蘇北復雜斷塊油藏穩產的技術對策

趙梓平　蔣永平　梁　珀（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠　江蘇泰州　225300）

蘇北復雜斷塊油藏穩產的技術對策

趙梓平蔣永平梁珀
（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠江蘇泰州225300）

摘要：針對復雜斷塊油藏特點，通過油藏精細描述、剩余油分布規律認識等研究，采取滾動與調整相結合的思路，挖掘中低滲層潛力，提高開發水平。這些技術的綜合應用，有效地控制了油田遞減，實現了老油田的硬穩定。

關鍵詞：復雜斷塊；油藏；穩產；精細描述；CO2吞吐

中國石化華東油氣分公司所轄的蘇北盆地溱潼、金湖、海安凹陷，是我國東部地區典型的復雜小斷塊油田。由于盆地構造活動頻繁、沉積類型多樣，造成了儲層層間、層內、平面的嚴重非均質性，油藏埋深從1200～3500m不等，儲層滲透率1～4000×10-3μ m2，孔隙度12%～34%。從地質發展角度來看，由于改造性大于繼承性，因而構造破碎、含油面積小，油藏類型多樣，小型、微型油田占90.2%，油水關系復雜，穩產難度大。

受當前國際原油價格低位徘徊影響，勘探開發方面的投資大幅縮減，油田開發的成本與效益矛盾凸顯，對老區穩產、新區產建、措施增效等提出了嚴峻考驗。因此，如何應對低油價下效益與產量的挑戰，是亟待解決的課題。

1 油田開發歷程及存在問題

華東油氣分公司蘇北油區的開發大致可劃分為4個階段：1975-1990年為依靠天然能量試采階段；1991-2003年注水開發產量上升及穩產階段；2004-2009年注采井網完善及綜合治理階段；2010年以后的穩產上產階段。

在綜合治理階段后期，主力油田的斷塊優質儲量已經進入高含水、高采出程度階段，平均綜合含水92%，采出程度38%，剩余油高度分散，一批中低滲油田仍然面臨采油速度低、采出程度低、完善注采井網難度大等難題。另外，受限于研究手段及工藝技術，對剩余油的有效挖潛措施不力，加上井況差和后備儲量接替不足等，直接影響到油田穩產工作。

2 油田穩產技術

通過近幾年的技術攻關，油田在構造精細研究、剩余油的認識和儲層非均質描述等方面取得突破性進展，并總結出了一套適合復雜小斷塊油田穩產開發的技術和方法。

2.1加強斷塊構造和成藏規律研究

根據復雜小斷塊的地質特點，對老油田周邊滾動擴邊有利地區加強油源及油氣運移規律和成藏機理研究，分析各種地質現象，進行精細的地層劃分，從整體構造背景和可能的力學條件出發，預測斷層分布規律，設想地質構造模式，在地質模式的指導下進行復雜斷塊群的斷層解釋和平面組合，精心編制構造圖。通過這些工作，在“十二五”期間陸續找到帥垛、顧莊、蔡家堡等油田，新增地質儲量約612×104t，效果明顯。

2.2儲層建模及油藏精細描述技術

復雜斷塊油藏描述的重點是對儲層沉積微相、儲層特征的認識，準確區分油藏的主控因素而進行的綜合研究。在實際研究中，對構造相對簡單、儲層非均質嚴重的低含水油藏，重點以小層為單元，綜合研究“三微”特征，建立精細的地質模型，及時掌握油水運動規律和剩余油分布，為開發調整提供依據；對高含水期油藏，重塑小層為單元地質模型，建立精細的流動單元模型，進行精細數值模擬研究和多層次、多元化聯合攻關，掌握剩余油分布的總體格局，調整注采系統。

2.2.1非均質儲層油層精細描述

非均質儲層油藏精細描述的關鍵儲層沉積微相的研究，將目前開展的層序地層學理論應用到非均質儲層的開發研究中。以豐富的單井鉆井、測井等資料為約束條件，建立儲層地質模型，利用低次旋回特征進行局部地層重新對比，解釋儲層連通性，再根據縱向儲層滲透率級差進行組合開發單元，解決細分層開發問題。

2.2.2復雜小斷塊油藏描述

復雜斷塊油藏斷層的認識是油藏描述的主要內容。小斷層精細解釋為油田儲層建模提供了可靠的信息。開發后期的微構造研究主要是建立在井組動態分析的基礎之上，對局部起封堵作用的三、四級低序斷層的合理組合。對這些斷層的研究重點是根據實鉆資料、重復地層測試資料、生產資料、動態見效資料以及示蹤劑、檢測技術，組合斷層的準確位置。如對華港、陶思莊等老油田，通過對大斷楞的精細刻畫，緊貼斷層鉆定向井、側鉆井，年增油1.0×104t，效果良好。

2.3剩余油分布類型描述

根據剩余油控制因素，結合小層砂體平面展布與油藏幾何形態，得出了剩余油分布的9種特征及類型：①構造高部位形成的剩余油；②井網控制不住形成的剩余油：③注水井網不完善形成的剩余油；④油層動用程度低形成的剩余油；⑤井間非主流線形成的剩余油；⑥低滲透形成的剩余油；⑦砂巖透鏡體形成的剩余油；⑧正韻律后又層底部水淹后頂部形成的剩余油；⑨分段水淹油層在相對低滲透條帶形成的剩余油。

2.4開發思路的局部調整

針對油藏具體開發實際，加強了注采井網調整的“優化重組”，有效改善了油藏開發效果，對不同類型、不同含水階段的油層采取不同的治理措施。

（1）對高含水油藏采取調剖堵水、井網抽稀、電泵提液和三次采油等措施，以穩油控水為主，使含水上升率低于3%。

（2）中低滲層井網界限量化，實現開發對象的轉移。從早期完善主力斷塊的注采井網轉移到完善非主力斷塊的注采井網。開展低滲層技術界限研究認為，滲透率小于100×10-3μ m2的中低滲層（級差小于5），在150～200m井距下開采，具有一定的生產能力。

（3）不穩定注氣，提高層系驅油系數。針對注氣區塊受效開發后期氣竄嚴重的問題，進行周期注氣、水氣交替的開發方式。草舍泰州組油藏實施完第二個二氧化碳（CO2）段塞后，采收率提高了6～8個百分點。

3 配套改善開發效果的工藝方法

3.1多靶點定向井、側鉆井技術

針對復雜斷塊油藏斷層多、具有多套含油層位且平面重疊性差以及油田剩余油分散等特點，為鉆遇油層厚度，在調整時廣泛應用利用多靶點定向井、側鉆井技術，同時兼探新斷塊、新層位，降低鉆井風險，采取占高點、貼斷層、找夾角、打空檔、多靶定向、多打油層，挖掘構造邊角部直井難以控制的“死油區”。采取的技術主要有上側占高井、下側回頭井、平側水平井3種類型。經過多年的研究及實踐，側鉆井技術在蘇北老區剩余油挖潛工作中得到了大量應用。近3年來累計新增可采儲量32×104t。

3.2二氧化碳吞吐技術

二氧化碳吞吐是以單井為對象的提高采收率的方法，是一種非混相驅。它是在不超過地層破裂壓力注入壓力下將液態二氧化碳盡快注入地層，然后在低于最低混相壓力下關井浸泡一段時間，讓二氧化碳盡快可能多地與地層剩余油接觸并溶解，在低于混相核動力下開井生產。近年來，油田通過吞吐機理、吞吐井選井、施工參數優化、不動管柱注入方式、彈性注入量等技術研究，形成了一系列適合復雜斷塊低滲油藏有效開發的二氧化碳吞吐技術，實現了低滲油藏的有效開發。

3.3水平井分段壓裂技術

“十二五”期間，主要工作是對低滲透區塊或油田進行整體壓裂改造，提高單井產量。近三年加大了對非主力開發層系的注采配套，采取分層壓裂和單層壓裂評價，年增油在2.5×104t以上，措施效果明顯。目前正在加強重復壓裂、干層、油干層和薄層壓裂研究，以期加強對老油田非主力層的改造。

3.4配套注水工藝方法

根據地質特點，結合油藏性質，注水工藝技術不斷進步，從早期的籠統注水方式逐步發展為多級多段分層注水、分質分壓精細注水模式，從采用一套地面管網流程、一種注水水質標準注水，發展為走分質分壓精細注水的道路。

4 結論

華東油氣分公司蘇北油區復雜小斷塊的特點突出，老油田的穩產應采取滾動與調整結合的策略：一方面增加經濟可采儲量，另一方面利用二氧化碳吞吐、水氣交替注入等技術，最大限度改善高滲層剖面，挖掘中低滲層潛力，提高開發水平。實踐中體會主要有兩點：一是油藏描述是非均質斷塊油藏穩產的技術基礎，應貫穿于油田開發的始終；二是二氧化碳吞吐、注水工藝等技術的配套使用，可經濟有效地實現老油田的硬穩定。這些技術的綜合應用，可有效提高層間動用程度、改善開發效果，成為低油價下復雜斷塊油藏的開發有效手段。