海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层开发调整技术

李延军，邓玉辉，刘建栋

吴畏，王剑峰，杨梓 (中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

国内复杂断块油田以江苏油田、华北油田及胜利油田为代表，江苏油田进入开发调整阶段以后，重点以油藏精细描述为基础，开展注采井网重构、井网优化、层系细分与重组，对高含水、高采出程度油层进行井网抽稀，对低含水、低采出程度油层进行井网加密，最终大幅提高了原油采收率；华北油田针对不同时期、不同油藏类型，采取精细分层注水、层系井网优化重组、深部调驱等不同的水驱调整做法，取得了明显调整效果；胜利油田以层间、层内、平面注采系统调整等矢量化调整，实现均衡驱替，储量动用程度提高了18.4%，采收率提高了2.94%[1～5]。国内复杂断块油田开发调整主要以单一岩性储层为对象，缺少针对不同岩性储层的整体综合调整技术。海拉尔盆地储层岩性复杂，油藏类型多，不同岩性储层开发过程中暴露出的矛盾也不同，主要表现在以下几个方面：一是砂砾岩储层非均质性强，受效方向复杂，且油井受效后含水上升速度快；二是裂缝性潜山油藏低注高采，低部位油井易水锥，控含水难度大，高部位油井受效困难；三是含凝灰质砂岩储层及特低渗透致密储层低产低效井比例大，调整治理困难。国内断块油田已成熟的单一开发调整技术[6～16]，对于海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层不具备普适性，难以满足海拉尔盆地复杂断块油田不同岩性储层开发调整的实际需要，因此需要坚持以“一块一策、一类一法”的个性化综合调整原则，进行适应海拉尔盆地不同岩性储层开发调整技术的研究。

1 海拉尔盆地储层地质特征和开发现状

1.1 地质特征

海拉尔盆地总面积4.42×104km2，位于蒙古-大兴安岭裂谷盆地群的东部，东以大兴安岭隆地相隔，与大杨树盆地、松辽盆地相邻；西为西北隆起，与蒙古乔巴山盆地相望；北部与布拉达林盆地相连；东南部以巴音宝力格隆起为界，与二连盆地遥遥相对(见图1)。海拉尔盆地属于复杂断陷盆地，构造破碎，储层以近物源、快速堆积为主，断块间物性差异大，油水关系复杂。

海拉尔盆地基底为古生界和前古生界地层，其沉积盖层为中生界白垩系和新生界上第三系和第四系，沉积岩最大厚度6000m，主要含油层系为白垩系。海拉尔盆地沉积地层系统分为4个群、6个组、13个岩性段，自下而上为布达特群、兴安岭群(含3个岩性段)、扎赉诺尔群(分为铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组)、贝尔湖群(上白垩统青元岗组、第三系呼查山组、第四系)。

截止到2019年9月底，海拉尔盆地共探明开发呼和诺仁、苏德尔特、苏仁诺尔、贝中、乌东等5个油田，主要含油层位自下而上为布达特(潜山)、铜钵庙、南屯(兴安岭)、大磨拐河，累计提交石油探明地质储量1.63×108t，含油面积158.58km2。其中呼和诺仁油田储层岩性以砂砾岩为主，整体上为断鼻状构造，倾角15.5°，主要为近岸浅水环境下的扇三角洲相沉积。油层平均孔隙度为20.8%，平均渗透率为91mD，非均质系数平均值为2.34，渗透率变异系数平均值为0.98，层间非均质性较强。同时由于构造运动规模大、期次多，导致小断层较发育。苏德尔特油田发育兴安岭和布达特2套油层，兴安岭油层属于含凝灰质强水敏储层，储层中凝灰质和蒙皂石2种敏感性矿物含量较高，水敏指数平均值为0.82；有效孔隙度为13.9%，空气渗透率为0.3～1.7mD，属低孔特低渗储层。布达特油层属于裂缝性潜山油藏，主要以块状潜山油藏和层状潜山油藏为主，平均孔隙度为4.49%，平均渗透率为4.26mD，底水较发育。苏仁诺尔、贝中、乌东油田储层岩性主要以特低渗透致密砂岩为主。

1.2 开发现状

截止到2019年底，海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层共投产油水井1784口(其中采油井1285口，注入井499口)，动用地质储量1.14×108t，含油面积95.29km2，年产油量39.2×104t，累计产油量729.45 ×104t，动用储量采出程度6.40%，综合含水率57.3%，年注水量191.98×104m3，年注采比2.23，累计注采比1.63(见表1)。

表1 海拉尔盆地各油田开发现状

2 不同岩性储层开发中存在的问题

2.1 砂砾岩储层

海拉尔盆地呼和诺仁油田以大孔道发育的砂砾岩储层为主，储层非均质性强，经过几年的注水开发，逐渐暴露出以下问题：

1)受断层影响，平面注采井网不完善。油藏精细描述成果表明，油田内部小断层发育，一次开发井网被新解释出的小断层切割后，导致局部出现有注无采或者有采无注现象，整体水驱控制程度仅67.2%，并且单向连通比例占39.5%。

2)砂砾岩储层纵向上岩性变化大，自下而上，岩性由粗变细，砂组间物性差异大，渗透率分布范围在25.7～181.6mD之间，导致储层非均质性强，注水开发后，综合含水上升快，年均含水上升率为10.45%左右。

2.2 含凝灰质储层

海拉尔盆地苏德尔特油田兴安岭群储层主要岩石类型有沉凝灰岩、凝灰质砂岩、凝灰质砂砾岩。其中，兴Ⅰ油层组黏土矿物中蒙脱石体积分数为50.5%、高岭石为34.6%、伊利石为8.1%、绿泥石为6.8%；兴Ⅱ油层组黏土矿物中蒙脱石体积分数为39.3%、高岭石为48.5%、伊利石为0.9%、绿泥石为11.3%。水敏试验证实，兴安岭群含凝灰质储层具有强水敏性，注水开发后，储层注水困难，日注水量低于10m3，并且注水压力上升快，平均月上升0.45MPa，措施增注效果不明显，注采井间难以建立有效驱动，油井整体受效差。

2.3 潜山储层

海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山储层裂缝普遍发育，储集空间主要为裂缝和与裂缝沟通的基质次生孔隙或岩石风化剥蚀形成的溶蚀孔隙。主要有块状潜山油藏和层状潜山油藏2种类型。块状潜山油藏因具有较强的底水能量，开发初期虽然预留了避射厚度，但由于单纯追求产量，采油速度保持在2.0%以上，导致底水锥进后油井含水快速上升；层状潜山油藏由于构造高差较大，油井受效差异大，构造高部位油井注水受效困难，构造低部位油井注水受效后，水淹快。

2.4 特低渗致密砂岩储层

海拉尔盆地贝中油田储层主要以低渗致密砂岩储层为主。贝中油田南屯组南一段储层平均孔隙度为11.9%，平均渗透率6.03mD，属于低孔特低渗型储层。南二段平均孔隙度为8.9%；平均渗透率2.67mD，属于低孔特低渗～特低孔特低渗型储层。一次开发方案实施后，油田局部断块油水井间难以建立有效驱动体系，油井产量低，递减大。以贝中油田希2断块为代表的低渗致密砂岩储层，南一段平均渗透率1.41mD，南二段平均渗透率仅有0.61mD。62口采油井中长开井仅8口，平均单井日产油量仅0.4t，区块地质储量采油速度0.04%，采出程度仅1.48%。14口注水井压裂后仍难以有效注入。

3 开发调整技术与效果

3.1 砂砾岩储层

1)调整技术 对砂砾岩储层进行在油藏精细描述指导下的综合调整。为确保砂砾岩储层在不同含水阶段采取针对性调整技术对策，首先开展精细油藏描述，重点描述砂砾岩储层构造特点及小断层分布状况，通过地震剖面上的同轴错断、反射空白、强相位转换、同相轴扭曲、相位合并等标志性特征识别那些易识别的小断层；然后应用谱分解相位属性体及相位余弦属性体剖面特征识别模糊小断层；最后应用新完钻井资料提高构造解释精度，达到满足开发调整的要求。

砂砾岩储层厚度大，纵向上砂组间物性差异大，低含水期主要采取分层注水技术以达到油井快速受效的目的。油井受效后，受地层倾角大的影响，高部位油井受效程度差，低部位油井含水上升速度快，注水调整难以协调高低部位矛盾，因此砂砾岩储层中含水期主要采取构造高部位压裂、构造低部位堵水技术对策，以缓解平面矛盾。针对层间矛盾，提控结合，精细分层注水，低含水层加强注水，高含水层控制注水，实现储层均衡动用。随着采出程度的增加，常规调整效果逐渐变弱，平面、层间矛盾进一步加剧，在砂砾岩储层接近高含水期时，采取以井网加密调整为主的精细注水调整，加密井要避射主力高水淹层，以开发薄差层为主，同时应用油藏精细描述成果，进一步细分注水。另外，在局部已形成注水优势通道的井组开展注聚合物调剖，实现稳油控水。

2)开发效果 经过低含水期的细分注水、中含水期的注采结构调整、高含水期开发薄差层为主的井网加密及稳油控水的注聚调剖等系列调整技术，砂砾岩储层平面、层间矛盾得到有效缓解，水驱控制程度由67.2%上升到86.9%，平均单井日增油1.9t，多向连通比例由27.8%增加到42.5%；薄差层动用比例提高10.8个百分点，油田含水率下降6.2个百分点(见图2)。

3.2 含凝灰质储层

1)调整技术 对含凝灰质储层采用在混相驱油机理指导下的注气调整技术。大庆油田20世纪90年代后期开始探索CO2驱油技术，胜利、江苏、吉林等油田也相继开展研究，目前CO2驱油技术已相对成熟，其基本机理是CO2和地层原油在油藏条件下形成混相，消除油水界面，使多孔介质中的毛细管压力降低，减少因毛细管效应产生毛细管滞留所圈捕的石油，从而达到提高采收率的效果。针对苏德尔特油田贝14断块强水敏储层开展注气混相驱油室内试验，结果表明，在原始地层压力下贝14断块原油能够达到近混相，最小混相压力16.59MPa，CO2混相驱油效率达80%，非混相驱最终驱油效率50%。

2)开发效果 为建立海拉尔盆地含凝灰质强水敏储层有效驱动体系，在注CO2驱油机理指导下，结合室内试验研究成果，对苏德尔特油田贝14断块实施注CO2驱油开发调整技术。注气井9口，生产井31口，中心井6口，反九点面积井网，井距200m，注采层位第1～14号层，有效厚度26.4m，储量330.3×104t，连续注气，注气井最大井底流压30MPa，日CO2注气量370t，年CO2注气量维持在12×104t左右，生产井最小井底流压3MPa。

注气调整后，地层吸气能力较强，平均单井日注气量32.9t，注气压力16.7MPa。与注水开发对比，注入压力基本相同情况下，日注量和注入强度分别是水驱的6.3倍和8.9倍，油井纵向产液层数增加，产液量增加，层间差异逐渐变小，原油黏度最大降幅3.36mPa·s，油井受效比例87%，平均单井日增油量2.0t(见图3)。

3.3 潜山油藏

1)调整技术 苏德尔特油田块状潜山油藏，边底水能量较强，具有统一油水界面。针对块状潜山油藏，主要采用控水锥的开发调整技术。2005年以顶密边疏的井网形式投入开发，2007年水井以边底部注水方式投注，块状潜山油藏连续7年采油速度保持在2.0%以上，高峰期采油速度达到3.55%。由于采油速度过高，导致油井底水快速锥进，油井含水上升快。为有效遏制底水锥进，主要采取上下层系井网综合利用，将上部开发兴安岭油层的7口井进行补孔，缩小井距，积极开展补充钻井，增加平面采出井点，均衡平面泄压点，减缓底水锥进；同时优化采油参数，降低采油速度。针对层状潜山油藏油井受效差异问题，重点采取边底部注水改为同层底部注水及周期注水技术，控制低部位油井含水上升。

2)开发效果 苏德尔特油田潜山油藏采取针对性调整措施后，块状潜山油藏含水上升率由10.75%下降到9.67%，层状潜山油藏9个注采井组周期注水后，平均单井日增油量1.3t，含水率下降40.4%。油田开发效果得到明显改善：以苏德尔特油田贝16区块为例，相同含水条件下，采出程度高于东胜堡、八里庄及静北油田，但与开发效果较好的任丘迷雾山油田及龙虎庄油田还有一定差距(见图4)。但随着采出程度的增加，潜山油藏含水上升快的问题并没有得到根本性缓解，还需要进一步探索新的调整技术，如在潜山油藏顶部注气压锥，控制底水锥进。

3.4 致密砂岩储层

1)调整技术 针对致密砂岩储层，主要采用以改善储层渗流条件为目标的开发调整技术。致密砂岩储层由于储层基质的特低渗透性影响，一次开发井网实施后，普遍采收率较低，主要表现为注不进、采不出。海拉尔盆地储层以致密砂岩为主的储量占比37.8%，主要分布在乌东和贝中油田，开发效果普遍较差。以改善储层渗流条件为目标的直井大规模缝网压裂结合撬装提压注水调整技术能够形成较大的泄油面积，从而显著提高单井产能和采收率。大规模缝网压裂即用高黏度凝胶在最大主应力方向上形成一条主裂缝，携带支撑剂铺置在主裂缝内，保证裂缝导流能力，为原油提供渗流通道；利用滑溜水造缝，通过向储层大排量注入压裂液，提高缝内净压力，导致储层内裂缝在多个方向起裂，形成复杂多裂缝系统，提高裂缝波及体积(见图5)。

大规模压裂实施效果受储层地质条件、油藏开发动态及工艺技术等因素影响，首先需要建立一套具有针对性的选井选层标准来指导大规模压裂实施。根据海拉尔盆地特低渗致密砂岩储层地质特点，建立了适应海拉尔盆地致密砂岩储层大规模压裂选井选层标准,即：含油饱和度大于45.0%，压裂厚度大于10.0m，井控储量大于3.5×104t,压裂前日产油量小于1.0t，累计注采比大于0.6，连通水井大于2口，远离油水界面。

2)开发效果 海拉尔盆地特低渗致密砂岩储层大规模压裂改造中，平均单井压裂液量1631m3，单井加砂强度达到7.8m3/m，缝网规模在300m×150m左右。2014年以来，海拉尔盆地在特低渗致密砂岩储层共实施大规模压裂78井次，取得了较好的增油效果，平均单井日增油量3.4t，加快了特低渗致密砂岩难采储量的有效动用。

4 结论

1)砂砾岩储层中低含水期，通过井网加密结合细分注水均衡储层动用，高含水期通过注聚调剖可有效解决注入水单向突进，控制注水优势方向油井含水上升速度。

2)CO2混相驱油技术是解决含凝灰质强水敏储层整体动用的有效手段，能够建立注采井间有效驱动，明显改善含凝灰质储层开发效果。

3)强底水块状潜山油藏通过控制采油速度，均衡平面泄压井点，可有效控制底水锥进速度，层状潜山油藏通过同层底部注水及周期注水技术可有效控制构造低部位油井含水上升速度。

4)特低渗透致密砂岩储层单一开发调整技术难以实现平面井网及纵向层间、层内的有效调整，常采用大规模缝网压裂结合撬装提压注水调整技术，以大幅提高单井产油量。