薄互层稠油注水油藏水平井挖潜技术研究及应用

马汝彦

（1.长江大学，湖北武汉 430100；2.中油辽河油田公司采油工艺处，辽宁盘锦 124010）

1 基本情况

1.1 地质概况

海外河常规注水油田是一个局部被断层复杂化的背斜构造，主要开采层位为下第三系东营组马圈子油层，动用含油面积13.1 km2，动用石油地质储量3 766×104t，油藏埋深 1 600～2 350 m，平均孔隙度 28.7%，平均渗透率858×10-3μm2，属于高孔中高渗储层。地质条件异常复杂，发育18条断层，将油田分割成15个断块，含油井段一般在200～500 m，最长达1 000 m以上，油层发育100多个小层，油藏具有多套油水组合，油水关系异常复杂，原油粘度差异大，不同断块同一断块不同层位原油粘度都不同。

1.2 开发现状

海外河油田于1989年7月采用一套层系、三角形井网、300 m井距投入开发，1992年形成基础井网，开发初期主要在主力断块边部实行温和注水。1993-1998年在不同部位进行局部加密，重点完善海1块注采井网。1999年后在油田主体部位细分层系，油田逐步实现全面注水开发。油田共有油井401口，开344口，日产液6 665 m3，日产油745 t，综合含水88.3%，采油速度0.82%，采出程度24.3%，采出可采储量75.8%。注水井总井143口，开井111口，日注水5 212 m3，累积注水1 848.1×104m3，月注采比0.56，累积注采比0.48，累积地下亏空2 021.8×104m3，油田处于高含水开发后期递减阶段。

2 高含水后期注水开发主要矛盾

2.1 原油粘度高，驱油效率低，热采潜力大

油田原油粘度高，地下油水粘度比在10～560，部分区域达到2 000 mPa·s以上，由于油水粘度比大，注入水粘性指进水窜严重，大部分油井注水见效后含水上升快，驱油效率低仅为32.1%，注水波及体积系数为50.9%，通过注水提高波及体积的空间很小。

2.2 非均质性严重，油层动用不均，井间剩余油富集[2]

油层层数多含有100多个小层，储层分布变化大，层内、层间非均质严重，层间渗透率级差1.9～18.8倍，层内渗透率级差2～400倍。河道主流线区域水淹重动用程度高，河道边部油层变薄物性变差，75%以上油井含水超过80%，35%油井液面低于1 000 m处于供液不足状态生产，油层动用程度严重不均。

3 水平井挖潜技术研究与应用

3.1 开展油藏描述工作精细刻画地质体分布

精细开展了水平井部署的前期研究工作，从海外河油田构造体系分析、确定断层展布方向及分布规律入手，结合动态监测和分析手段，进一步落实了区域内18条断层的走向、倾向、倾角及断距等具体特征，明确了四级构造单元内断块区和断块的划分，搞清楚了海26块内部十几个复杂断块的构造特征和油水分布规律。在此基础上，通过高分辨率三维地震资料精细解释及测井资料重新解释，在精细地层对比、准确划分地层层位与储层单元的基础上,进行地震相位的准确标定,选取相当于主力含油小层顶或附近的相位进行追踪解释成图,并利用实际钻井资料的断点、小层数据对主力油层的断层进行偏移分析和归位校正。最后,在精细断面和层面描述的基础上,做出大比例、小等高距主力油层顶面构造图。

在主力注水区块开展了微构造研究。是以较密井网资料为基础，直接以分布较广的主力油砂层顶面或底面为准，采用2～5 m小间距等高线，用等值线内插法绘制构造图。大体上正韵律油层以底面为准作图，反韵律油层以顶面为准作图，对均质厚油层，顶底面均作图。微地质界面研究，真实逼近了地下地质体的起伏形态，构造幅度由最初的10 m以上精细到现在的3～5 m，等高线间距由原来的10～20 m精确到2～5 m。

3.2 利用沉积相研究落实储层分布特征

沉积岩石微相研究。在以上精细研究的基础上，主要利用取心井岩性分析资料及相应的测井信息，对储层岩性进行量化分析。在细分沉积微相基础上，划分出岩性、电性基本相同的岩石相带，绘制了沉积微相图，结合动态分析揭示了不同相带的含油潜力。测井储层评价及精细解释。通过测井储层多井数字处理结果，计算储层微观参数、非均质参数，根据不同相带的储层具有不同的岩性、不同的物性和不同的沉积韵律性，综合进行油层潜力评价。

3.3 开展水平井开发可行性研究[3]

主力区块海1块和海26块，地质储量3 294×104t，目前地质储量的采出程度23.76%，具有一定的剩余地质储量（2 500×104t），水平井开发具有较好的物质基础。优选出的3个主力单砂体，利用水平井开发可增加剩余可采储量18×104t。

部署区的3个主力单砂体，油层薄3 m以上，油层发育比较稳定，早期注水保持了一定的地层压力，注水井多数位于构造的低部位，分析油层水淹规律和目前生产井的动态，认为高部位和井间水淹程度较弱，剩余油较为富集，适应水平井开发。

3.4 利用导眼资料校正油层深度和厚度

由于油层较薄,因此在钻水平段之前，采取先钻导眼的方法。将导眼所获取的第一手地质资料与原始地质资料对比分析，进一步确定油层的产状，更新地质模型，指导水平段轨迹调整，保证油层钻遇率。海26-H102根据导眼提供的油层顶界着陆至1 854 m见油层（垂深1 614.5 m）油顶垂深误差3 m。

3.5 应用地质导向技术保证油层钻遇率

地质导向钻井技术是近年来国内外发展起来的前沿技术之一，其特征在于把钻井技术、测井技术和油藏工程融合为一体。在钻井过程中，利用钻井液压力脉冲将地质参数（伽玛和电阻率）、钻井参数及其它辅助参数传输到地面，由译码系统识别出脉冲信号，再用地面软件系统适时做出解释和决策，从而实现随钻控制。地质导向钻井技术的应用，提高了对所钻地层地质构造、储层特性的判断精度以及钻头在储层内钻进时井眼轨迹的控制能力，对于提高油层钻遇率、钻井成功率、油气采收率具有重要作用，如海26-东H101和海26-东H102应用斯伦贝谢近钻头地质导向技大使油层钻遇率分别达到84.9%和73.7%。

3.6 采用蒸汽吞吐开发提高水平井生产能力

水平井部署的小层，50℃地面原油粘度950～2 300 mPa·s，原油类别按总公司研究院分类标准为普通稠油。据刘文章调查，国际许多专家通过大量研究及现场试验，认为普通水驱与热采（包括高温热水驱）的地下原油粘度界限介于100～200 mPa·s，因此，本层系原油性质适宜热采。在与相临洼38块、新海27块的原油性质、油藏条件等方面进行对比都有相近之处，这类油藏水平井热采增油效果明显，因此，薄层水平井应该能通过热采提高产能。试验海26-东H102井，投产初期日产液量30 m3，生产25天后降至10 m3，动液面1 300 m。于2008年1月注汽，注汽量2 500 t，注汽干度75，速度9 m3/h，注汽后，日液量上升到40 m3，日产油上升到10 t是注汽前产量的3倍。

4 效果评价

海外河油田薄互层注水油藏部署水平井7口，采用冷采投产5口，平均油层钻遇率达79.6%，初期平均日产油11 t，是周围直井产量的3倍，累计采油1 240 t，平均单井年产油0.3×104t。根据目前水平井的生产效果，在精细储层分布研究的前题下，还可在海26块d1Ⅱ、d1Ⅲ、d2Ⅱ油层组中3个主力单砂体，预计部署水平井5口，控制地质储量107×104t，预计增加可采储量 22×104t。

5 认识

（1）储层分布不稳定。从完钻的水平井证实，海26块储层岩性变化较快，储层分布不稳定，平面分布较难预测，必须应用先进地质导向钻井技术确保储层钻遇率。

（2）井间有较丰富的剩余油，水淹程度低。从已经投产的水平井生产可知，初期日产油量均达到10 t/d以上，含水在10%～50%，证实井间水淹程度低，剩余油较富集，是水平井挖潜的有利区域。

（3）注汽后产液量大幅上升。油稠致使水平井供液不足，可通过蒸汽吞吐显著提高了原油的流动能力，达到提液增油的目的，蒸汽吞吐后产液量增加3倍以上。

（4）地层压力是保证水平井正常生产的必要条件。当地层压力较低时，不能充分发挥水平井泄油面积大的优势，因此，合理的地层压力是确保水平井正常生产的必要条件。

[1]马强.海1块复合深度调驱体系研究[D］.大庆：东北石油大学，2012：1-58.

[2]张华光，马强.海外河油田高含水期油水层和薄差油层挖潜方法[J］.石油地质与工程，2010，24（2）：58-60.

[3]马强.现代油藏管理的应用[J］.北京石油管理干部学院学报，2011，18（5）：47-50.

[4]席雄祥，乔守武，冯继武，马强.底水油藏开采技术对策研究[J］.内蒙古石油化工，2008，34（16）：113-114.

[5]马强.应用微溶技术优化油藏烃的渗透率[J］.国外油田工程，2008，24（5）：37-39.