孤東油田薄層邊際油藏特征及挖潛研究

趙世杰，李 越，傅 強，李林祥，崔文福，官敬濤

（1.同濟大學海洋與地球科學學院，上海 200092；2.中國石化勝利油田分公司東勝公司，山東東營 257029；3.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠地質所，山東東營 257029）

邊際代表邊緣與界限，邊際油藏又稱經濟邊際油藏，即經濟上處于開發邊緣的油藏，是指利用現有常規技術開發油藏時，內部收益率低于行業的基準收益率，而大于行業成本折現率的油藏[1–6]。邊際油藏的經濟效益受經濟與技術共同影響，主要表現在通過對技術的提升，降低開采成本與經濟開采下限，使得原本處在成本折現率之下的油氣藏可以通過降低成本的方式重新回到成本折現率之上，成為具有實際開采價值的油藏。

薄層邊際油藏是邊際油藏的一個重要類型[7–8]，也是勝利油田邊際油藏的主要類型[9]。隨著勝利油田勘探開發的不斷深入，依靠發現新油田增加可采儲量的潛力明顯變小。在此情況下，如何加大油田研究的精細程度，提高老油田的采收率和可采儲量顯得尤為重要[10–15]。孤東油田薄層邊際油藏主要分布在館陶組非主力層和45砂組，儲量909.0×104t，儲層厚度薄（約2.3 m）、物性差、原始含油飽和度低（30%～50%），采出程度低（21.6%），整體動用差。另外，主力層砂體邊部以及厚油層頂部韻律層，也是薄層邊際油藏的主要分布區域。“十二五”期間，孤東油田逐漸開始重視薄層邊際油藏的動用研究，通過水平井配套注水和注汽引效，取得了顯著效果，但仍未形成適合孤東油田薄層邊際油藏的開發技術對策與挖潛理論體系。本文針對薄層邊際油藏特征開展研究，明確其地質特征與開發特征，根據不同類型薄層邊際油藏制定相應的開發技術，對孤東油田直至整個中國東部勘探老區挖潛具有一定的指導作用。

1 地質背景

孤東油田位于濟陽坳陷的沾化凹陷東部，孤南洼陷、孤北洼陷與樁東洼陷之間，墾東–青坨子凸起的西側（圖1），主要分布在孤東潛山披覆構造上。其中，一區跨越到孤島凸起向東傾沒的孤東51斷鼻構造之上，南部和東部與墾東–青坨子凸起為鄰，向北與長堤油田毗鄰，面積約70.0 km2。孤東油田是目前勝利油區四大主力整裝油田之一，主要含油層段為館陶組，共分為10個砂組（館上段6個、館下段4個）、33個小層、40多個時間單元。區內含油面積50.2 km2，石油地質儲量19 220.0×104t，目前油田開發已進入后期高含水階段，綜合含水達96.8%。

圖1 孤東油田區域位置

2 薄層邊際油藏地質特征

2.1 薄層儲層基本特征

孤東油田薄層邊際油藏最為重要的特征是單油層厚度薄。館陶組以陸相曲流河沉積為主[16–17]，巖性主要為細、粉砂巖，受河流相沉積特征影響，盡管砂體成片分布，儲層發育廣泛，但沉積微相橫向變化快，連續性差，縱向薄層與夾層發育，單層厚度薄，砂厚平均4.1m，單油層平均有效厚度僅為2.3 m（表1），薄層具有2–3個韻律層，層間非均質性極強，儲層認識難度大（圖2）。

圖2 三區45砂組油藏剖面

表1 孤東油田45砂組油藏參數統計

同時，相對于孤東油田主力厚層而言，館陶組45砂組物性相對較差，平均滲透率886×10–3μm2，且平面非均質性較強。儲層物性平面展布的影響因素較多，與主力厚層合采時，薄層動用較差，采出程度低，為儲層精細表征與儲層分類評價帶來較大的困難。

2.2 薄層儲層流體特征

2.2.1 稠油

孤東油田館陶組原油屬低凝重芳烴原油，館上段原油具有相對密度大（0.93～0.97 g/cm3）、黏度高（150.0～2 000.0 mPa·s，平均1 426.0 mPa·s）、凝固點低（–7～–35 ℃）、含蠟量低（小于6.0%）、含硫量低（0.3%）的特點。通過對館上段45砂組砂體中原油黏度統計（表1）可知，45砂組原油黏度較館上段原油黏度平均值高，為1 750.0 mPa·s，最大可達2 148.0 mPa·s；其他層系如東營組原油黏度低至4.8～91.8 mPa·s，沙河街組原油黏度為4.2～18.7 mPa·s。無論是與常規儲層相比還是與館陶組上段其他砂體相比，館上段45砂組均具有更高的原油黏度。

2.2.2 地層水

孤東油田館上段45砂組地層水特征與館陶組地層水特征基本一致，以低礦化度的碳酸氫鈉型為主，總礦化度小于15 407 mg/L，Cl–小于8 093 mg/L，礦化度與Cl–的相關系數大于0.92。各薄層地層水性質在垂向上基本沒有變化，平面上變化也不大，其變化主要受注入水性質的影響，在中高開采期隨著含水率逐漸上升，地層水礦化度呈現逐漸降低的趨勢。

3 薄層邊際油藏開發特征

3.1 儲量控制程度低

根據統計的7個典型薄層油藏儲量動用情況，目前控制儲量499.2×104t，失控儲量167.5×104t，未動用儲量103.8×104t，儲量控制程度僅64.8%（表2），控制程度相對孤東油田其他產油層段較低。

表2 孤東油田典型薄層單元儲量動用狀況統計

另外，薄層油藏平均單井日產液僅32.0 t，日產油2.3 t，綜合含水92.8%，采出程度21.6%，動液面881.0 m，靜壓12.1 MPa，雖然孤東油田主力油層已進入特高含水開發階段，但薄層呈現“采出程度低、綜合含水低、液面深液量低”的特點。

3.2 單層注采能力高

為弄清薄層油藏的注入情況，借助動態監測資料，統計厚層合注井（籠統井）和分注井（細分井）兩種類型的薄層吸水狀況（圖3）。根據統計結果，細分井45砂組注入較好，相對注入量均大于53.0%；籠統注入井受層間干擾影響，45砂組注入差，相對注入量均小于23.0%。因此，薄層注水井建議采用單注或者與其它層細分注入方式，以確保注水效果。

圖3 籠統井和細分井層間吸水狀況對比

3.3 層間注采矛盾突出

通過上述單層注采能力分析可以看出，孤東油田薄層邊際油藏受層間干擾影響，開發效果差，具有較強的層間注采矛盾。這種現象主要是由于孤東油田薄層邊際油藏平面展布連續性差，縱向砂體厚度變化大，滲透率低，儲層物性差所致。受層間非均質性影響，與主力厚層合采時，薄層動用較差，采出程度低。目前薄層主要以與主力厚層合采的直井開發為主，整體綜合含水率高（96.1%），3口單采薄層井綜合含水率低（87.7%），但由于驅油面積小，能量低，導致日產液量低（12.8 t），開發效果差。45砂組含油砂體分布廣泛，多與其他厚主力層疊合。基于此前提，在孤東油田薄層開采中曾試圖采用注采井多層合并開發。但開發實踐表明，由于層間差異大，非均質性強，使得注采矛盾突出。以孤東油田6–28–1535井為例，由合采42砂組（厚層）+45砂組（薄層）變為單采42砂組時，單井日產油量和日產液量均沒有較大變化，說明薄層與厚層合采時，薄層產出受到嚴重干擾（圖4）。

圖4 孤東油田6–28–1535井生產曲線

4 開發技術對策

4.1 完善注采井網提高動用程度

通過油水井歸位，完善注采井網，可以進一步提高薄油層動用程度。以GO6–32–475井為例，原41+2砂組高含水回返井，多次治理無效，通過實施層間挖潛補孔45砂組，調整后6個月內開始注聚見效，含水率由96.5%下降至85.6%，日產油由1.3 t上升至7.6 t（圖5）。

圖5 GO6–32–475井日度生產曲線

因此，通過對現有注采井網進行分析評價，發現對因薄油層開發難度大而未動用井區，實施油水井補孔歸位，完善薄油層注采井網，可以提高薄油層動用程度。

4.2 儲層改造提高滲流能力

孤東油田薄層邊際油藏由于受薄層較低的滲透物性與較高的層間非均質性影響，開發注采困難。因此，在薄層邊際油藏開發過程中，可以利用新工藝對儲層進行改造，通過提高薄油層滲流能力來提升油井產能。對由于薄層低滲導致供液差的油井，通過CO2解堵、小型壓裂或大直徑繞絲防砂等新工藝提高薄油層滲流能力。如GO6–38–515井單采45砂組，砂厚3.2 m，有效厚度1.6 m，油層中部埋深1 352.9 m。2009年2月測得地層壓力13.0 MPa。由于層薄，供液差，2012年10月因供液不足長停，停產前日產液1.7 m3，日產油1.1 t，綜合含水率為35.3%。2014年8月，對該井充分混排后實施逆向充填工藝，開井后液面恢復至601.0 m，日產液量14.0 m3，供液能力得到明顯改善，含水率只有67.0%，日產油達4.6 t，累計增油137.0 t。

4.3 單層注采避免層間矛盾

針對層間矛盾突出的合層注采井，結合開發動態及注入剖面監測資料，分析高滲孔道突進層，通過簡化層系，卡封突進層，實現單層注采，避免合層開發產生的層間矛盾。以GO6–32–463井組為例，由于層間差異，42+3砂組優勢注入，受效油井效果好（增油7.0倍，含水率下降23.4%），目前已回返（圖6）；44、45砂組相對受效差。42砂組卡封抽稀，強化44、45砂組弱驅層。措施實施后，45砂組對應油井迅速受效，含水由92.7%下降至87.5%，日產油量由8.8 t上升至21.3 t，累計增油237.5 t（圖7）。

圖6 GO6–32–463井組42砂組回返月度曲線

圖7 GO6–32–463井組45砂組受效油井日度曲線

4.4 分層注聚強化薄層注入

分層注聚工藝具有控制優勢回返層，優化注入，改善剖面的特征，可實現強化薄油層注入與薄油層挖潛。對因注入井層間矛盾大，導致突進層回返井區，可以利用分層注聚工藝干預，縮小層間差異性，弱化突進層注入強度，強化薄油層注入，達到提升薄油層聚驅的效果。

4.5 加強同類型薄層油藏水平井開發

孤東油田邊際油藏層間注采矛盾突出，館上段45砂組薄層單層相對吸水量相比厚層合注普遍提高30.0%。同時，孤東油田館上段曲流河沉積具有廣泛發育且分布穩定的隔夾層。水平井單層開發技術可以避免合層產生的層間注采矛盾，對隔夾層發育且有效砂厚大于1.5 m的薄層邊際油藏也具有良好的開發與注汽效果[18–19]。因此，需要加強孤東油田薄層邊際油藏水平井的開發。自2014年以來，孤東油田針對館上段45砂組薄層邊際油藏開展了一系列水平井開發測試。2014年針對三區館上段45砂組薄層有效砂厚1.5 m的GOGD3P3水平井實施單層開發調整方案后，日產油量由2.6 t上升至15.7 t，調整效果顯著。2015年針對四區館上段45砂組薄層有效砂厚1.5～2.0 m的GOGD4P7水平井實施單層開發，鉆遇45砂組薄層水平段150.0 m，其中電阻大于10 Ω·m的層段長達100.0 m，具有良好測井顯示，注汽開發效果良好，一個周期（362 d）產油1 636.0 t。2016年六區針對館上段45砂組薄層有效砂厚1.6 m的GOGD6–1P3水平井實施單層開發調整方案，有效水平井段230.0 m，單井控制含油面積0.14 km2，單井日產油10.2 t。基于以上認識，認為孤東油田館上段45砂組薄層有效砂體厚度大于1.5 m的剩余油富集區域內適合采用水平井開發，且針對稠油油藏的水平井注汽開發也具有良好的效果。

5 現場應用效果與推廣應用前景

結合上述開發技術對策原則，明確以水平井單層注采為主線，按照“稠油薄層水平井+注汽吞吐、稀油薄層水平井+強化注水”的思路進行調整。開發實踐表明，孤東油田近幾年共部署薄層水平井27口，已投產22口，建立產能4.4×104t，平均初期單井日產油8.0 t。

孤東油田館上段薄層推廣儲量909.0×104t，其中，主力砂體邊部及厚層頂部韻律層，厚度薄，分布廣，地質儲量1 685.0×104t，具備推廣開發的潛力。開發技術對策成功實施證明了在邊際油藏中實施以水平井和單砂體注采配套注水和注汽引效為主的優化調整，能夠有效地提高邊際油藏的動用程度。

6 結論

（1）孤東油田館上段45砂組平均滲透率886×10–3μm2，單油層平均有效厚度僅2.3 m，平均原油黏度1 750.0 mPa·s，儲量控制程度僅64.8%，相較常規儲層和館陶組內其他砂組，具有單油層厚度薄，層間非均質性強，整體控制程度低等特點。

（2）結合孤東油田薄層邊際油藏的地質特征與開發特征制定相應的開發技術對策，認為完善井網提高薄層的動用程度、改造儲層提高滲流能力、水平井單井注采避免層間矛盾、分層注聚強化薄層注入，以及加強同類型薄層油藏水平井開發可以達到較好的挖潛效果。

（3）水平井單層開發技術可以避免合層產生的層間注采矛盾，改善薄油層開發效果。根據“稠油薄層水平井+注汽吞吐、稀油薄層水平井+強化注水”的調整思路，孤東油田近幾年共投產薄層水平井共22口，建立產能4.4×104t，平均初期單井日油8.0 t，獲得館上段薄層推廣儲量909.0×104t，地質儲量1 685.0×104t，具有良好的推廣效果。