萨南油田A区块断块区域综合调整方法研究

任文佳（中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂油田管理部，黑龙江 大庆 163414）

萨南油田A区块位于萨尔图构造轴部，倾角6～30°，断层极其发育，形成多个断块区。断块区具有以下地质特点：构造复杂，次一级断块多而小；断层数量多，延伸距离长；断层走向变化大；断块内油水井钻遇断点多，断失层位多，断层空间展布难以确定。编制布井方案时，根据当时掌握的构造资料，采用五点法面积井网进行布井，形成了完善的注采系统。新井完钻后应用构造建模技术，对断层进行了重新认识，断层空间展布发生明显变化，在构造轴部形成了断块区，造成注采系统不完善，影响区块开发效果［1－3］。为此，笔者开展复杂断块条件下注采系统的调整方法研究。

1 A区块断块复杂区域开发存在的主要问题

1.1 连通状况差，注入压力上升快，注入差井数比例高

断块区注入压力上升幅度超过区块平均水平12.5%。压力升幅大的井主要集中在面积较小的断块内，其中注入压力距破裂压力小于1MPa的井数比例达到86.9%，明显高于相同注入PV（孔隙体积倍数）下其他区块。

1.2 注入剖面未得到明显调整

对比12口具有连续吸水剖面资料的注入井，注聚前后剖面未得到明显调整，主力油层中发育较好的B1、B2沉积单元的吸水厚度比例仅增加1.2%，注聚后期油层动用状况进一步变差。主力油层B的3个沉积单元吸水厚度比例下降3.53%。

1.3 注采不平衡状况突出

各断块注采井数比一般小于1，并且注采对应关系不协调，注采不平衡状况突出。统计各断块月度注采比，水驱阶段月度注采比在0.8～1.06，注聚后逐步降低，各断块保持在0.7～0.9。M断块2口采出井无连通注入井，长期有采无注。

2 构造模型的建立及对断层的再认识

根据断块区及附近的新、老油水井的断点数据，建立每一条断层的数据库文件，以及油水井井位坐标和各油层组的顶部海拔深度数据［1］。在Petrel构造模型建立前，认为断块区发育2组断层，主要是北西向断层对油水运动形成较大阻碍，南部的2条次一级的小断层影响不大，因此，在编制聚合物驱布井方案时进行均匀布井。断块区进行构造再认识后，根据建立Petrel构造模型，确定共发育9条正断层，分为2组，其中北西向断层断距大、延伸距离长，控制了断块区的主体形态；北东向断层属于次一级断层，断层走向与北西向断层近于垂直，平面上呈雁行状排列，断层将该地区切割成8个小断块（见图1）。与原有的构造认识比较，新增断层2条，4条断层的延伸长度发生了明显变化。

依据可视化的构造模型，可以判断断块内油水井连通状况。由于区块模型在三维窗口中可任意翻转或切开，可在任意方向上得到不同比例的构造剖面图，能够直观地观察到注采系统调整目的层的断失部位以及各井之间的连通关系。确定了油水井之间的连通关系后，可选择井况完好的井，进行聚驱井利用，为综合调整打下基础［2］。

3 聚驱综合调整原则和措施

3.1 综合调整原则

综合调整要遵循以下原则：①根据断块区特点，结合油层发育状况，逐一断块完善聚驱井单砂体注采关系，提高储量动用程度；②根据聚合物驱阶段性强的特点，充分利用水驱低产低效井，缩小注采井距，增加采出井受效方向；③对于聚驱注采系统相对完善的断块，以增加靠近断层采出井受效方向为目的进行水驱井转注；④对于注采关系不协调、注入困难的断块，利用水驱井缩小注采井距，建立相对完善的聚驱注采系统；⑤根据油层发育状况及物性参数，确定合理的聚合物分子量及注入浓度、黏度等注入参数；⑥配套实施分注、注采参数调整、增产增注等聚驱综合调整技术，改善聚驱开发效果［3］。

3.2 断块区聚驱综合调整的具体做法

1）对于有采无注型，增加注入井点。该类型多集中在断层附近，一般以油井封边，由于长期缺乏供液来源，造成油井产液量低、沉没度低。因此，油井的采出程度及采收率的提高幅度均很低。

2）对于有注无采型（一般可细分为2种情况：一种是注入井与采出井不连通；一种是注入井与采出井连通差，造成注入井注聚后压力高，注入状况差，采出井在聚驱阶段开发效果差），将与注入井在同一河道砂体沉积、并且位于断层附近的采出井补开，或者注入井转为采出井，充分挖掘断层附近的剩余油。

图1 断块区构造模型建立前后断层平面图

3）缩小注采井距、增加受效方向［4］。在断块区内，井网井距不规则，一般是注入井周围采出井点少并且距离较远，存在注采井距偏大的问题。由于聚驱过程中，驱替相的黏度较高、流体渗流阻力增加、压力传导能力下降，随着注采井距逐步增加，纵向上高渗透率油层的聚驱控制程度下降幅度较小，低渗透率油层将由于驱替压力梯度逐步降低而难以动用，聚驱控制程度下降幅度大，使整体上的聚驱控制程度降低。在动态变化上，会出现井距较大的采出井在水驱条件下能够正常生产，但在注聚后出现严重供液不足的现象。因此，充分利用水驱低产低效井补孔，不但缩小了注采井距，而且增加了出油井点。调整后，聚驱控制程度由36.3%提高到44.9%，提高8.5%，多向聚驱控制程度明显增加，两相及以上聚驱控制程度增加了10.8%。

4 断块区综合调整效果

1）断块区注入速度大幅度提高，注入状况得到改善。调整后注入速度提高0.0699PV/a，超过规划要求0.0285PV/a。

2）断块区原有注入井注入状况得到改善。一是注入压力大幅度下降，注入量稳定增加。23口注入井调整前注入压力12.38MPa，日注入量2081m3，补孔后注入压力下降到12.12MPa，日注入量上升到2309m3。二是注入剖面有所改善，薄差油层动用程度增加。全井吸水有效厚度由29.1m增加到37m，增加7.9m，吸水有效厚度比例由60.1%提高到76.4%，提高16.3%。

3）断块区采出井增油效果显著。断块区采出井补孔后，日产液量稳步增加，由补孔前的2223t上升到补孔后的2804t，注聚后，日产液量进一步上升，与补孔前对比，上升幅度达到53.26%。

注聚后，为促进采出井及早见效，优选33口采出井实施压裂。其中原井网采出井20口，补孔井13口，措施后取得较好的效果，初期日增液1704t，日增油382.2t，综合含水下降3.46%。

注采系统调整后，采出井数由调整前的41口增加到61口，2007年11月，见效井数已由调整前的28口增加到49口，见效井比例由68.3%提高到80.3%，提高了12%。断块区补孔后到目前，累积增油42.3×104t，与不进行调整的预测结果比较，增油17.12×104t，采收率提高3.78%，取得了较好的经济效益。

5 结论

1）通过逐一断块完善单砂体注采关系，实现了水驱低产低效井的综合利用，提高了断块区的储量动用程度。

2）断块区综合调整后，聚驱控制程度由36.3%提高到44.9%，提高8.5%，多向聚驱控制程度明显增加，两相及以上聚驱控制程度增加了10.8%。

3）根据断块区聚驱注采系统调整结果，经过数值模拟跟踪拟合，确定调整后多增油17.12×104t。与不进行调整的预测结果比较，采收率提高3.78% 。

［1］姜继水，宋吉水.提高石油采收率技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］牛金刚.大庆油田聚合物驱提高采收率技术的实践与认识 ［J］.大庆石油地质与开发，2004，23（5）：91-93.

［3］王德民，程杰成，吴军政，等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用 ［J］.石油学报，2005，26（1）：74-78.

［4］冉启佑.剩余油研究现状与发展趋势 ［J］.油气地质与采收率，2003，10（5）：49-51.

［编辑］ 洪云飞