厄瓜多尔D-F油田稳油控水技术政策

武凡皓

(中国石油辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

厄瓜多尔D-F油田稳油控水技术政策

武凡皓

(中国石油辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

厄瓜多尔D-F油田是一个开发近四十年的老油田，目前油田开发已进入“双高”阶段，稳产形势十分严峻。同时研究区面临构造精度低、油水关系复杂、剩余油分布零散、注采井网不完善等诸多问题。通过重构地下认识体系，开展精细地质研究，摸清剩余油分布规律，并采用天然能量合理利用技术及注水优化技术，有效地减缓了产量递减和含水上升速度，为同类型油藏的开发提供了一定的借鉴。

剩余油分布；注采井网；注水优化技术；含水上升速度；厄瓜多尔

厄瓜多尔D-F油田是大型低幅度构造背景下的岩性-构造油藏，具有很强的边底水能量，目前油田已经进入特高含水阶段，油水分布状况亦更加复杂，油田持续稳产的难度越来越大。油田年产油规模97×104t，采油速度1.22%，累积产油2 794×104t，采出程度38.9%，综合含水95.1%。因此，制定合理的稳油控水对策十分重要。

1 区域概况

1.1地质特征

D-F油田构造上位于厄瓜多尔奥连特前陆盆地东北部，构造面积约74 km2，地质储量7 182×104t，自下而上发育地层为白垩系Napo组的T、U、M1层和古近系底部的Basal Tena层，主要含油层系为白垩系Napo组的M1砂岩。研究区沉积相为潮控三角洲沉积[1-5]，发育有潮汐河道、潮汐河道间、潮汐砂坝和内陆棚泥4种微相，岩性为下粗上细的石英砂岩，储层物性好，平均孔隙度为25%左右，渗透率主要分布在2 000×10-3μm2以上，属于高孔特高渗储层。油藏埋深为-2 097～-2 142 m，油层厚度一般为7～14 m，为厚层块状边底水岩性-构造油藏。

1.2开发历程

D-F油田采用三角形基础井网，600 m井距，油田内共完钻各类井169口，其中油井134口，注水井12口。油田从1978年投入开发以来，经历了17年的试采期，到1996年油井投产总井数8口，开井数7口，年产量上升到16.82×104t，该阶段累积产油292.74×104t；1997—1999年为上产阶段，投产总井数为35口，开井数为30口，累积产油322.03×104t；2000—2006年为稳产阶段，投产总井数为112口，开井数90口，综合含水从69.5%上升到87.5%，平均年含水上升速度2.6%，该阶段累积产油1 369.03×104t；2007—2012年为递减阶段，该阶段末油井总井数134口，开井92口，随着油田含水不断增加，油井单井产量逐年递减，油田总产量一直递减，阶段累积产油809.22×104t，阶段平均采油速度1.61%。

2 面临的主要难题

2.1构造精度低，影响井位部署

研究区受古地貌及差异压实的双重作用，油田内微构造十分发育，同时油田主力产层单一，主要集中在M1层，并且含油幅度低，仅为25 m，受边底水锥进的影响，油水关系复杂，油层底部水淹严重，形成油帽型及孤岛型两种剩余油富集模式，剩余油层的厚度小(1.5 m～9 m),原5 m解释的构造精度已无法满足目前油田的井位部署需要。

2.2水体认识不清，影响开发方式的制定

研究区水体能量强，天然能量较充足，在天然能量开发阶段，平均单井日产液量最高为734.84 m3/d,但是油田内仅少部分井存在底水，如此大的水体能量来自于哪里，有待于进一步认识。

2.3剩余油高度分散，挖潜难度大

研究区2007年综合含水达到90%，进入特高含水期，经过35年试采、开发，采出程度高，剩余油高度分散，优质措施实施殆尽，主力产区井网密度接近极限，钻新井潜力较小，风险较大。压力分布不均，“外涝内旱”，西部压力高，但水淹更严重，剩余油较少；东部是主力产区，但油层压力低，由于产量任务重，不敢轻易调整。主产区新井风险大、优质措施少，加上产量任务重，调整难度大，造成目前油田挖潜难度加大。

2.4注采井网不完善，开发效果较差

研究区油藏类型属于边底水油藏，边底水能量较强，但仍需注水补充部分能量，2002年开始实施边部注水开发。这种注水方式，是一种加强边底水能量的注水方式。缺点：一是注入水部分损失到边底水中；二是注入水经过一线井截流，造成内部见效井少，目前仅有35口井见效；三是造成平面上“外涝内旱”压力分布，目前西部断层附近压力高，而东部主力产区压力低，影响油藏的整体开发效果。

2.4油层纵向动用不均，差油层动用程度低

据5口水井吸水剖面统计，射开厚度118.2 m，吸水厚度59.1 m，不吸水厚度59.2 m。吸水层中，70.5%注入水进入M1_1小层，M1_2吸水量25%，M1_3更少仅4.5%，水流沿大孔道窜进，已经形成固定通道，因此采取有效措施，势在必行。

3 稳油控水技术政策

3.1重构地下认识体系，奠定稳油控水地质基础

1)细分层系，建立地层格架。结合标志层特征，以伽马曲线特征为主，其他电性特征为辅，对M1砂岩进行小层细分，共划分3个小层，共计169口井，为研究工作的开展奠定坚实基础。

2)井震结合，精细刻画构造。研究区地震品质较高，有效频带宽度10～60 Hz，主频34 Hz，纵向分辨率可达6m。结合高品质三维地震资料，通过创新建立低幅度构造精细解释技术序列[6-8]，综合应用时间切片技术、相干体分析技术、加密解释测网技术、自动追踪技术、人工干预解析技术、变速成图等一系列适用性技术，从断裂系统描述，细节描述和构造成图三方面[9-13]，重构研究区地下构造模型。最终解释正向微构造29处，构造主要为背斜和不规则的正向构造；负向微构造16处，斜面微构造9处，构造面积和构造幅度均较小。同时这套低幅度构造识别技术可以有效识别构造幅度小于2 m的圈闭。经过实践，新投产的3口井，预测构造精度误差小于1.5 m，平均钻遇油层厚度7 m，平均单井初期日产油70 t/d，平均单井初期日产液142 m3/d，新井优化部署效果显著。

3)明确沉积，开展储层评价。综合应用岩芯、测井及动态信息，结合区域沉积背景及已有研究成果，对研究区M1砂岩进行沉积微相分类及特征分析。研究区发育为潮控三角洲沉积，同时优选对沉积微相特征响应强烈的均方根振幅属性，开展储层展布形态刻画，分析储层影响因素。研究区沉积微相和砂体厚度在一定程度上影响了储层物性。优选构造位置相对较高，砂体厚度大于6 m的潮汐河道砂作为井位部署有利区带。

4)动静结合，落实油水关系。在储层评价的基础上，动静结合，综合识别水淹层。研究区水淹井开发特征上表现为邻井注水或距边底水近，且邻井同层开采生产的特点；电性特征上表现为自然电位幅度异常增大，电阻率呈指状或刺状，综合解释水淹层32个层，解决油水矛盾，指导油藏的整体开发。受构造及岩性的双重控制，研究区共形成7个大小不一的油藏，各自具有独立的油水界面，油水界面向西南逐渐变低，跟构造趋势基本一致。

5)趋势约束，构建地质模型。综合应用地震解释成果、钻完井及测井资料，通过地震趋势约束、重构曲线及序贯高斯模拟等方法，建立了该区精细三维地质模型，主要为剩余油挖潜及综合调整研究提供可靠的地质依据。

3.2剩余油分布规律研究，落实稳油控水物质基础

根据低幅度构造强天然水驱的特点，采用动态法和数值模拟法研究剩余油分布规律和主控因素[14-20]。通过绘制水淹图，结合沉积微相、砂体厚度和构造与剩余油分布之间的关系，确立了4种剩余油平面分布类型，包括构造控制型、岩性控制型、井间滞留型和动用差零散型剩余油，研究不同类型剩余油挖潜对策及措施潜力，以达到提高采收率，减少开发风险的目的。

3.3天然能量合理利用技术，改善油田开发效果

油藏虽然天然能量较为充足，但油藏远离边底水部分见效差，且边部注水井见效方向单一，采用天然水驱为主，人工注水为辅的开发技术，以提高油井受效方向，提高水驱波及体积。研究区采液速度逐年升高，2004—2011年为18.5%～26%，相比辽河主要潜山采液速度要高出很多，高采油速度极易造成含水迅速上升，采油量下降。通过做出每口井日产液量、含水曲线，根据实际生产数据分析含水稳定时的日产液量，从而制定出单井的合理日产液量。研究制定研究区定向井合理单井日产液量为222.58 m3，水平井合理单井日产液量为604.15 m3。制定合理单井日产液量对老油田稳油控水至关重要，值得国内外同类型油藏开发借鉴。

3.4注水优化技术，确保油田开发效果

油田注水开发是一种重要的开发模式，它能有效地补充地层能量，对油田稳产高产起到重要作用[21]。从数值模拟结果来看如图1a)所示，不注水效果最差，原因是油藏得不到充足能量补充，影响产量；边缘注水效果次之，原因是油藏东部得不到有效能量补充；边缘加点状注水效果最好，可以有效克服边缘注水的缺点；通过模拟不同产液量下如图1b)所示，阶段产油效果先变好后变差，最终确定产液量为0.8倍时效果最好；在采液量一定的情况下，模拟油藏压力保持水平如图1c)所示，可以看出压力保持为原始压力0.87倍时总体生产效果较好，阶段产油量最高；在合理产液量下如图1d)所示，模拟不同压力保持水平，对应注采比为0.5、0.6、0.7、0.8、0.9，当压力保持0.87时，对应注采比为0.7开发效果最好，预计采收率提高2.14%。

4 实施效果

通过油藏精细管理、新井优化部署和老井措施挖潜等一系列稳油控水技术的研究和应用，有效的减缓了产量递减和含水上升。目前，研究区共部署新井3口，累积增油1.5×104t；实施措施13井次，累计措施增油4 518.7 t，其中补孔措施2次，复产措施3次，堵水1井次，捞油7井次。补孔和复产措施效果最好，占总措施增油量的79%。措施增油和新井的产能续建，使研究区年综合递减率由2004年的11.25% 降至2016年6月的8.08%，含水上升率由0.46%降至0.3%，实现了“双高期”老油田稳油控水的目标。

5 结论

1)重构地下认识体系是应用高分辨率三维地震资料和高密度井网资料，重新认识老油田地质特征的一种技术手段；2)重构地下认识体系是老油田“稳油控水”的基础；3)摸清剩余油分布规律，采用天然能量合理利用技术及优化开发方式，是老油田“稳油控水”的核心。

[1] Shanmugam G, Poffenberger M, Toro A J. Tide-dominated estuarine facies in the Hollin and Napo Formations. Sacha field, Oriente Basin ,Ecuador[J]. AAPG, 2000, 84(5)： 652-654.

[2] Balkwill, H. R., G. Rodriguez, F. I. Paredes, and, J. P. Almeida. Northern part of Oriente basin, Ecuador: reflection seismic expression of structures, in A. J. Tankard, R. Suarez,and H. J. Welsink, eds., Petroleum basins of South America[J]. AAPG， 1995， Memoir 62：559-571.

[3] 陈诗望，姜在兴，田继军，等. 厄瓜多尔Oriente盆地南部区块沉积特征[J].海洋石油，2008，28(1)：32-34.

[4] 陈诗望，姜在兴，田继军，等. 厄瓜多尔Oriente盆地南部区块沉积模式及有利目标区预测[J]. 油气地质与采收率，2008，15(2)：20-22.

[5] 李文涛, 赵铭江, 张波, 等. 厄瓜多尔Oriente盆地11区块油气勘探潜力分析[J]. 油气地质与采收率, 2004, 11(1): 33-35.

[6] 荆文波，李道阳，宋学良，等.低幅度构造油藏滚动勘探开发实践[J].特种油气藏，2004，11(5)：69-71．

[7] 郭瑞，张晓，牛会玲，等.水平井在低幅度构造油藏开发中的应用——以塔河油田二区东为例[J].石油天然气学报，2013，35(1)：135-137．

[8] 刘文岭，朱庆荣，戴晓峰．具有外部漂移的克里金方法在绘制构造图中的应用[J]．石油物探，2004，43(4)：404-406.

[9] 张庆国，鲍志东，宋新民，等．扶余油田扶余油层储集层单砂体划分及成因分析[J]．石油勘探与开发，2008，35(2)：157-163.

[10] 吕晓光，张学文，刘合年，等．综合运用地震反演及测井资料建立单砂体骨架模型[J]．石油学报，2007，28(6)：82-86.

[11] 韩大匡．准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率研究[J]．石油学报，2007，28(2)：73-78.

[12] 郑强，刘慧卿，李芳，等.油藏注水开发后期窜流通道定量识别方法[J].石油钻探技术，2012，40(4)：92-95．

[13] 孙明，李治平.注水开发砂岩油藏优势渗流通道识别与描述[J].断块油气田，2009，16(3)：50-52．

[14] 李丕龙，张达景，宗国洪.南美区油气分布特征与隐蔽油气藏勘探[J].石油实验地质，2012，34(6)：559-563.

[15] 王建淮.强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究[J].石油天然气学报，2010，32(2)：306-308．

[16] 杜殿发，王玉靖，侯加根，等.薄层边底水油藏水淹模式——以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例[J].油气地质与采收率，2012，19(5)：91-93．

[17] 屈亚光，刘月田，丁祖鹏.受岩性作用影响复杂断块油藏剩余油分布研究[J].断块油气田，2011，18(5)：634-636，640．

[18] 衣英杰，尹继全.强底水低幅度构造油藏水平井的研究应用[J].石油天然气学报，2009，31(5)：364-367．

[19] 赵靖康，高红立，邱婷.利用水平井挖潜底部强水淹的厚油层剩余油[J].断块油气田，2011，18(6)：776-779．

[20] 尹俊禄，赵丁楠，东甲山，等.底水油藏水平井水淹规律影响因素[J].油气地质与采收率，2012，19(4)：90-92．

[21] 屈亚光，安桂荣，周文胜，等.层状砂岩油藏水平井与定向井适应性探讨[J].断块油气田，2013，20(2)：216-220．

TechnicalPolicyofStabilizingOilandControllingWaterforD-FOilfieldinEcuador

WU Fan-hao

(Institute of Exploration and Development, Liaohe Oilfield Company, Petrochina,Panjin 124010, Liaoning, China)

Ecuador D-F Oilfield is an old oil field which has been developed for nearly forty years. The oil field’s development has entered a stage of “double high” with grim stable production. At the same time, the study area has the problems such as low accuracy of construction, complex oil-water relationship, scattered distribution of remaining oil, imperfect injection-production pattern and so on. By reconstructing underground recognition system, carrying out fine geology research, finding out remaining oil distribution law, using rational utilization of natural energy technology and optimization of water injection technology, we have effectively slowed down the production decline and water cut rising rate. All of the above hopefully will offer some reference for the development of similar reservoirs.

distribution of remaining oil; injection-production pattern; optimization of water injection technology; water cut rising rate; Ecuador

TE32

B

1008-9446(2017)04-0010-04

国家科技重大专项(重油油藏和油砂经济高效开发技术)：2011ZX05032-001

2017-02-10

武凡皓(1985-)，男，辽宁开原人，工程师，硕士，主要从事石油地质综合研究工作，E-mail: wufh6@petrochina.com.cn。