薄互層稠油注水油藏水平井挖潛技術研究及應用

馬汝彥

（1.長江大學，湖北武漢 430100；2.中油遼河油田公司采油工藝處，遼寧盤錦 124010）

1 基本情況

1.1 地質概況

海外河常規注水油田是一個局部被斷層復雜化的背斜構造，主要開采層位為下第三系東營組馬圈子油層，動用含油面積13.1 km2，動用石油地質儲量3 766×104t，油藏埋深 1 600～2 350 m，平均孔隙度 28.7%，平均滲透率858×10-3μm2，屬于高孔中高滲儲層。地質條件異常復雜，發育18條斷層，將油田分割成15個斷塊，含油井段一般在200～500 m，最長達1 000 m以上，油層發育100多個小層，油藏具有多套油水組合，油水關系異常復雜，原油粘度差異大，不同斷塊同一斷塊不同層位原油粘度都不同。

1.2 開發現狀

海外河油田于1989年7月采用一套層系、三角形井網、300 m井距投入開發，1992年形成基礎井網，開發初期主要在主力斷塊邊部實行溫和注水。1993-1998年在不同部位進行局部加密，重點完善海1塊注采井網。1999年后在油田主體部位細分層系，油田逐步實現全面注水開發。油田共有油井401口，開344口，日產液6 665 m3，日產油745 t，綜合含水88.3%，采油速度0.82%，采出程度24.3%，采出可采儲量75.8%。注水井總井143口，開井111口，日注水5 212 m3，累積注水1 848.1×104m3，月注采比0.56，累積注采比0.48，累積地下虧空2 021.8×104m3，油田處于高含水開發后期遞減階段。

2 高含水后期注水開發主要矛盾

2.1 原油粘度高，驅油效率低，熱采潛力大

油田原油粘度高，地下油水粘度比在10～560，部分區域達到2 000 mPa·s以上，由于油水粘度比大，注入水粘性指進水竄嚴重，大部分油井注水見效后含水上升快，驅油效率低僅為32.1%，注水波及體積系數為50.9%，通過注水提高波及體積的空間很小。

2.2 非均質性嚴重，油層動用不均，井間剩余油富集[2]

油層層數多含有100多個小層，儲層分布變化大，層內、層間非均質嚴重，層間滲透率級差1.9～18.8倍，層內滲透率級差2～400倍。河道主流線區域水淹重動用程度高，河道邊部油層變薄物性變差，75%以上油井含水超過80%，35%油井液面低于1 000 m處于供液不足狀態生產，油層動用程度嚴重不均。

3 水平井挖潛技術研究與應用

3.1 開展油藏描述工作精細刻畫地質體分布

精細開展了水平井部署的前期研究工作，從海外河油田構造體系分析、確定斷層展布方向及分布規律入手，結合動態監測和分析手段，進一步落實了區域內18條斷層的走向、傾向、傾角及斷距等具體特征，明確了四級構造單元內斷塊區和斷塊的劃分，搞清楚了海26塊內部十幾個復雜斷塊的構造特征和油水分布規律。在此基礎上，通過高分辨率三維地震資料精細解釋及測井資料重新解釋，在精細地層對比、準確劃分地層層位與儲層單元的基礎上,進行地震相位的準確標定,選取相當于主力含油小層頂或附近的相位進行追蹤解釋成圖,并利用實際鉆井資料的斷點、小層數據對主力油層的斷層進行偏移分析和歸位校正。最后,在精細斷面和層面描述的基礎上,做出大比例、小等高距主力油層頂面構造圖。

在主力注水區塊開展了微構造研究。是以較密井網資料為基礎，直接以分布較廣的主力油砂層頂面或底面為準，采用2～5 m小間距等高線，用等值線內插法繪制構造圖。大體上正韻律油層以底面為準作圖，反韻律油層以頂面為準作圖，對均質厚油層，頂底面均作圖。微地質界面研究，真實逼近了地下地質體的起伏形態，構造幅度由最初的10 m以上精細到現在的3～5 m，等高線間距由原來的10～20 m精確到2～5 m。

3.2 利用沉積相研究落實儲層分布特征

沉積巖石微相研究。在以上精細研究的基礎上，主要利用取心井巖性分析資料及相應的測井信息，對儲層巖性進行量化分析。在細分沉積微相基礎上，劃分出巖性、電性基本相同的巖石相帶，繪制了沉積微相圖，結合動態分析揭示了不同相帶的含油潛力。測井儲層評價及精細解釋。通過測井儲層多井數字處理結果，計算儲層微觀參數、非均質參數，根據不同相帶的儲層具有不同的巖性、不同的物性和不同的沉積韻律性，綜合進行油層潛力評價。

3.3 開展水平井開發可行性研究[3]

主力區塊海1塊和海26塊，地質儲量3 294×104t，目前地質儲量的采出程度23.76%，具有一定的剩余地質儲量（2 500×104t），水平井開發具有較好的物質基礎。優選出的3個主力單砂體，利用水平井開發可增加剩余可采儲量18×104t。

部署區的3個主力單砂體，油層薄3 m以上，油層發育比較穩定，早期注水保持了一定的地層壓力，注水井多數位于構造的低部位，分析油層水淹規律和目前生產井的動態，認為高部位和井間水淹程度較弱，剩余油較為富集，適應水平井開發。

3.4 利用導眼資料校正油層深度和厚度

由于油層較薄,因此在鉆水平段之前，采取先鉆導眼的方法。將導眼所獲取的第一手地質資料與原始地質資料對比分析，進一步確定油層的產狀，更新地質模型，指導水平段軌跡調整，保證油層鉆遇率。海26-H102根據導眼提供的油層頂界著陸至1 854 m見油層（垂深1 614.5 m）油頂垂深誤差3 m。

3.5 應用地質導向技術保證油層鉆遇率

地質導向鉆井技術是近年來國內外發展起來的前沿技術之一，其特征在于把鉆井技術、測井技術和油藏工程融合為一體。在鉆井過程中，利用鉆井液壓力脈沖將地質參數（伽瑪和電阻率）、鉆井參數及其它輔助參數傳輸到地面，由譯碼系統識別出脈沖信號，再用地面軟件系統適時做出解釋和決策，從而實現隨鉆控制。地質導向鉆井技術的應用，提高了對所鉆地層地質構造、儲層特性的判斷精度以及鉆頭在儲層內鉆進時井眼軌跡的控制能力，對于提高油層鉆遇率、鉆井成功率、油氣采收率具有重要作用，如海26-東H101和海26-東H102應用斯倫貝謝近鉆頭地質導向技大使油層鉆遇率分別達到84.9%和73.7%。

3.6 采用蒸汽吞吐開發提高水平井生產能力

水平井部署的小層，50℃地面原油粘度950～2 300 mPa·s，原油類別按總公司研究院分類標準為普通稠油。據劉文章調查，國際許多專家通過大量研究及現場試驗，認為普通水驅與熱采（包括高溫熱水驅）的地下原油粘度界限介于100～200 mPa·s，因此，本層系原油性質適宜熱采。在與相臨洼38塊、新海27塊的原油性質、油藏條件等方面進行對比都有相近之處，這類油藏水平井熱采增油效果明顯，因此，薄層水平井應該能通過熱采提高產能。試驗海26-東H102井，投產初期日產液量30 m3，生產25天后降至10 m3，動液面1 300 m。于2008年1月注汽，注汽量2 500 t，注汽干度75，速度9 m3/h，注汽后，日液量上升到40 m3，日產油上升到10 t是注汽前產量的3倍。

4 效果評價

海外河油田薄互層注水油藏部署水平井7口，采用冷采投產5口，平均油層鉆遇率達79.6%，初期平均日產油11 t，是周圍直井產量的3倍，累計采油1 240 t，平均單井年產油0.3×104t。根據目前水平井的生產效果，在精細儲層分布研究的前題下，還可在海26塊d1Ⅱ、d1Ⅲ、d2Ⅱ油層組中3個主力單砂體，預計部署水平井5口，控制地質儲量107×104t，預計增加可采儲量 22×104t。

5 認識

（1）儲層分布不穩定。從完鉆的水平井證實，海26塊儲層巖性變化較快，儲層分布不穩定，平面分布較難預測，必須應用先進地質導向鉆井技術確保儲層鉆遇率。

（2）井間有較豐富的剩余油，水淹程度低。從已經投產的水平井生產可知，初期日產油量均達到10 t/d以上，含水在10%～50%，證實井間水淹程度低，剩余油較富集，是水平井挖潛的有利區域。

（3）注汽后產液量大幅上升。油稠致使水平井供液不足，可通過蒸汽吞吐顯著提高了原油的流動能力，達到提液增油的目的，蒸汽吞吐后產液量增加3倍以上。

（4）地層壓力是保證水平井正常生產的必要條件。當地層壓力較低時，不能充分發揮水平井泄油面積大的優勢，因此，合理的地層壓力是確保水平井正常生產的必要條件。

[1]馬強.海1塊復合深度調驅體系研究[D］.大慶：東北石油大學，2012：1-58.

[2]張華光，馬強.海外河油田高含水期油水層和薄差油層挖潛方法[J］.石油地質與工程，2010，24（2）：58-60.

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[4]席雄祥，喬守武，馮繼武，馬強.底水油藏開采技術對策研究[J］.內蒙古石油化工，2008，34（16）：113-114.

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