复杂断块高压低渗油田改善开发研究与实践

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李爱华， 龙文达

(1.中国石油大港分公司第一采油厂，天津 大港 300280； 2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 大港 300280)

1 油田地质概况

六间房油田是一个受港西、港东断层夹持的断鼻构造。含油面积7.2 km2，地质储量808.45万吨，可采储量98.61万吨。因地下地质构造破碎，断层发育，整体构造形态不规则。沙一下至沙三段平均渗透率在1.3×10-3～7.03×10-3μm2之间，属于低孔低渗的油藏。油藏埋深2 863.2～3 756.0 m，受成烃、成岩、断裂活动等因素的控制，普遍存在高压地层，原始地层压力45.2 MPa，压力系数1.3，总体说来六间房油田属于复杂断块高压、低渗油气藏。

六间房油田1999年注水开发后，初期增油效果明显，受益井压裂后更是获得了高产稳产。但随着能量的下降，产量下降快，注水井由于地层压力高，注水困难，因此稳产难度大。目前油田进入了低速、低效的开发阶段，采油速度为0.26%，采出程度为7.49%。要想改变这一现状，实施经济有效的开发，必须对下步开发的难点及潜力有个清楚的认识。

2 复杂地质规律研究

2.1 构造精细解释及构造特征研究

六间房地区位于北大港构造带的中段，西侧与周清庄油田相接，东侧与港中油田相接，南侧为港东断层，北侧为港西断层。该区域受港西潜山的影响，构造位置优越，该区临近歧口生油凹陷，沙一、沙二段作为主要生油层系。

六间房已有的三维地震资料分辨率低，不能满足构造及储层研究的要求。对六间房地震资料目标攻关处理，2010年形成了一套叠前时间偏移的成果数据体，2011年又形成了一套高质量叠前深度偏移成果地震数据体，提高了构造解释和储层预测的精度。六间房油田主要受港西凸起与北东两组物源影响，从振幅属性板2、板4、滨III表现明显，形成相互叠置上倾尖灭岩性油气藏 。断层主断裂成像清晰、精度高；小断层、低幅度构造较清楚，能够清楚地反映不同断层之间的接触关系及不整合面特征。

2.2 利用蚂蚁体追踪技术重新认识裂缝

六间房油层埋藏深，储层致密，受构造应力作用，发育有平行于断层方向的各种规模的裂缝。同时由于历史生产过程中油井压裂，也有许多垂直于断层的人工缝存在。注水开发过程中，注入水易沿裂缝水窜，造成含水快速上升，油井稳产难度加大。由于裂缝研究在技术上存在难度，导致后期剩余油的研究面临一定困难。

利用先进的蚂蚁体追踪技术对研究区的裂缝进行研究，运用地震属性资料，在原始振幅体上提取方差体，然后从方差体上继续提取蚂蚁体，用计算出来的蚂蚁体作为输入数据，自动提取断裂碎片，最后用确定性裂缝建模的方法，以蚂蚁体自动提取的断裂碎片为依据，建立研究区断块的裂缝网络。研究表明，六间房深层油田主要发育北东向天然裂缝，裂缝方位与主断裂大致平行。天然裂缝的方向主要为与主断层近平行的方向，与主断层的夹角为10°～30°；人工裂缝方向与该区目前最大主应力方向一致，大部分是垂直缝。通过注水优势前缘测试发现裂缝发育平均方向与优势渗流方向基本一致、与主断层走向夹角在20°～30°之间，与蚂蚁体切片预测成果吻合。

2.3 应用油藏数值模拟进行剩余油研究

本次油藏模拟研究选择使用Land Mark公司的VIP数值模拟软件，与其他软件相比，该套软件是目前较为流行的大型数模软件，运算及前后处理功能强大，通过输入三维静态数据和动态数据，分别进行地质储量和生产历史拟合，通过拟合，误差控制在5%左右。根据油藏数值模拟研究的剩余油饱和度分布结果，结合生产动态分析及历史累采累注，发现六间房地区低动用及未动用储量高，纵向上剩余油主要分布在滨三、滨四、沙三1油组，平面上主要分布在港2023、中102X1—中103X1井区，储量占54%。

3 六间房改善开发应用与效果

3.1 转变压裂观念，区块注水见效后整体实施压裂

压裂是提高单井产量的关键技术，特别是对于低渗、特低渗油气藏的开发更具有重要的意义。从压裂初期只考虑如何提高单井压裂效果，到目前在开发实践中将压裂作为系统工程整体优化研究，从以单井为对象发展到以区块和油藏为对象，不断提升压裂技术水平和实施效果。

六间房油田开发初期油藏能量充足，12口油井采取压裂措施，起到很好的效果，平均单井日增油18t。在油藏开发中后期，能量下降较快，5口油井压裂后增油效果并不明显，平均单井日增油4 t。随着注水能量的补充，后期优选注水见效的井网或井区实施压裂措施，发现充足的地层能量是保证压裂效果的基础。港336井1974年投产板三的11号层，初期日产油78 t，5个月后低能停产，后转注相邻油井房28-36，注水达到1万方，港336井静压从28.9 MPa上升至31.8 MPa，流压从早期的22.5 MPa上升至26.8 MPa，分析注水见效后港336压裂引效，日产最高达75 t，日增油55 t，累计增油6万吨。

3.2 规模实施调整井，利用水平井挖潜剩余油

六间房油田目前平均井距400～500 m，井网控制程度低，具有加密调整的潜力。初期在剩余油富集区进行加密调整，以主力砂体井网调整为主，兼顾次主力砂体。沿断层的高部位部署油井，在低部位钻水井完善。在裂缝发育区，明确剩余油富集区以后，结合蚂蚁体追踪技术成果，通过数值模拟进行产能预测、经济评价。通过不同井型对比，水平井能较好地提高低渗油藏开发效果，水平井可增加泄油面积，水平井段位置设置在油层的中上部，走向应垂直裂缝走向或者以45°以上高角度钻穿裂缝，增加钻遇裂缝的概率。

自2012～2017年六间房油田共投产新井38口，目前平均井距360 m，其中港336井区水平井5口，平均单井钻遇各类油层厚度70 m，最厚达到122 m(房26-52)，日产能力增加320 t，极大地改善了油田开发效果。

3.3 复杂断块高压低渗油藏精细注水技术

六间房注水井4口，日注水量120方，水驱控制程度22%，注采井网欠完善，累计注采比0.93，累计亏空6.6万方。由于构造复杂，裂缝发育，六间房油田的层内非均质程度都较高，变异系数基本都大于0.7，突进系数在2～3之间。注水开发过程中储层非均质性进一步增强，平面层间矛盾逐渐加剧。由于不同微相的物性具有较大的差异，因而垂向相变导致储层层间非均质性较强。六间房油田因地层压力过高，水井普遍存在注不进水的现象。房30-36井为该区块的一口水井，2005年11月转注，累计注水达5 000方后注水困难，2006年4月测该井地层压力为32.56 MPa，但注水泵压仅为28 MPa，亟待提压注水。

(1)完善井网，使注采井网与裂缝相匹配。充分利用老井完善注采井网，缩小井距，转注了4口老井。与注水井在垂直方向上的受益井见效慢或不见效，在裂缝方向上的受益井见效明显，但后期含水上升、产量下降。沿裂缝方向或与裂缝小角度夹角、使裂缝与注水井网相匹配，采取排状注水方式，排距200～250 m，为防止注水沿裂缝水窜，实施多井少注、温和注水。

(2)单井单泵，实施增压注水。除了分析常规水井见效见水受构造、储层物性、非均质程度、注采比及地层压力等因素的影响，还从油藏本身特点出发，特低渗油藏注水需要克服启动压力梯度的影响。近年来实施6口水井上增注泵增压注水，实现单井单泵，其中5口井实现提压注水，泵压提升至35 MPa，日注水增加160方，受益井产液量产油量明显上升。

3.4 开发效果

近几年六间房油田充分利用地质研究成果，结合剩余油分析，通过开展钻调整井，打水平井，实施老井转注进行井网完善，通过压裂改造储层，提压注水等工作，取得较好的开发效果。区块日产油由25 t上升至60 t，日注水从50方上升至200方，水驱控制程度由23%上升至40%以上，自然递减控制在10%以内，提高采收率1.2%。

4 结论与认识

(1)低渗高压复杂断块油藏随着开发的深入，开发效果变差，利用新技术新手段进行精细构造、储层裂缝研究，是提高低渗油藏采收率的基础。

(2)低渗油藏开发过程中利用水平井及常规井加密井网，缩小井距，提高注采井网控制程度，对于提高低渗油藏开发效果有着重要作用。

(3)开展油藏精细注水，提高注采对应率是提高低渗油藏开发效果的重要保障，在地层压力恢复的基础上，对受益井进行压裂引效。