ⅧⅨ油組分區(qū)調(diào)整改善開(kāi)發(fā)效果的技術(shù)

秦小華(中國(guó)石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一廠(chǎng)，河南 南陽(yáng) 474780)

0 引言

河南油田采油一廠(chǎng)整裝多層油藏開(kāi)發(fā)單元6個(gè)，控制地質(zhì)儲(chǔ)量4518.26×104t，經(jīng)過(guò)近四十年的開(kāi)發(fā)，已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)階段，綜合含水96.48%，采出程度40.65%，采油速度0.26%。目前整裝多層油藏開(kāi)發(fā)主要存在二個(gè)方面問(wèn)題：一是主體區(qū)水淹嚴(yán)重，剩余油高度分散，關(guān)停油井多，失控儲(chǔ)量大；二西南斷層及上傾區(qū)注采井距大，油井受效差，注水井憋壓欠注嚴(yán)重。針對(duì)這些問(wèn)題，有必要對(duì)該單元進(jìn)行進(jìn)一步的注采調(diào)整，總結(jié)前期油井見(jiàn)效或不見(jiàn)效特征，同時(shí)結(jié)合剩余油分布情況，找出下步開(kāi)發(fā)調(diào)整的思路，達(dá)到進(jìn)一步改善單元開(kāi)發(fā)效果的目的。

1 地質(zhì)特征與開(kāi)發(fā)概況

1.1 油藏地質(zhì)特征

雙河油田ⅧⅨ油組地處河南省唐河縣和桐柏縣境內(nèi)，位于南襄盆地泌陽(yáng)凹陷西南部的雙河鼻狀構(gòu)造西北部，為一由東南向西北抬起的單斜構(gòu)造，地層傾向SE130～140o，傾角6～120o，屬構(gòu)造巖性油藏。ⅧⅨ油組是雙河油田最大的一個(gè)開(kāi)發(fā)單元，含油面積16.41km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1163.7×104t。單元由22個(gè)小層，86個(gè)含油砂體疊合而成，含油井段長(zhǎng)245m，其中主力油層4個(gè)，單層14個(gè)(Ⅷ11-2、Ⅸ11、Ⅸ12、Ⅸ13、Ⅸ14、Ⅸ15、Ⅸ41、Ⅸ42、Ⅸ43、Ⅸ51、Ⅸ52、Ⅸ53、Ⅸ54、Ⅸ55為主力油砂體)，地質(zhì)儲(chǔ)量820.28×104t，約占總儲(chǔ)量的70%；非主力油層18個(gè)，單層40個(gè)，地質(zhì)儲(chǔ)量343.42×104t，約占總儲(chǔ)量的30%。

1.2 開(kāi)發(fā)概況

雙河油田ⅧⅨ油組自1978年勘探發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流以來(lái)，經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)階段，“六五”層系細(xì)分調(diào)整，“七五”井網(wǎng)局部加密，“八五”主體部位井網(wǎng)二次加密，“九五”上傾尖滅區(qū)加密，“十五”局部細(xì)分完善調(diào)整，“十一五”井網(wǎng)完善調(diào)整。開(kāi)發(fā)過(guò)程可以劃分為層系細(xì)分、一次加密、二次加密、上傾加密、局部完善、上傾區(qū)加密。截至2018年12月底，ⅧⅨ油組共有油井99口，開(kāi)井58口，日產(chǎn)液量1402.1t，日產(chǎn)油量68.6t，平均單井日產(chǎn)液24.2t，平均單井日產(chǎn)油1.2t，綜合含水95.11%，采液速度4.53%，采油速度0.21%，采出程度35.31%；注水井92口，開(kāi)井79口，日注水平2043.5m3，平均單井日注水量25.9m3，月注采比1.43，累計(jì)注采比1.32，目前地層壓力22.5MPa，總壓降-1.13MPa，壓力保持水平105.3%。

2 ⅧⅨ油組開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)及影響因素

2.1 水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

2.1.1 耗水率

耗水率指注水開(kāi)發(fā)油田每采出一噸原油伴隨采出的水量，耗水率直接反映注入水的利用率。圖1為耗水指數(shù)與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)，圖中直線(xiàn)明顯呈三段式。雖然耗水率隨著油田的開(kāi)發(fā)不斷增大，但從直線(xiàn)的斜率可以看出，開(kāi)發(fā)效果最好的為第一直線(xiàn)段，采出程度在0.2左右，第二直線(xiàn)段斜率開(kāi)始明顯上升，耗水指數(shù)增加趨勢(shì)明顯增大，開(kāi)發(fā)效果明顯變差，后期由于井網(wǎng)完善稍有改善。所以從耗水指數(shù)角度來(lái)看，目前雙河油田ⅧⅨ油組應(yīng)該采取有效措施提高注水利用率，做好穩(wěn)油控水工作。

圖1 耗水指數(shù)與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)圖

2.1.2 存水率

累積存水率是指每注一萬(wàn)方水在地下孔隙空間中能存多少水。它是衡量注入水利用率的指標(biāo)，存水率越高，注入水利用率越大。它的計(jì)算公式為：

在油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨著原油采出量增加，注入水將不斷向油井井底推進(jìn)，造成綜合含水率不斷上升，存水率越來(lái)越小。ⅧⅨ油組在前期累積存水率雖然有小幅下降但都基本保持在0.8以上，說(shuō)明注水利用效果較好；隨著油藏的不斷開(kāi)發(fā)，到1998年后，累積存水率開(kāi)始持續(xù)不斷的下降，說(shuō)明注入水利用率降低，開(kāi)發(fā)效果變差；到后期有稍微的好轉(zhuǎn)，但效果不明顯。總體來(lái)看累計(jì)存水率是持續(xù)下降的，因此需采取有效措施，穩(wěn)油控水，進(jìn)一步提高注水利用率，增加可采儲(chǔ)量。

2.2 影響因素

2.2.1 地質(zhì)因素

地質(zhì)特征。含油井段長(zhǎng)，油水界面參差不齊，油砂體多，但主力油砂體相對(duì)集中；油層以薄層為主，儲(chǔ)層物性以低孔低滲為主；微觀孔隙類(lèi)型以粒間溶孔為主，喉道以較細(xì)喉為主，孔隙度結(jié)構(gòu)非均質(zhì)嚴(yán)重；原油性質(zhì)具有高含蠟、高凝固點(diǎn)、低黏度、中等膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、低飽和壓力、原油密度低、含硫量低的特點(diǎn)。

滲流特征。儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性為弱親水；束縛水飽和度高，殘余油飽和度高，兩相流動(dòng)區(qū)間窄；儲(chǔ)層產(chǎn)油能力遞減快，采液能力弱，很難利用提高排液量改善開(kāi)發(fā)效果。

2.2.2 井網(wǎng)因素

注采井距大，采油井普遍低能。上傾區(qū)屬前緣席狀砂沉積，物性相對(duì)較差，油井低能低產(chǎn)，注采井距大(243m)，油井受效差，目前普遍低能生產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)油1.3t，日產(chǎn)液22.9m3，含水94.3%；關(guān)、停井點(diǎn)多，動(dòng)態(tài)井網(wǎng)極不完善。

3 改善單元開(kāi)發(fā)效果的建議

3.1 主力層上傾區(qū)合理注采技術(shù)對(duì)策

根據(jù)主力層上傾區(qū)的剩余油分布和井網(wǎng)控制情況，對(duì)主力層上傾區(qū)進(jìn)行井網(wǎng)加密縮小注采井距、溫和注水優(yōu)化注采比等措施進(jìn)行剩余油的挖潛。根據(jù)前面的合理注采技術(shù)界限研究情況，最佳井距為100～200m之間，最佳注采比在0.9～1.0之間，單層合理注水量在20～25m3/d。根據(jù)目前剩余油分布情況和當(dāng)前井網(wǎng)分布特點(diǎn)，優(yōu)選單元西南斷層區(qū)進(jìn)行合理注采挖潛。

單元西南斷層區(qū)長(zhǎng)期超破裂壓力注水，人工裂縫發(fā)育，注入水沿裂縫發(fā)生水竄、水淹，基質(zhì)內(nèi)大量剩余油富集，注水開(kāi)發(fā)效果差，采出程度僅29.78%。分質(zhì)分壓注水后，壓力保持水平由89%升至178%，區(qū)域憋壓，存在井控風(fēng)險(xiǎn)，影響西南斷層區(qū)綜合調(diào)整。溫和注水合理控制注采比，在滲吸作用下，巖石基質(zhì)中原油不斷流向裂縫，裂縫系統(tǒng)含油飽和度增加，滲吸作用可大幅提高水驅(qū)采收率。

在西南斷層區(qū)開(kāi)展點(diǎn)弱面強(qiáng)溫和注水試驗(yàn)，合理控制注水壓力、注水強(qiáng)度及注水速度，調(diào)整14井39層，總配注由970m3/d下調(diào)至410m3/d，平均單層注水量由26m3/d下調(diào)至11m3/d。充分發(fā)揮滲吸-驅(qū)替雙重作用，提高特低滲區(qū)域開(kāi)發(fā)效果、降低井控風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 長(zhǎng)期封堵層剩余油再富集區(qū)挖潛技術(shù)對(duì)策

根據(jù)剩余油分布特征研究及單元長(zhǎng)期封堵層現(xiàn)狀研究，對(duì)長(zhǎng)期封堵層剩余油再富集區(qū)進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)合剩余油再富集控制因素研究，明確在水動(dòng)力、浮力、毛細(xì)管力和摩擦力等四種力的作用下剩余油運(yùn)聚特征、富集模式和動(dòng)用時(shí)機(jī)，實(shí)施長(zhǎng)期封堵層再富集剩余油挖潛。

在現(xiàn)有長(zhǎng)期封堵層排查研究的基礎(chǔ)上，選取Ⅷ64層進(jìn)行再富集剩余油挖潛。Ⅷ64層為窄條帶非主力油層，邊水能量強(qiáng)，儲(chǔ)層含油性好，平面上多井補(bǔ)孔初期產(chǎn)量較高，原油性質(zhì)好，比重0.8271，黏度0.258厘泊(70℃)，水動(dòng)力分異作用明顯，側(cè)緣注水井8-182、8-20井持續(xù)注水，促使周緣剩余油向低勢(shì)區(qū)富集，且該層封堵時(shí)間長(zhǎng)，平面上近10年無(wú)井動(dòng)用，為剩余油再富集留下充足時(shí)間，目前采出程度僅22.89%；

在優(yōu)選目標(biāo)層的基礎(chǔ)上，選取剩余油再富集有利目標(biāo)區(qū)，選取位于構(gòu)造高部位的J9-195井進(jìn)行挖潛動(dòng)用，J9-195井于1989年投產(chǎn)Ⅷ64層，日產(chǎn)純油70t；后期因采油速度高，邊水指進(jìn)快，至1993年封堵前2t×62m3×96.1%；該井封堵26年，末期仍有一定產(chǎn)能，且位于剩余油再富集的低勢(shì)閉合區(qū)，有利于剩余油重新富集。J9-195井2019.8.24日重復(fù)補(bǔ)孔Ⅷ64層，初期自噴日產(chǎn)油136t；3mm油嘴限液后，油壓1.58MPa，日產(chǎn)純油10t，截至2019年底累計(jì)增油1009t，增油效果顯著。

3.3 靜態(tài)剩余油挖潛技術(shù)對(duì)策

根據(jù)ⅧⅨ油組靜態(tài)剩余油挖潛現(xiàn)狀，對(duì)靜態(tài)剩余油目標(biāo)區(qū)域進(jìn)行優(yōu)選，油層識(shí)別技術(shù)，實(shí)施靜態(tài)集剩余油挖潛。按照“橫向到邊，縱向到底，逐層梳理”的原則，針對(duì)單元靜態(tài)剩余油目標(biāo)區(qū)域單砂體厚度小、圈閉面積小、構(gòu)造幅度低，孔滲低、電阻低的特征，運(yùn)用單砂體細(xì)分刻畫(huà)、微構(gòu)造刻畫(huà)，物性評(píng)價(jià)、產(chǎn)能評(píng)價(jià)，縱向類(lèi)比、橫向類(lèi)比、區(qū)塊類(lèi)比的技術(shù)方法，尋找有利圈閉、有利儲(chǔ)層和有利電性，結(jié)合儲(chǔ)層評(píng)價(jià)、電性類(lèi)比，綜合分析圈閉含油性實(shí)現(xiàn)水中找油，干區(qū)擴(kuò)邊。2019年在ⅧⅨ油組識(shí)別出5個(gè)小型巖性油藏，驗(yàn)證1個(gè)，擴(kuò)邊新儲(chǔ)量層2個(gè)，初期日增產(chǎn)能18.6t，當(dāng)年累計(jì)增油215t，新增地質(zhì)儲(chǔ)量10.99×104t。

4 結(jié)語(yǔ)

綜上所述，針對(duì)ⅧⅨ油組地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征，應(yīng)用油藏工程方法的手段，對(duì)ⅧⅨ油組平面上、縱向上剩余油分布規(guī)律進(jìn)行了研究，明確剩余油“普遍分布、差異富集”的分布特征及剩余油分布主控因素。將研究成果應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，形成了可借鑒的分析模式，提高單元采油速度顯著，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用47井次，增油0.4094萬(wàn)噸。