一套层系一套井网的开发模式。随着开发的深入,油层动用不均的矛盾越来越突出,现有的开发层系、井网难以适应开发需求。为此开展细分层系研究,以层系重组、优化井型为手段挖潜剩余油,提高采收率。

港东二区六断块是港东二区油层最发育的区块,纵向上从明二段、明三段、明四段到馆一段、馆二段、馆三段、馆四段均有油层发育。由于纵向上含油井段长,油藏类型不一致,馆陶组大部分为边底水油藏,历史上曾作为一套层系开发,开发效果较差。在剩余油分布研究及开发层系细分与重组研究的基础上,将港东二区六断块划分成三套开发层系,分别为明化镇组油藏(第一套层系)、馆陶组天然水驱油藏(第二套层系)、馆陶组非边底水油藏(第三套层系)。第一套层系和第三套层系依靠注水开发,第二套层系依靠天然水驱,并且馆陶组天然水驱油藏主要依靠水平井挖掘剩余油。2013年以来通过实施二次开发,分3套井网,共部署产能井44口,初期新增产能329 t/d。

2.1.1 采用不同井型相结合

根据剩余油可采储量决定所采用的井型。平均单井控制剩余可采储量5×10⁴ t以上采用水平井;平均单井控制剩余可采储量介于1×10⁴~5×10⁴ t之间采用常规井;平均单井控制剩余可采储量介于0.5×10⁴ ~1×10⁴ t之间采用侧钻井。

措施1:水平井挖掘馆陶组厚油层顶部条带状分布剩余油。馆陶组属于辫状河沉积,辫状河河道快速摆动使多个成因砂体在垂向及侧向相互连通,形成广泛分布的厚砂岩^[1]。单砂体厚3~13 m(多为5~8 m),也常见一些厚达20 m的砂体,属于多期叠加成因^[2,3]。馆陶组砂体横切河道剖面上,砂体呈透镜状,河道向下切割,并垂向叠加,形成上平下凸的槽形砂体,砂体两侧较为对称,在平面上呈宽窄不同的条带状,宏观上砂体呈大面积连通。由于油水在储集层中的重力分异作用,均质厚油层中剩余油垂向上主要分布在厚油层顶部,注入水沿油层下部向油井井底推进,垂向驱替体积呈倒漏斗型,越近油井地带驱替厚度越小。在注水开发过程中,受到层内渗透率差异影响,油层底部水淹程度加剧,致使结构单元内油层上部动用差或未动用,剩余油主要分布在馆陶组厚油层上部^[4]。港东二区六断块的NgⅠ1、NgⅠ3和NgⅡ1砂体为底水油层,横向发育稳定,上部可见不明显夹层,部署实施4口水平井开发,初期产油74.1 t/d(表1)。

措施2:利用停产井眼向高部位定向侧钻,取得显著效果。以港东二区六断块能量充足的边底水油藏和注水完善的主力油藏高部位为重点,在寻找微幅度构造高点的基础上结合剩余油研究,充分利用现有井定向实施侧钻,挖掘构造和注水控制的剩余油富集区潜力。对微构造、沉积相带展布及油水运移规律分析认为,注入水难以波及到的剩余油富集区有3种类型:断块边角、微构造高点、分流间湾微相薄层砂体分布区域^[5]。由于开发初期地震资料难以分辨,稀井网无法控制的微构造经常被忽略漏失,随着井网的加密微构造逐步被认识。在油气运移与成藏过程中,由于油与水的密度差引起重力分异作用,总是使构造高部位为油气富集区,构造低部位为高含水率区,这种宏观构造控制了油藏的形成。油层投入注水开发后,原有的油水平衡关系被打破,以油层微构造为代表的油层起伏和倾斜普遍存在于油层,由这种起伏和倾斜形成的高差会引起油水重新分异。正是由于油层微构造和油水次生分异的共同作用,使正向微构造区的加密井多为高产井,为剩余油富集区^[6]。近年来在该类区域共实施侧钻井13口,初期产油147.11 t/d(表2)。

措施3:利用高精度定向技术,钻“黄金轨迹”井挖掘不同层位剩余油。针对主力油层,兼顾非主力油层部署“黄金轨迹”井挖掘构造高部位剩余油,取得较好效果,主要在以下砂体开展:邻井未钻遇或动用程度较低的砂体;历史上邻井多层合采后由于层间矛盾造成产能较低的层位;构造的有利部位(高部位、非主流线区域)。在该类区域先后共实施“黄金轨迹”井14口,初期稳产89.5 t/d。

2.1.2 先期注水与产能井相结合

针对具有无边底水或边底水不活跃、油井钻遇率低、注采井距小等特点的砂体,采用先期注水方式为砂体补充能量(图1)。当地下存水率达到合理值后,及时恢复油井或者部署产能井。为进一步提高采收率,采取了低注水量、短周期脉冲注水方式^[7,8]。此外,为保证油井正常生产,油井排量要适中,以15~25 m³/d为宜。

如产能井GQ 8-10井为GQ 8-6井区一口高含水率低效井,产油0.4 t/d,含水率98.8%。经过先期的剩余油分析与油层筛选,优选了先期注水受益层NmⅢ6的32号层实施补层,初期产油21.53 t/d,含水率6.8%。采用相同方法之后,同井区的低效井GQ 8-14井补孔再获高产,初期产油7.41 t/d,含水率63.3%,原油增产效果明显。

2.2 优化上产措施结构,转变上产措施方向

以区块井网重建为重点,规模实施恢复长停井、治理低效井工作,实现挖潜措施由单一措施增产向配套井网重建方向转变。

2.2.1 平面上注水完善砂体,实施井网归位

针对主力砂体,平面上转注或新增注水井点完善井网。基于油藏分析,结合动态监测资料,确定砂体的累计注采比,分析剩余油潜力。剩余油主要集中在以下两类区域:一是在封闭断层附近,由于注入水驱替不到而形成剩余油富集区^[9,10,11,12];二是在曲流河点坝内部的侧积体两侧被侧积泥岩遮挡,造成上倾尖灭,致使注入剂沿着该方向无卸压通道而回流,向其下倾方向物性好的下点坝运动,由于侧积泥岩的遮挡,在砂体顶部形成高压区,存留大量剩余油。在实际生产中,当开发井距大于侧积泥岩宽度时,由于井间侧积泥岩侧向遮挡及上倾尖灭作用,从上点坝侧积砂体注入的流体,只能通过连通的下点坝砂体而不是直接与采油井连通,在侧积体上部形成剩余油富集区。针对此类剩余油分布,通过换层生产低能见效层、补孔生产先期注水层、长停井恢复注水见效层等措施进行井网归位。如G 1-59-1井区,NgⅢ4-2单砂体1注1采,后期G 290K井补孔NgⅢ4-2单砂体的21号、22号层,初期产油增加到34.8 t/d,采油井G 1-61-1井转注为G 290K井增加注水方向,井网归位后形成2注2采的注采井网。近5年,采用该类上产措施实施油井上产59井次,年累计增产原油达1.7×10⁴ t。

2.2.2 精细治理,改善高水淹主力油层动用剖面

应用分注模型实施分注、重分注,加强弱层注水,控制强层吸水,科学配注合理分层,并结合分层段调剖治理工作,提高水驱效果。例如港东二区六断块的MQ 4-8井组,以NmⅢ4砂体为主,以NmⅢ3、NmⅣ4砂体为辅实施调剖,MQ 4-8井实施调剖后受益井D 4-12K井原油增产效果显著,产油由5.43 t/d升至13.14 t/d,含水率下降10.84%,井组当年累计增产原油2 359 t。

2.2.3 注水培植见效井组,优选提液井

通过下电泵提液降低井底压力,减少渗流阻力,提高原油在井底附近的渗流速度,可以达到增液、增油及挖掘平面剩余油的目的。许多薄油层因层间卡距小,无法实施卡水措施,长期以来多层同时开采,但因层间压力系统差异较大,能量充足压力系统的层位产能较高,而能量相对较弱压力系统的层位产能较低甚至处于未动用状态,通过电泵提液放大生产压差后可以发挥未动用层位的潜力,充分挖掘层间剩余油。厚油层单层生产时,因层内非均质性影响,渗透率高、岩性好部位的原油采出率高,而渗透率低、岩性差部位的剩余油较富集。通过放大生产压差,渗透率低、岩性差部位剩余油可在压差的作用下从炮眼流出或由低渗透率区流至高渗透率区,最后流至井内,从而达到挖掘层内剩余油的目的。例如区内GQG 11-6井,注水见效后下电泵提液,产油量由4.67 t/d上升至9.25 t/d,含水率由83.45%下降至82.94%,当年增产原油1 817 t。

2.2.4 开展油层复查,拓宽上产措施途径

明确港东二区六断块馆陶组低电阻率油层的成因机理,对不同成因类型的低电阻率油层进行定性与定量研究。通过对港东油田岩心实验资料、试油投产资料以及测井资料进行综合分析,并结合区域沉积环境、地层水性质、储集层特征,总结出该区低电阻率油层主要包括两种类型:薄层成因低电阻率油层和钻井液侵入型低电阻率油层。港东二区六断块的馆陶组多为厚砂层,在厚砂层中夹有一些薄砂层,由于受测井仪器垂向分辨力的影响,薄砂层的电阻率值也将受到影响,容易形成薄层低电阻率油层。该类低电阻率油层厚度一般小于2 m,沉积时水动力较弱或是砂体的尖灭方向,岩性较细,泥质较重,且由于层薄,深电阻率测井受围岩的低电阻率影响大,从测井资料很难判别储集层的含油性。早期钻井多数使用咸水钻井液,并且钻进过程中钻井液密度相对偏高,当高矿化度钻井液钻遇低矿化度地层水油层时,由于钻井液的侵入使得油层电阻率大幅度降低,有的接近水层甚至低于水层,从而形成低电阻率油层^{[13,14,15,16]}。这类低油层属于外因引起的低电阻率油层。根据以上低电阻率油层的电性特征,复查港东二区六断块油层,对复查出的低电阻率油层补孔5井次,累计增产原油1 078 t,累计增产天然气7.05×10⁴ m³。

3 开发效果

(1)大港油田港东开发区二区六断块自2010年转变开发方式后,产油量稳定上升,2014年实施二次开发,产油量达到227 t/d,比采用剩余油挖潜措施前增产106 t/d,开发成效显著。

(2)各项油藏开发指标均有所改善,重点指标水驱控制程度、注采对应率达到优秀指标水平;油层动用程度、双多向受益率达到良好指标水平。

(3)通过油藏描述成果的有效转化及近年所做的剩余油挖潜工作,港东二区六断块采收率提高2.6%,油田开发效果得到改善。

4 结 论

(1)油藏开发后期剩余油分布较为分散,采用重组开发层系,重建注采井网挖潜剩余油是老油田稳产的最有效手段。

(2)油田开发后期应强化注水理念,实施先期注水提高地层能量。

(3)合理确定层间注水组合、科学调整注水量,是改善高水淹主力油层动用剖面的最有效方法。

(4)针对低电阻率油层开展油层复查,对不同成因类型的低电阻率油层进行研究,进一步挖掘低电阻率油层潜力,是油田开发后期稳产上产的有效手段之一。

The authors have declared that no competing interests exist.

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参考文献

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