牛心坨潜山油藏二次开发实践

徐明旺

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010）

牛心坨潜山油藏二次开发实践

徐明旺

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010）

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下存在水窜严重、采收率低的问题，在储层分布研究基础上，开展储层分类综合评价，综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段，确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路，纵向上分段部署水平井，实现油藏立体开发。目前先导试验取得较好效果，油井产量是周围直井的2.5倍，水平注水井吸水指数是直井的4.3倍。

潜山油藏；二次开发；牛心坨油田；稠油油藏

辽河油田潜山油藏具有较大的储量规模，目前部分老油田处于低速低效开发阶段，但仍具有进一步提高采收率的潜力［1］。选择牛心坨油藏作为潜山油藏典型区块，开展二次开发研究，希望取得潜山油藏二次开发实质性技术进步。

1 油田概况

牛心坨油田构造上位于辽河断陷西部凹陷北部，牛心坨断裂背斜构造带南端。牛心坨油田主要开发层系为太古界潜山油层，潜山主要岩性为变质岩，主要的储集空间和渗流通道为裂缝［2］，地面原油密度平均值0.91 g／cm3，粘度50℃时589～6 489 mPa·s，为普通稠油，1988年投入开发，目前单井平均日产油3.9 t，含水68.8%，采油速度为0.5%，采出程度12.1%，单井日注量35.1 m3，累积注采比0.7。

2 二次开发前存在的主要矛盾［3］

2.1 平面上相对完善的开发井网与纵向上储量控制程度差异存在矛盾

平面上井网最初由350 m井距正方形井网逐步加密调整到不规则井网，目前平均井距为180 m左右，井网控制程度较高。但是由于该块是一个由浅到深、滚动扩边的勘探开发过程，部分井从上部牛心坨油层加深，在纵向上完钻较浅。潜山含油井段从1 600～2 400 m，而完钻深度未到2 300 m的油井占43%，造成纵向储量控制程度差异大。

2.2 注水保持能量与直井注水开发存在水窜的矛盾

注水初期见到一定效果，但整体效果不理想。目前地层压力较低，压力系数在0.7左右。由于受储层非均质性影响，直井注水后，油井含水上升速度快，水窜严重，影响水驱波及体积。平面上受裂缝影响，注入水沿裂缝方向窜流，位于注水井北东和北西方向的油井含水上升快；从注水见效方向统计来看，北东和北西方向占64%，东西和南北方向占36%。

2.3 油井产能与储层物性、原油性质的矛盾

根据对裂缝发育研究，纵向上从上到下均有裂缝发育段，而原油粘度随着油藏深度的增加而增加，油井产能随深度而降低，也就是说在影响油井产能因素中，浅层裂缝起主要作用，深层原油粘度起主要作用。

2.4 现开发方式与对资源的有效动用及提高采收率的矛盾

根据递减曲线法，按目前开发方式，油田采收率仅为15.3%，与标定水驱采收率比较接近。而根据室内实验和同类油藏对比，其最终采收率可为20%。因此要改善开发效果，急需进行二次开发。

3 二次开发研究

3.1 精细地质研究

3.1.1 构造精细研究

以精细地层对比工作为基础，重新采集地震资料，参考测井资料，并与钻井资料相结合，落实潜山顶部构造。油藏构造的北、东被断层遮挡，为一宽阔的鼻状构造。通过岩心标定，结合地层倾角及3 700测井资料，分析岩性特征及分布规律。储层岩性分为两类：混合花岗岩和片麻岩。在花岗岩和片麻岩内部穿插着晚期侵入的辉绿岩岩脉。

3.1.2 裂缝研究

从岩心裂缝描述（点的角度）到测井识别（线的角度）到裂缝预测（面和地质体的角度），多角度研究了裂缝分布规律。首先根据岩心观察发现，储集空间主要为构造裂缝，并发育两组构造裂缝，即NE和NW向。其次根据测井综合识别裂缝，根据测井曲线对裂缝的反应特点划分裂缝发育带，建立相应的裂缝指标，然后转化裂缝概率数，建立综合概率模型，计算综合裂缝概率的大小。最后通过3DMOVE裂缝模型预测空间展布，通过对地层的构造发育历史进行反演和正演来计算每期构造运动对地层产生的应变量，然后用应变量作为主控参数，同时考虑地层厚度、岩性、裂缝发育方向等参数，对裂缝发育的相对富集带及主要发育方向进行预测。

3.1.3 储层综合评价

依据储层岩性、裂缝密度、裂缝开度、裂缝预测发育情况、构造位置、断层发育情况、岩脉分布、油井采油强度分段建立储层综合评价标准。依据评价标准储层共划分为四类储层，Ⅰ、Ⅱ类最好，主要分布在油藏的主体部位，Ⅰ类储层储量占64.9%，是二次开发主体。

3.2 剩余油分布研究

3.2.1 动态分析法

首先根据注采动态曲线以及示踪剂测试等资料，判断油井的来水方向，对比不同油层段有效厚度、裂缝分布规律，判断出大致的水淹范围。然后确定油井每个油层段水淹情况，结合历年的动态生产数据、调补层、找堵水等资料，计算水淹半径。最后针对油藏裂缝发育为中高角度、无边底水特点，在充分考虑注水的纵向位置的基础上，考虑注入水沿裂缝水窜锥进对水驱注水体积的影响，确定剩余油富集区。

3.2.2 数值模拟法

利用Eclipse数值模拟软件建立了双重介质全块模型。由于潜山为厚层块状，将数模纵向按100 m进行分段。同时为了拟合水锥，建立柱状坐标地质模型，在油水井拟合率达到80%基础上，确定剩余油分布。数值模拟的结果与动态分析法剩余油研究的结果基本吻合。

根据数模研究的结果，裂缝系统驱油效率达到90%以上，而对于岩块系统，驱油过程具有不完全性，只有被裂缝所切割的较大岩块才有较充分自吸排油过程［4］，驱油效率仅为8%左右。数模结果表明，裂缝系统剩余可采储量占到63%，是二次开发的主要对象。

3.2.3 剩余油分布规律

平面上水淹区域多呈带状、舌状、点状分布，表现为一定方向性；注采相对完善地区，含油饱和度低，水淹严重。纵向上距潜山顶不同段水淹程度存在差异，下部水淹较严重，上部水淹较弱。

4 二次开发优化及效果

4.1 开发方式

由于储层天然能量不足，必须采取补充能量的开发方式。该块埋藏深，储层物性相对较差，非均质性强，虽然油品为普通稠油，但不适合注汽热采开发［5］。目前注常温水已经15年，地层温度变化不明显，高于原油析蜡温度52℃。原油流变性试验表明，目前地层温度下原油为牛顿流体，因此仍采用注常温水开发。

4.2 注水方式

根据数值模拟研究结果，水平井注采较直井注采采收率高3.8%。由于水平井注水有较大的泄油面积，确定主要采用水平井注采组合方式；同时利用原有直井，辅以直井与水平井注采组合方式开发，整合新老注采井网。

4.3 水平井部署［6－8］

（1）水平井方位：为了多穿裂缝，水平井方位尽量与裂缝呈一定角度；而注采方位与裂缝方向要存在一定夹角，以避免注入水沿裂缝方向水窜；同时水平井尽量平行于构造，以减少水平井两端压力差异，特别是水平注水井。

（2）水平井长度：油藏工程方法计算表明，随着水平段长度的增加，三大阻力增加，产量提高幅度减少。结合原直井井网和剩余油研究结果，水平采油井的长度确定为300～400 m；水平注水井由于较深，不受原井网约束，为达到底部注水需要，水平井长度可适当增加，为500～600 m。

（3）水平井分段部署：根据油水注采见效情况以及数值模拟研究，水平井纵向距离确定为150～170 m，在潜山厚度500 m左右区域部署上、中、下3段井，在300 m潜山厚度部署上、下2段，在潜山厚度200 m左右仅部署1段，形成空间叠置水平井，从平面和纵向优化空间距离，扩大波及体积，减缓水窜。

4.4 先导试验开发效果

目前，牛心坨潜山已经在顶部和底部完钻2口水平井，水平油井长度为400 m，水平注水井长度为560 m，油层的钻遇率为97.5%，其中水平井油井初期产量12 t／d，目前产量稳定在8 t／d，是周围直井2.5倍，累计产油3 277 t；水平注水井日注80 m3，是周围直井的3倍，注水压力比直井低3～5 MPa，吸水指数为周围直井的4.3倍，周围直井压力缓慢上升。在二次开发先导试验基础上，整体部署水平井12口，预计实施后采油速度提高到0.7%，最终采收率提高4.7%。

5 结论和认识

（1）利用先进技术和手段，精细识别潜山顶部构造，预测裂缝展布，开展储层分类综合评价，重新构建地下认识体系，是实现潜山油藏二次开发的基础。

（2）针对目前牛心坨山油藏地层能量较低，直井注水困难的情况，创新开发理念，优选开发方式，利用水平井重建注采井网是实现二次开发有效途径。

（3）牛心坨潜山油藏二次开发水平油井产能为直井的2.5倍，水平注水井使地层压力逐渐回升，周围油井产量稳中有升。先导试验的成功为牛心坨潜山二次开发扩大部署奠定了坚实的基础。

［1］ 任芳祥.辽河油区老油田二次开发探索与实践［J］.特种油气藏，2007，14（3）：5－10.

［2］ 黄太明.牛心坨地区太古界变质岩储层特征研究［J］.特种油气藏，2003，10（5）：22－25.

［3］ 胡文瑞.中国石油二次开发技术综述［J］.特种油气藏，2007，14（6）：1－4.

［4］ 柏松章.碳酸盐岩潜山油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997：3－6.

［5］ 张方礼，赵洪岩.辽河油田稠油注蒸汽开发技术［M］.北京：石油工业出版社，2007：8－9.

［6］ 黄伟.水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用［J］.断块油气田，2005，12（1）：50－51.

［7］ 凌宗发，王丽娟，胡永乐，等.水平井注采井网合理井距及注入量优化［J］.石油勘探与开发，2008，35（1）：58－64.

［8］ 曹立迎，刘慧卿，张宗元，等.边水油藏水平井见水规律及控水措施研究［J］.断块油气田，2010，17（4）：448－450.

ment；Niuxintuo oilfield；heavy oil reservoir

63Secondary development practice of Niuxintuo buried hill reservoir

Xu Mingwang（Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010）

In view of the problems of quick water breakthrough，low recovery ratio by using vertical wells to develop in Niuxintuo buried hill reservoir，based on the evaluation of reservoir stratas，geology system is reconstructed.With the method of reservoir engineering and numerical simulation，water flooding system by horizontal wells is determined.Horizontal wells in different depth can achieve oil development in scope.At present 2 horizontal wells are implemented in the trial development.Oil production of horizontal wells is two and half times that of vertical wells.Injectivity coefficient of injecting horizontal well is as far as 4.3 that of vertical wells.The result is referenced by other buried hill reservoir.

buried hill reservoir；secondary develop－

TE341

A

1673－8217（2012）03－0063－03

2011－12－27

徐明旺，工程师，1973年生，2004年毕业于石油大学（北京）油藏工程专业，现从事油气田开发工作。

本文研究内容受辽河油田二次开发研究项目资金资助（油辽技2009－4－1）。

李金华