海拉尔油田复杂小断块油藏稳产开发调整与实践

王勇

(中石油大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部开发技术中心，内蒙古 呼伦贝尔 021008)

1 油田概况

海拉尔盆地是松辽盆地边缘的含油气盆地，海拉尔油田位于该盆地贝尔断陷中部的苏德尔特构造带上，是近年来大庆油田稳产、增产的主力[1]。海拉尔油田主力储层为布达特和兴安岭，其中布达特为低孔、低渗储层，兴安岭属于中孔、低渗储层[2]。自2002年开始采用勘探开发一体化滚动开发以来，油田产量递减率和含水率上升速度逐年增加且控制效果不明显[3～5]，2009年至2015年油田逐步由上产阶段转到开发调整阶段，截止到2015年底，共投入开发6个油田，动用地质储量1.57×108t，含油面积125km2，投产油井1185口，注水井463口，累计建成产能126.97×104t，实现了原油连续5年稳产50.0×104t。通过不断深化地质研究和精细油藏描述，认为该油田为典型的复杂小断块油藏，主要地质特征如下：

1)油田断层多、构造破碎，平均发育断层4.5条/km2，断距30～200m；受断层切割影响单个油藏规模较小，断块含油面积主要以0.54～1.46km2为主。

2)油田发育湖岸沉积和深湖-半深湖两大沉积体系。其中，海拉尔盆地缓坡带发育湖岸沉积体系，以扇三角洲、辫状河三角洲沉积为主；陡坡带发育深湖-半深湖体系，以近岸水下扇、深水浊积扇、湖底扇沉积为主。

3)纵向上自下而上发育4套含油层系，大多数油藏为2套及以上油层叠合发育，层间差异较大。各套油层顶部均存在不同程度剥蚀，不同断块内储层断失、剥蚀和沉积间断较发育，小层连通关系复杂。

4)海拉尔油田共有4种成藏模式，分别是不整合遮挡成藏、微幅度构造控藏、反向断层遮挡多层系纵向叠置和断阶控藏。

5)油田主要开发砂砾岩油藏、特低渗透砂岩油藏、裂缝性潜山油藏。受不同断块内构造、沉积、砂体发育等因素影响，同一类型油藏在不同断块地质特征差异较大。

2 不同类型油藏开发矛盾剖析及调整

开发早期，由于地质认识程度较低，按照整装油藏开发模式进行注水开发；在油田上产期结束进入开发调整期阶段，开发矛盾逐渐突出，产量递减率及含水率上升难以得到有效控制。针对日益突出的油田开发矛盾，在不断深化地质认识、精细油藏描述的基础上，结合不同类型油藏存在的开发主要矛盾，实施针对性的调整措施，产量递减率和含水率上升速度得到有效控制。

2.1 砂砾岩油藏

1)主要开发矛盾 砂砾岩油藏属于短物源、快速堆积的扇三角洲沉积，储层主要以内前缘水下分流河道沉积为主，非均质性强、地层倾角大[6]。油田注水开发后，受层间、平面矛盾突出影响，产量递减率达到22.4%。①受层间非均质性强影响，层间动用差异大，主力油层动用比例高达76.3%，非主力层动用比例只有23.7%。②受地层倾角大影响，重力驱作用明显，平面矛盾突出。井组构造低部位油井注水3个月后见效，12个月综合含水率达到54.1%；高部位油井供液不足，注水开发12个月后产量递减率幅度达到15.7%。

2)主要调整措施及效果 针对砂砾岩油藏层间、平面矛盾突出的问题，结合各断块油田地质特点，实施针对性的调整。近年来砂砾岩油藏平面、层间矛盾得到较大缓解，产量递减率由2009年的22.4%逐渐控制到15.0%内(图1)。

对于多套砂岩发育、层间矛盾突出的断块，将同一砂体类型油层进行组合，细分注水开发。细分调整前后对比，主力层动用比例控制在65.7%；非主力层动用比例提高到47.8%，层间矛盾得到有效缓解。

受重力驱作用明显、平面矛盾突出的断块，与沉积相带、砂体形态、注采状况、油井措施相结合，缩小高部位油井注采井距，缓解平面矛盾。共实施补钻油水井21口、转注8口。调整后，井区水驱控制程度提高9.6%；高部位压裂引效15口，累计增油1.3×104t；非主力层、异相带压裂引效，实施油井压裂24口，累计增油1.92×104t；注水井20口，累计增注5.2×104m3。

针对构造低部位仅发育独立厚层河道砂体，在高含水阶段常规注水调整难度大的井区，通过主力油层调剖注聚，提高主力油层采收率。2012年共实施调剖3个井组，累计增油1800t，综合含水率下降6.6%；2013年以来实施聚合物调剖2个井组，其中构造低部位8口井，注聚后9个月，日增油9.3t，综合含水率下降9.1%。

2.2 低-特低渗透砂岩油藏

1)主要开发矛盾 低-特低渗透砂岩油藏主要以扇三角洲前缘为主，油藏埋藏深度大于1800m，储层渗透率以小于5.0mD为主。由于储层物性差，水井投注后吸水能力差，导致油水井间无法建立有效驱动，地层亏空严重，油井弹性开采。断块油井压裂投产初期产量7.3t/d，投入开发2年后单井产量递减至1.6t/d，油田老井产量递减率达到26.5%。

2)主要调整措施及效果 为建立有效驱动体系、弥补地层亏空，实现低-特低渗透油藏有效持续开发，结合不同断块储层发育、井网井距、储层物性特征，开展以建立有效驱动体系为主的综合调整，建立了有效驱动体系[7,8]，2015年产量递减率15.2%，得到了有效控制(图2)。

图1 砂砾岩油藏老井产量递减率曲线 图2 低-特低渗透砂岩油藏老井产量递减率曲线

针对井距在200m左右，渗透率在2～5.0mD之间，投注初期具有一定吸水能力，后期吸水能力变差断块，上提注水压力，实现有效注入。通过室内微尺度下压力与平均流速研究，该类型断块水井吸水能力变差主要是由于注入压力低于油层启动压力导致；因此，依据各断块注水量与注水压力关系特征曲线，重新确定了合理启动压力，通过系统提压、撬装增压注水等方式，2009年以来，共实施破裂压力复算45口，上提注水压力后，累计增注19.6×104m3，实现了断块注水开发。

针对井距大于240m，渗透率在2～5.0mD之间，单井发育厚度大于20m，提压注水效果差断块，通过加密小井距实现了注水开发。2009年以来，先后在贝14兴安岭、乌33断块、希55-51断块开展了加密缩小井距调整，水井吸水厚度比例、受效井比例均得到了显著提高。

针对渗透率0.5～2.0mD，储层发育厚度大于20m，初期产量高于5t以上断块，应用大规模压裂与注水补充能量一体化技术，提高低效井产量和储量动用。主要采用“邻井错层、隔井同层”的压裂方式加大压裂规模，与普通压裂对比，压裂液量是普通压裂的3倍、加砂强度是5.5倍，半缝长是2.9倍。2014年以来，共分3批实施20口井，大规模压裂后，初期单井日增油4.0t；同时，连通水井吸水能力得到有效改善，单井日增注32m3，建立了有效注采关系，预计平均单井可累计增油6897t。

针对特低渗透储层断块，开展注二氧化碳、注空气试验，进一步探索难采储量动用有效技术[9]。其中，能够实现二氧化碳混相驱的贝14兴安岭油层，通过连续5年注二氧化碳开采，对比水驱增油1.44×104t；希2断块，通过连续13个月注空气试验，累计增油1587t。通过注气2017年2个特低渗透断块已建立了有效驱动体系。

2.3 裂缝型潜山油藏

海拉尔油田潜山油藏岩性为浅变质沉积岩和火山岩，受风化淋滤和溶蚀影响，基质孔隙及缝洞构成双重孔隙介质储集空间，形成了网络状裂缝型潜山油藏和溶洞底水型块状潜山油藏[10,11]。

1)网络状裂缝型潜山油藏 该类油藏由于裂缝发育，注水开发后注入水沿裂缝发育好的井段形成窜流，水井细分调整难以控制，油井注水见效后含水率快速上升。2010年以来，通过周期注水和异步注采等措施提高水驱波及体积，共实施周期注水调整15井次，异步注采关井12井次，调整受效26井次，调整前后对比，日增油29.8t，综合含水率下降22.1%，通过几个周期调整自然递减率控制到12.6%(图3)。

2)溶洞底水型块状潜山油藏 该类主要依靠底水天然能量进行开采，国内同类潜山油藏采出程度大于14.0%以后，底水锥进速度加快，油藏进入含水率快速上升阶段[12]。

2009年以来主要采取调小生产参数、平面补充油井增加采出井点的方式，控制底水锥进速度、减缓含水上升。共实施调小生产参数井5口，补钻油井4口，调整前后对比，年含水率上升速度控制在5.0%；老井产量递减率由31.2%减缓到15.0%左右(图4、图5)。

图3 网络状裂缝型潜山油田老井产量递减率曲线 图4 溶洞底水型块状潜山油藏老井产量递减率曲线

海拉尔油田通过10多年的不断探索实践，对油田地质认识不断深入，油田开发主要矛盾的认识逐渐清晰，并在探索中逐渐形成了适应不同类型油藏的有效开发技术，截止到2015年油田产量递减率控制在15.0%以内，取得了较好开发效果(图6)。

图5 溶洞底水型块状潜山油藏老井含水率上升曲线 图6 海拉尔油田老井自然递减率曲线

3 结论

1)复杂小断块油藏地质条件复杂、油藏类型多、含油断块小。因此，在投入开发初期就应加大地质研究力度，并结合不同类型断块地质特征和开发特点，借鉴国内类似油藏开发经验后投入开发。在开发思路上要以断块、油层组和井组为单元，制定个性化开发思路，不能采用整装大油田开发思路实施开发。

2)砂砾岩油藏受沉积与构造影响，水驱受效特征明显，在布井过程中重点考虑地层倾角对油田开发的影响；在注水开发过程中，结合油田注水受效特征，加大分析调整力度和频率，努力延长低含水阶段注水开发时间，提高采收率。

3)低-特低渗透油藏主要受储层物性影响，难以建立有效驱动体系。开发过程中重点针对井网、井距和注入端开展工作，降低注采压差，建立有效驱动体系，实现长期稳定注水开发。

4)潜山油藏注水开发难度较大，应结合国内外类似油田开发经验，制定适合自身的开发政策，延长块状油藏无水产油期；网络状潜山油藏在注水开发过程中，加密油井端产液及含水率监测，发现变化及时实施调整，防止注入水沿裂缝窜通。

[参考文献]

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