苏北复杂断块油藏稳产的技术对策

赵梓平　蒋永平　梁　珀（中国石化华东油气分公司泰州采油厂　江苏泰州　225300）

苏北复杂断块油藏稳产的技术对策

赵梓平蒋永平梁珀
（中国石化华东油气分公司泰州采油厂江苏泰州225300）

摘要：针对复杂断块油藏特点，通过油藏精细描述、剩余油分布规律认识等研究，采取滚动与调整相结合的思路，挖掘中低渗层潜力，提高开发水平。这些技术的综合应用，有效地控制了油田递减，实现了老油田的硬稳定。

关键词：复杂断块；油藏；稳产；精细描述；CO2吞吐

中国石化华东油气分公司所辖的苏北盆地溱潼、金湖、海安凹陷，是我国东部地区典型的复杂小断块油田。由于盆地构造活动频繁、沉积类型多样，造成了储层层间、层内、平面的严重非均质性，油藏埋深从1200～3500m不等，储层渗透率1～4000×10-3μ m2，孔隙度12%～34%。从地质发展角度来看，由于改造性大于继承性，因而构造破碎、含油面积小，油藏类型多样，小型、微型油田占90.2%，油水关系复杂，稳产难度大。

受当前国际原油价格低位徘徊影响，勘探开发方面的投资大幅缩减，油田开发的成本与效益矛盾凸显，对老区稳产、新区产建、措施增效等提出了严峻考验。因此，如何应对低油价下效益与产量的挑战，是亟待解决的课题。

1 油田开发历程及存在问题

华东油气分公司苏北油区的开发大致可划分为4个阶段：1975-1990年为依靠天然能量试采阶段；1991-2003年注水开发产量上升及稳产阶段；2004-2009年注采井网完善及综合治理阶段；2010年以后的稳产上产阶段。

在综合治理阶段后期，主力油田的断块优质储量已经进入高含水、高采出程度阶段，平均综合含水92%，采出程度38%，剩余油高度分散，一批中低渗油田仍然面临采油速度低、采出程度低、完善注采井网难度大等难题。另外，受限于研究手段及工艺技术，对剩余油的有效挖潜措施不力，加上井况差和后备储量接替不足等，直接影响到油田稳产工作。

2 油田稳产技术

通过近几年的技术攻关，油田在构造精细研究、剩余油的认识和储层非均质描述等方面取得突破性进展，并总结出了一套适合复杂小断块油田稳产开发的技术和方法。

2.1加强断块构造和成藏规律研究

根据复杂小断块的地质特点，对老油田周边滚动扩边有利地区加强油源及油气运移规律和成藏机理研究，分析各种地质现象，进行精细的地层划分，从整体构造背景和可能的力学条件出发，预测断层分布规律，设想地质构造模式，在地质模式的指导下进行复杂断块群的断层解释和平面组合，精心编制构造图。通过这些工作，在“十二五”期间陆续找到帅垛、顾庄、蔡家堡等油田，新增地质储量约612×104t，效果明显。

2.2储层建模及油藏精细描述技术

复杂断块油藏描述的重点是对储层沉积微相、储层特征的认识，准确区分油藏的主控因素而进行的综合研究。在实际研究中，对构造相对简单、储层非均质严重的低含水油藏，重点以小层为单元，综合研究“三微”特征，建立精细的地质模型，及时掌握油水运动规律和剩余油分布，为开发调整提供依据；对高含水期油藏，重塑小层为单元地质模型，建立精细的流动单元模型，进行精细数值模拟研究和多层次、多元化联合攻关，掌握剩余油分布的总体格局，调整注采系统。

2.2.1非均质储层油层精细描述

非均质储层油藏精细描述的关键储层沉积微相的研究，将目前开展的层序地层学理论应用到非均质储层的开发研究中。以丰富的单井钻井、测井等资料为约束条件，建立储层地质模型，利用低次旋回特征进行局部地层重新对比，解释储层连通性，再根据纵向储层渗透率级差进行组合开发单元，解决细分层开发问题。

2.2.2复杂小断块油藏描述

复杂断块油藏断层的认识是油藏描述的主要内容。小断层精细解释为油田储层建模提供了可靠的信息。开发后期的微构造研究主要是建立在井组动态分析的基础之上，对局部起封堵作用的三、四级低序断层的合理组合。对这些断层的研究重点是根据实钻资料、重复地层测试资料、生产资料、动态见效资料以及示踪剂、检测技术，组合断层的准确位置。如对华港、陶思庄等老油田，通过对大断楞的精细刻画，紧贴断层钻定向井、侧钻井，年增油1.0×104t，效果良好。

2.3剩余油分布类型描述

根据剩余油控制因素，结合小层砂体平面展布与油藏几何形态，得出了剩余油分布的9种特征及类型：①构造高部位形成的剩余油；②井网控制不住形成的剩余油：③注水井网不完善形成的剩余油；④油层动用程度低形成的剩余油；⑤井间非主流线形成的剩余油；⑥低渗透形成的剩余油；⑦砂岩透镜体形成的剩余油；⑧正韵律后又层底部水淹后顶部形成的剩余油；⑨分段水淹油层在相对低渗透条带形成的剩余油。

2.4开发思路的局部调整

针对油藏具体开发实际，加强了注采井网调整的“优化重组”，有效改善了油藏开发效果，对不同类型、不同含水阶段的油层采取不同的治理措施。

（1）对高含水油藏采取调剖堵水、井网抽稀、电泵提液和三次采油等措施，以稳油控水为主，使含水上升率低于3%。

（2）中低渗层井网界限量化，实现开发对象的转移。从早期完善主力断块的注采井网转移到完善非主力断块的注采井网。开展低渗层技术界限研究认为，渗透率小于100×10-3μ m2的中低渗层（级差小于5），在150～200m井距下开采，具有一定的生产能力。

（3）不稳定注气，提高层系驱油系数。针对注气区块受效开发后期气窜严重的问题，进行周期注气、水气交替的开发方式。草舍泰州组油藏实施完第二个二氧化碳（CO2）段塞后，采收率提高了6～8个百分点。

3 配套改善开发效果的工艺方法

3.1多靶点定向井、侧钻井技术

针对复杂断块油藏断层多、具有多套含油层位且平面重叠性差以及油田剩余油分散等特点，为钻遇油层厚度，在调整时广泛应用利用多靶点定向井、侧钻井技术，同时兼探新断块、新层位，降低钻井风险，采取占高点、贴断层、找夹角、打空档、多靶定向、多打油层，挖掘构造边角部直井难以控制的“死油区”。采取的技术主要有上侧占高井、下侧回头井、平侧水平井3种类型。经过多年的研究及实践，侧钻井技术在苏北老区剩余油挖潜工作中得到了大量应用。近3年来累计新增可采储量32×104t。

3.2二氧化碳吞吐技术

二氧化碳吞吐是以单井为对象的提高采收率的方法，是一种非混相驱。它是在不超过地层破裂压力注入压力下将液态二氧化碳尽快注入地层，然后在低于最低混相压力下关井浸泡一段时间，让二氧化碳尽快可能多地与地层剩余油接触并溶解，在低于混相核动力下开井生产。近年来，油田通过吞吐机理、吞吐井选井、施工参数优化、不动管柱注入方式、弹性注入量等技术研究，形成了一系列适合复杂断块低渗油藏有效开发的二氧化碳吞吐技术，实现了低渗油藏的有效开发。

3.3水平井分段压裂技术

“十二五”期间，主要工作是对低渗透区块或油田进行整体压裂改造，提高单井产量。近三年加大了对非主力开发层系的注采配套，采取分层压裂和单层压裂评价，年增油在2.5×104t以上，措施效果明显。目前正在加强重复压裂、干层、油干层和薄层压裂研究，以期加强对老油田非主力层的改造。

3.4配套注水工艺方法

根据地质特点，结合油藏性质，注水工艺技术不断进步，从早期的笼统注水方式逐步发展为多级多段分层注水、分质分压精细注水模式，从采用一套地面管网流程、一种注水水质标准注水，发展为走分质分压精细注水的道路。

4 结论

华东油气分公司苏北油区复杂小断块的特点突出，老油田的稳产应采取滚动与调整结合的策略：一方面增加经济可采储量，另一方面利用二氧化碳吞吐、水气交替注入等技术，最大限度改善高渗层剖面，挖掘中低渗层潜力，提高开发水平。实践中体会主要有两点：一是油藏描述是非均质断块油藏稳产的技术基础，应贯穿于油田开发的始终；二是二氧化碳吞吐、注水工艺等技术的配套使用，可经济有效地实现老油田的硬稳定。这些技术的综合应用，可有效提高层间动用程度、改善开发效果，成为低油价下复杂断块油藏的开发有效手段。