应用综合技术改善海26复杂断块开发效果

马汝彦

(1.长江大学研究生院，湖北 荆州 434023;2.中油辽河油田公司 采油工艺处，辽宁 盘锦 124010)

海26块位于海外河油田北部，大洼断层的下降盘，由15个断块组成，其中，复杂小断块13个，含油面积4.78 km2，石油地质储量1 485×104t，占海26块总储量的71.8%。海26复杂断块目前已处于高含水、高采出程度的“双高”阶段，剩余油分布零散。受构造复杂、储层连通差等多种因素影响，水驱控制程度低，储层动用程度差异大，表现出压力下降加快，产量递减加快。本文在精细油藏描述和剩余油认识的基础上，利用综合性技术不断优化注水结构，不断挖掘剩余油潜力，断块含水上升率下降8.1%，自然递减率下降15.6%，水驱采收率提高3.1%，取得了较好的开发效果。

1 油藏基本持点

1.1 构造复杂

早期发育的三条断层形成两个断裂背斜，多条四级断层将海26块进一步分割成15个断块，油层连通差，连通程度为50%～60%，具有多套油水系统，无统一油水界面，油藏类型主要为边底水油藏和岩性油藏。

1.2 层间差异大

该断块含油井段长、含油层数多，划分为10个油层组、41个砂岩组、109个小层。含油井段一般为300～400 m，最长达1 000 m。

储层层间渗透率差异大。水下分流河道和河口砂坝沉积微相物性好，渗透率为995×10－3～2 390×10－3μm2;河道边部、分流间、前缘薄层砂沉积微相岩性细、厚度小、物性差，渗透率大多在260×10－3μm2以下。渗透率级差最大达到 1 340.7，一般在12.5 ～192，非均质系数在 1.07 ～2.36，变异系数在0.06 ～0.96。

1.3 原油物性差异大

原油具有高密度、高黏度、低含蜡量特点。同一断块不同层位、同一层位不同断块原油黏度相差都较大。50℃地面原油黏度为4.34～4 984 mPa·s，地层原油黏度为1.44～209 mPa·s。

1.4 层间干扰严重

具有多套油水组合，由于复杂油水关系，加之多层合采合注，层间干扰十分严重。50.9%油井进入高含水生产，75%油井液面在1 200 m以下，断块产量下降，含水上升，自然递减率高达30%以上。

2 综合技术应用及效果

2.1 剩余油分布规律研究

2.1.1 精细构造解释

通过对海26块350余口井进行精细小层对比，结合动静态分析和三维地震资料，逐步落实了海26块构造特征，落实海26块四级断块为15个，并利用克利金插值法开展微构造研究，落实海26块微构造高点为5 个［1］。

2.1.2 细分沉积微相

在沉积学理论指导下，建立海外河油田各类储层的沉积模式，在精细小层对比的基础上，开展沉积微相研究，建立43个主力小层沉积微相，结合动态分析，逐步揭示各小层不同相带的含油潜力。

2.1.3 剩余油分布特征

利用油藏工程、动态分析、动态监测等多种方法，分析出海26复杂断块剩余油分布规律［2］:

1)平面上随着断块采出程度和综合含水上升，剩余油分布受多种因素控制。一是受构造控制的剩余油，断层边角部位和微构造高点剩余油相对富集;二是受井网控制的剩余油，由于套损、管外窜槽导致局部缺少井点或部分井未钻穿目的层，这些区域剩余油相对富集;三是不同相带控制剩余油。水下分流河道微相渗透率高，采出量大，水淹严重，分流河道间砂及前缘薄层砂沉积微相，渗透率低，物性差，水驱波及程度低，剩余油相对富集。

2)纵向上地层等时不同相或同相不等时，决定了储层层间和层内的非均质性严重，导致剩余油在纵向上分布状况存在差异。一是层间差异导致低渗透层中的剩余油相对富集;二是各种韵律的厚油层，层内差异导致的剩余油;三是注采井间缺乏连通形成的剩余油。

2.2 优化注水结构

2.2.1 完善注采井网

针对油藏类型不同、油藏水淹状况不同和复杂小断块压力低的现状，分别在断块东部采取不规则面积注水和断块西部采取点状注水的开采方式［3］。

海26复杂断块构造非常破碎，最小断块只有0.11 km2，由于面积小、连通差，注采井网极不完善，随着采出程度的增加，油藏压力水平下降。在精细小层对比认识的前题下，只有实行一对一点状注水方式完善注采井网。先后在海14－30块、16－18块、18－22块、22－22块、24－22块等9个复杂小断块，投转注水井15口井，注采井数比由1∶8.3提高到1∶4.6，水驱储量控制程度由31.9%提高到51.2%，地层压力由11.8 MPa上升到15.2 MPa，注水受效油井达到78口，累计增油1.1×104t。

2.2.2 实施多级分注

几年来，先后采取了同心式、偏心式、油套式和改进偏心式等多种分层注水技术，由于油稠、出砂等因素影响，都存在测试投捞困难的弊端。2003年引进三管分注工艺，解决了测试投捞困难的难题，又可在井口方便调整配注量。共实施分注井23口，分注层段数由22个增加到59个，分注率由5%提高到95.8%，水驱储量动用程度由28.9%提高到56.9%。

2.2.3 开展周期注水

海26复杂断块储层非均质严重，变异系数大于0.7的非均质储层占66%，地下原油黏度已接近稠油注水极限，注水后单层突进层内指进现象严重［4］。周期注水技术是通过周期性地改变注入量和采出量，在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水在层间压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管吸渗作用，增大波及体积。根据构造位置、储层特点、连通状况优选出8个井组，实施周期注水，累计增油0.117 5×104t。

2.3 配套技术应用

2.3.1 侧钻技术

通过对油藏进行精细研究，精确描述剩余油分布规律，针对断层夹角附近、微构造高点、水淹级别低的沉积微相、井网不完善等剩余油富集区，利用加深侧钻、改向侧钻、大位移侧钻技术进行局部挖潜，部署侧钻井30口，累计增油1.35×104t。

2.3.2 层间接替技术

随着各个小断块转入注水开发，调补层不再是单纯的上产措施，同时作为一项完善注采对应的主要工作，最大限度提高水驱动用程度［5］。共实施调补层78井次，累计增油2.64×104t，平均单井增油338 t，增加注水受效油井28口。

2.3.3 堵水技术

运用地化录井、C/O、硼－中子寿命、电性图板等测井技术，提高水淹层解释精度，通过与动态分析有机结合，有效挖掘低水淹层和薄差油层的潜力，并实现堵水与分注、堵水与防砂、堵水与提液的有机结合，进一步优化产液结构。共实施找堵水62井次，累计增油1.94×104t，减少无效产水量10.6×104m3。

2.3.4 防砂技术

针对地层胶结疏松、出砂严重的特点，逐渐摸索出适合油藏特点的地层深部防砂和螺杆泵排砂以及筛管防砂和氟硼酸防砂的两主两辅防排砂技术体系［6］。共实施防砂治砂75井次，治理后出砂井检泵周期由18 d延长到215 d，累计增油1.6×104t。

3 开发效果评价

通过综合技术的规模应用，海26复杂断块开发效果得到了明显改善，开发效果见表1。水驱采收率由17.9%提高到21.0%，增加可采储量46×104t。

表1 海26复杂断块开发效果对比表

4 几点认识

1)通过深入开展海26块油藏精细描述，为改善复杂断块提高开发效果提供了前题和基础。

2)针对不同油藏类型不断完善注采井网，是确保海26复杂断块稳产必经之路。

3)应用综合技术手段挖掘剩余油潜力，是提高海26复杂断块动用程度、改善开发效果的有效方法。

［1］赵峰.大洼油田东营组一段复杂储层研究［J］.特种油气藏，2005，12(4):33－35.

［2］温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策［J］.特种油气藏，2004，11(4):50－53.

［3］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.

［4］刘志宏.胜坨油田特高含水期周期注水技术研究与应用［M］.北京:石油工业出版社，2001.

［5］张世民.提高边底水稠油油藏储层纵向动用程度研究［J］.特种油气藏，2005，12(5):66－67.

［6］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.