复杂断块平面差异划分开发区研究与应用

杨行军

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

分层系开发能解决层间的开发矛盾，改善油藏水驱效果，从而提高采收率。但是，在分层系开发的过程中不能盲目全面进行，应从油藏条件和经济效益出发，平面上差异划分开发区，确定分层系开发区和合采区。海14-18块含油井段长、层多层薄，剩余油富集，具备分层系开发的基础条件。但是，该块油层发育及剩余油分布不均，在平面上如何划分开发区值得深入分析。

1 区块概况

截至分层系开发前，区块于1993年采用一套开发层系直井注水开发，共有油井7口，开井7口，日产油14.0 t，综合含水85.0%，年产油0.3×104t，累产油32.8×104t，采油速度0.26%，采出程度15.03%；注水井4口，开井3口，日注水160 m3，年注水3.6×104m3，累注水73.5×104m3，累注采比0.73。

2 油藏开发存在的主要问题

海14-18块以前构造不落实，区块北部一部分一直归属于北边海26块开发，后通过精细地层对比并结合VSP测井，发现原大洼断层向北移200 m，且新发现海12-16断层，形成独立的小断块，构造面积0.49 km2(图1)。由于区块发生较大变化，油藏开发存在以下3个问题。

图1 海14-18块东二段底构造(新)Fig.1 Bottom boundary structure of Ed2 of Hai 14-18 block (new)

2.1 储量动用程度低

区块平面上井数少、井距大，东二段平均井距202 m，东三段平均井距220 m，均大于海1块的平均井距150 m，并且区块东部、西部储量未动用。纵向上区块共有4口井未钻穿东三段油层，平均每口井少钻油层16 m。经计算，区块东二段储量动用程度为62%，东三段的储量动用程度为45%，储量动用程度低。

2.2 注采井网不完善，水驱控制程度低

目前区块内正常生产油井有7口，而正常注水井仅有3口，且均位于区块边部，注采井数比为1∶2.3；区块中心区域无注水井对应，单向受效井占57%，水驱控制程度仅为34.8%。

2.3 含油井段长，油层多且薄，纵向动用不均

统计钻穿东三段3口井的钻遇情况来看，平均含油井段为281 m，平均叠加油层厚度为44.7 m，平均层数有27个，平均单油层厚度为1.7 m，说明区块纵向含油井段长，油层多且薄。受层间矛盾影响，层间干扰严重，各油层动用不均[3]。例如，海14-16井层间渗透率级差为73倍，未吸水厚度占总厚度的50%；海14-17井多层合采时，46%油层厚度未动用。

3 区块油层及剩余油分布规律

3.1 油层分布规律

区块油层整体具有东厚西薄的特点。东部d2Ⅲ上部和d2Ⅳ为边水油藏，以d2Ⅳ含油边界线为界，将区块分为东、西两部分，东二段油层分布为东厚西薄。同时块内东三段为纯油藏，受沉积微相影响，东部砂体发育，东三段油层分布也为东厚西薄。区块东部油层平均厚47.3 m，其中东二段、东三段分别为26.5 m和20.8 m；西部油层平均厚21.8 m，其中东二段、东三段分别为10.5 m和11.3 m(图2)。

3.2 剩余油分布规律

剩余油分布研究是注水开发油田后期挖潜储量的主要研究内容之一[4]。剩余油分布的影响因素可分为地质因素和开发因素[5]，海14-18块受断块面积变大、含油井段长、储层非均质性强、注采井数比低、采出程度低等因素影响，造成区块储量动用程度低、注采井网不完善、水驱控制程度低、纵向动用程度不均等问题，导致区块剩余油较富集。通过对4个油层组水淹状况进行分析，东二段高部位及东三段整体水淹程度低，剩余油主要集中在平面未动用区域、纵向未动用油层和井间，东部剩余可采储量为40.07×104t，是西部的2.3倍(表1)。

图2 海14-18块东二段、东三段叠加油层厚度等值线图Fig.2 Contour map of superimposed reservoir thickness of Ed2 and Ed3 of Hai 14-18 block

表1 海14-18块剩余可采储量统计Table 1 Statistics of remaining recoverable reserves of Hai 14-18 block

4 开发区差异划分及实施效果

4.1 开发区差异划分

由于该块存在含油井段长、油层多且薄、纵向动用程度不均的问题，原来一套开发层系不能有效动用，因此需要重新划分开发层系。结合区块油藏特点，开发层系划分与组合应遵循以下原则[6-9]：①能形成井网和注采系统，使各类油层发挥最大的生产能力；②各套开发层系要有一定的油层厚度、油井的生产能力和单井控制储量，以保证达到最低经济效益要求；③各层系构造形态、压力系统、原油性质应相近；④上下各套开发层系之间隔层(水井)厚度大于2.5 m。

根据开发层系划分与组合的原则，为了最大限度地提高开发效果和经济效益，针对区块油层东厚西薄及剩余油东富西贫的分布规律，区块平面不适合统一分层系开发，需要差异划分开发区。区块东部东二段、东三段油层均发育较厚，分别为26.5 m和20.8 m；东二段、东三段剩余可采储量均较大，分别为19.81×104t和20.26×104t，满足最低经济效益；同时各层系构造形态、压力系统、原油性质相近，东二段与东三段之间发育一套稳定的15～20 m厚的泥岩隔层，因此区块东部适合分东二段、东三段两套开发层系开发，即分采区，分为上层系和下层系(表2)。相反，区块西部东二段油层薄，仅10.5 m，且东二段剩余可采储量少，仅2.49×104t，满足不了最低经济效益，因此区块西部适合一套开发层系开发，即合采区。

表2 海14-18块东、西部油层厚度、剩余可采储量统计Table 2 Statistics of reservoir thickness and remaining recoverable reserves in east and west of Hai 14-18 block

4.2 调整井位部署

由于该区块注采井网不完善、水驱控制程度低、储量动用程度低，因此需要部署调整井，提高开发效果。鉴于该区块与邻块海1块地质条件类似，故采用与海1块同样的开发井网和井距，开发井网为反七点法[10]，井距为158 m。

由于受大洼断层倾角大的影响，区块分采区上层系含油面积相比下层系会变小，井距会变短，且下层系剩余油相对富集，同时为了节省投资，因此采用优先开发下层系，等下层系开发殆尽，再上返开发上层系的开发方案。下层系形状显宽，因此设计2个井组，空白区单独部署二线油井动用，共部署油井9口，注水井2口，均设计双靶点，保证上返时上层系能形成两个井距为100 m的规则的注采井网开发。区块合采区受外形不规则的影响，根据已有注采井加密部署油井3口(图3)。

图3 海14-18块开发调整井位部署Fig.3 Adjustment of well location deployment in Hai 14-18 block

4.3 实施效果

由于分采区比合采区剩余油富集，按照“先分采区、后合采区，先注水井、后油井”的实施方案分批实施，于2016年初14口井全部投产，开发调整效果非常明显，主要体现在以下几个方面：

(1)由于区块整体采出程度低，新井(注水井先采油、后注水)仅射开东三段油层投产后，产量大幅上升，综合产水下降，区块日产油由14 t/d上升到105 t/d，综合含水由85.0%下降到45.5%，采油速度由0.26%提高到1.36%。

(2)由于区块井网大幅度完善，注采井数比由1∶2.3提高到1∶4.3，水驱控制程度由34.8%提高到71.5%，为提高区块采出程度奠定基础。

(3)为了保证分采区上层系和下层系井网的规则，均设计双靶点，在钻进中严格控制轨迹，均做到精确中靶，为以后上返上层系、提高开发效果打下基础。

5 结论

(1)针对纵向跨度大的多套油层的开发，必须进行分层系开采。同时，在遵循开发层系划分与组合原则的前提下，应根据同一区块内部油层厚度、剩余油等油藏地质条件的差异性，在参考效益的基础上平面差异划分开发区，最大限度地提高开发效益。

(2)复杂小断块在开发调整中应根据区块油藏空间特征和已有的注采井来设计合理的注采井网，最大限度地提高区块的开发效果和经济效益。