冀东南堡陆地油田二次开发技术探索与实践

2013-12-23乔石石岳文珍李业会杨竞旭殷彩霞

石油地质与工程 2013年3期

乔石石，岳文珍，李业会，杨竞旭，殷彩霞

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山063004）

1 二次开发背景

冀东南堡陆地油田Es32＋3油藏为复杂断块油藏，油藏埋深大于3 500 m，且断层发育，断块面积小，储层横向变化快、含油面积小，小于0.2 km2的砂体占到70%以上。目前井网条件下水驱储量控制程度低；纵向上含油层数多，油水井合注合采，储量动用不均衡，层间矛盾突出，水驱储量动用程度低；受采油平台限制，油水井井深、结构复杂，开发井钻井周期长，现有增产增注、分采分注、长效举升等采油工艺技术已不能满足油田开发需求；油田开发年限较长，油水井生产系统老化较为突出，套损井比例逐年增加，地面系统能耗高、效率低。采用传统的一次开发基本达到了极限状态，三次采油使用范围有限，且成本相对较高，为进一步改善老油田开发效果，对老油田实施二次开发［1-2］成了必然选择。

2009年开始，冀东南堡陆地油田陆续在柳赞北区、高尚堡深层高5断块［3-5］、高3102 断块Es32＋3油藏开展了二次开发。

2 二次开发主体技术

针对油藏存在的问题，采用多专业协同攻关的方式，应用多项新技术开展综合研究，实现老油田的经济有效二次开发。

2.1 精细构造解释技术

南堡陆地油田Es32＋3油藏埋藏深，地震资料品质差，反射界面不清楚，单一的技术手段无法实现精细的构造解释，从而影响了对剩余油的精细刻画。运用断裂模式指导与物理模拟结合、地震资料与地质-测井资料结合、静态资料与动态资料相结合，开展多信息多学科的综合地质研究。以地震反射结构特征确定油组级地层格架，以层序地层学理论和方法为指导，逐级确定砂组-小层的划分与对比方案；充分利用动态资料、静态资料进行油层追踪对比，以小层为单元精细刻画微构造特征。

2.2 复合砂体单砂体构型刻画技术

柳赞北区Es32＋3油藏为扇三角洲前缘亚相储层，河道摆动频繁，多期水道前积叠置或垂向叠置。在小层划分对比的基础上，采用“垂向分期、侧向划界”的方法进行单砂体构型描述，从辫状水道复合体或舌状坝复合体识别出单一微相，共识别出辫状水道、分流水道、水道间、舌状体、席状砂、溢岸沉积、河口坝、坝间8种构型要素，总结出了8种侧向拼接-连通模式：水道-水道、水道-溢岸-水道、水道-水道间-水道、舌状坝-水道-舌状坝、舌状坝主体拼接、舌状坝侧缘拼接、舌状坝侧缘交错、舌状坝-坝间-舌状坝。

2.3 优势渗流通道识别技术

经过多年的注水开发，储层性质逐渐发生了变化，胶结物含量减少，孔隙度、渗透率增大，优势渗流通道较为发育。以单砂体构型为基础，利用沉积微相、储层非均质性、注采动态分析及动态监测等资料进行综合分析，找出影响优势渗流通道形成的相关因素，总结归纳各项影响因素的临界值，确立了优势渗流通道的判别标准（表1）。通过研究发现，该区优势渗流通道在平面上沿辫状水道、水下分流河道主流线方向发育；纵向上沿辫状水道、水下分流河道底部及河口坝、舌状坝中部高渗带形成。

表1 柳赞北区优势渗流通道判别标准

2.4 剩余油分布研究技术［4-5］

2.4.1 常规油藏分析技术研究剩余油

应用水驱特征曲线标定、经验公式、类比法宏观分析油藏剩余潜力，南堡陆地油田标定采收率为20.5%，比周边同类油藏低10个百分点。南堡陆地注水单元井距大，注采连通差，单向连通的比例大于30%，多项连通的比例小于10%，水驱储量控制程度在50%左右，注水剖面不均匀，水驱储量动用程度40%左右，井间、层间剩余油潜力大。利用动静态资料，综合分析评价小层的采出程度、动用程度、平面注采状况、井网完善程度、水驱标定采收率、剩余可采储量、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含油面积、有效厚度、地质储量、孔隙度、渗透率及级差、累计生产状况、目前生产状况及存在主要问题等42项动静态参数，落实小层剩余油开发潜力。

2.4.2 数值模拟定量描述剩余油

在单砂体建模的基础上，开展精细数值模拟，将优势渗流通道的研究成果植入数模模型，较为准确地定量描述剩余油分布。油藏剩余油总体上高度分散，而局部相对富集，剩余油主要分布在构造高部位、断层附近的滞留区、井间及井网不完善的区域。

2.4.3 测井评价研究剩余油

以岩石物理特征变化为基础，利用现有的技术手段，分析油层水淹后的电阻率、自然电位、孔隙度等测井曲线变化特征，研究表明，水淹层电阻率与原始油层相比显著降低；油气层水淹后物性变好，测井响应具体表现为声波时差、中子曲线值较原始值增大，密度减小，自然电位曲线幅度或形态会有异常变化，反映出水淹程度不同。

为定量识别水淹层，引入了电阻率降低系数，其定义为原始油层电阻率与水淹层电阻率的比值，建立了电阻率降低系数与含水率关系图版（图1），依据该图版，参考行业水淹层分级标准，建立了南堡陆地油田Es32＋3油藏水淹级别评价标准（表2），再结合动静态资料分析可判定水淹层，确定剩余油潜力。

图1 南堡陆地Es32＋3油藏电阻率降低系数与含水率关系

表2 水淹级别划分标准

2.5 层系井网优化重组技术

通过剩余油分布研究，明确了油田二次开发的物质基础，但在目前层系井网条件下，单靠注采调整措施无法有效提高控制程度和动用程度，只有开展层系井网重组，对现有的开采方式进行优化，才能把分散的剩余油在经济合理的条件下开采出来。

2.5.1 层系优化组合

以油砂体为单元，分析影响开发效果主控因素，落实开发潜力并进行分类评价。确定的分类标准为Ⅰ类潜力小层：片状油砂体，剩余地质储量占3%以上，渗透率大于100×10-3μm2，含油面积大于0.2 km2；Ⅱ类潜力小层：条带状油砂体，剩余地质储量1%～3%，渗透率介于（50～100）×10-3μm2，含油面积介于0.1～0.2 km2；Ⅲ类潜力小层：土豆状油砂体，含油面积小于0.1 km2。

在分类评价的基础上，将纵向上剩余油产状、生产能力及物性相近的油砂体组合为一套开发层系，合理控制生产井段，合理控制生产厚度和层数。

（1）柳赞北区Ⅰ类小层采出程度高、含水高，井网完善，潜力较小；Ⅱ类、Ⅲ类小层的各项指标潜力都较大。因此，主要针对Ⅱ、Ⅲ类小层在该区部署两套层系井网；

（2）高5断块以Ⅰ类小层为主，兼顾Ⅱ、Ⅲ类小层，在该区部署一套层系井网；

（3）高3102断块以Ⅰ、Ⅱ类小层为主，兼顾Ⅲ类小层，在该区部署一套层系井网。

2.5.2 井网优化组合

为了提高主力潜力层水驱储量控制程度，根据不同油藏储层分布的特点，综合考虑井网密度与采收率的关系［6］、井距与连通率的关系（图2、图3），结合数值模拟成果确定的合理井网、合理井距，利用当前油价下经济极限井网密度［7］为约束条件，最终确定经济合理的井网、井距。

图2 南堡陆地Es32＋3油藏井网密度与采收率关系

图3 南堡陆地Es32＋3油藏井距与连通率关系

柳赞北区由于地层倾角大，宜采用线状注采井网，注采井数比为1∶1，开发井距为150～180 m；高5断块、高3102断块砂体规模小，宜采用面积注水三角形井网，注采井数比为1∶2，开发井距为150 m。

3 二次开发效果

南堡陆地二次开发实施以来，累计完钻开发井87口，油井59口，水井28口，初期平均单井日产油10.7 t，较相邻老井高8.1 t，综合含水43.4%，较相邻老井低35.2个百分点；水驱储量控制程度由62.9%提高至77.8%，水驱储量动用程度由50.4%提高至56.1%；二次开发区块水驱开发效果明显向好的方向发展，截至2012年底，阶段采收率提高8.64个百分点，增加可采储量185.2×104t。