冀東南堡陸地油田二次開發技術探索與實踐

喬石石，岳文珍，李業會，楊競旭，殷彩霞

（中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北唐山063004）

1 二次開發背景

冀東南堡陸地油田Es32＋3油藏為復雜斷塊油藏，油藏埋深大于3 500 m，且斷層發育，斷塊面積小，儲層橫向變化快、含油面積小，小于0.2 km2的砂體占到70%以上。目前井網條件下水驅儲量控制程度低；縱向上含油層數多，油水井合注合采，儲量動用不均衡，層間矛盾突出，水驅儲量動用程度低；受采油平臺限制，油水井井深、結構復雜，開發井鉆井周期長，現有增產增注、分采分注、長效舉升等采油工藝技術已不能滿足油田開發需求；油田開發年限較長，油水井生產系統老化較為突出，套損井比例逐年增加，地面系統能耗高、效率低。采用傳統的一次開發基本達到了極限狀態，三次采油使用范圍有限，且成本相對較高，為進一步改善老油田開發效果，對老油田實施二次開發［1-2］成了必然選擇。

2009年開始，冀東南堡陸地油田陸續在柳贊北區、高尚堡深層高5斷塊［3-5］、高3102 斷塊Es32＋3油藏開展了二次開發。

2 二次開發主體技術

針對油藏存在的問題，采用多專業協同攻關的方式，應用多項新技術開展綜合研究，實現老油田的經濟有效二次開發。

2.1 精細構造解釋技術

南堡陸地油田Es32＋3油藏埋藏深，地震資料品質差，反射界面不清楚，單一的技術手段無法實現精細的構造解釋，從而影響了對剩余油的精細刻畫。運用斷裂模式指導與物理模擬結合、地震資料與地質-測井資料結合、靜態資料與動態資料相結合，開展多信息多學科的綜合地質研究。以地震反射結構特征確定油組級地層格架，以層序地層學理論和方法為指導，逐級確定砂組-小層的劃分與對比方案；充分利用動態資料、靜態資料進行油層追蹤對比，以小層為單元精細刻畫微構造特征。

2.2 復合砂體單砂體構型刻畫技術

柳贊北區Es32＋3油藏為扇三角洲前緣亞相儲層，河道擺動頻繁，多期水道前積疊置或垂向疊置。在小層劃分對比的基礎上，采用“垂向分期、側向劃界”的方法進行單砂體構型描述，從辮狀水道復合體或舌狀壩復合體識別出單一微相，共識別出辮狀水道、分流水道、水道間、舌狀體、席狀砂、溢岸沉積、河口壩、壩間8種構型要素，總結出了8種側向拼接-連通模式：水道-水道、水道-溢岸-水道、水道-水道間-水道、舌狀壩-水道-舌狀壩、舌狀壩主體拼接、舌狀壩側緣拼接、舌狀壩側緣交錯、舌狀壩-壩間-舌狀壩。

2.3 優勢滲流通道識別技術

經過多年的注水開發，儲層性質逐漸發生了變化，膠結物含量減少，孔隙度、滲透率增大，優勢滲流通道較為發育。以單砂體構型為基礎，利用沉積微相、儲層非均質性、注采動態分析及動態監測等資料進行綜合分析，找出影響優勢滲流通道形成的相關因素，總結歸納各項影響因素的臨界值，確立了優勢滲流通道的判別標準（表1）。通過研究發現，該區優勢滲流通道在平面上沿辮狀水道、水下分流河道主流線方向發育；縱向上沿辮狀水道、水下分流河道底部及河口壩、舌狀壩中部高滲帶形成。

表1 柳贊北區優勢滲流通道判別標準

2.4 剩余油分布研究技術［4-5］

2.4.1 常規油藏分析技術研究剩余油

應用水驅特征曲線標定、經驗公式、類比法宏觀分析油藏剩余潛力，南堡陸地油田標定采收率為20.5%，比周邊同類油藏低10個百分點。南堡陸地注水單元井距大，注采連通差，單向連通的比例大于30%，多項連通的比例小于10%，水驅儲量控制程度在50%左右，注水剖面不均勻，水驅儲量動用程度40%左右，井間、層間剩余油潛力大。利用動靜態資料，綜合分析評價小層的采出程度、動用程度、平面注采狀況、井網完善程度、水驅標定采收率、剩余可采儲量、水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度、含油面積、有效厚度、地質儲量、孔隙度、滲透率及級差、累計生產狀況、目前生產狀況及存在主要問題等42項動靜態參數，落實小層剩余油開發潛力。

2.4.2 數值模擬定量描述剩余油

在單砂體建模的基礎上，開展精細數值模擬，將優勢滲流通道的研究成果植入數模模型，較為準確地定量描述剩余油分布。油藏剩余油總體上高度分散，而局部相對富集，剩余油主要分布在構造高部位、斷層附近的滯留區、井間及井網不完善的區域。

2.4.3 測井評價研究剩余油

以巖石物理特征變化為基礎，利用現有的技術手段，分析油層水淹后的電阻率、自然電位、孔隙度等測井曲線變化特征，研究表明，水淹層電阻率與原始油層相比顯著降低；油氣層水淹后物性變好，測井響應具體表現為聲波時差、中子曲線值較原始值增大，密度減小，自然電位曲線幅度或形態會有異常變化，反映出水淹程度不同。

為定量識別水淹層，引入了電阻率降低系數，其定義為原始油層電阻率與水淹層電阻率的比值，建立了電阻率降低系數與含水率關系圖版（圖1），依據該圖版，參考行業水淹層分級標準，建立了南堡陸地油田Es32＋3油藏水淹級別評價標準（表2），再結合動靜態資料分析可判定水淹層，確定剩余油潛力。

圖1 南堡陸地Es32＋3油藏電阻率降低系數與含水率關系

表2 水淹級別劃分標準

2.5 層系井網優化重組技術

通過剩余油分布研究，明確了油田二次開發的物質基礎，但在目前層系井網條件下，單靠注采調整措施無法有效提高控制程度和動用程度，只有開展層系井網重組，對現有的開采方式進行優化，才能把分散的剩余油在經濟合理的條件下開采出來。

2.5.1 層系優化組合

以油砂體為單元，分析影響開發效果主控因素，落實開發潛力并進行分類評價。確定的分類標準為Ⅰ類潛力小層：片狀油砂體，剩余地質儲量占3%以上，滲透率大于100×10-3μm2，含油面積大于0.2 km2；Ⅱ類潛力小層：條帶狀油砂體，剩余地質儲量1%～3%，滲透率介于（50～100）×10-3μm2，含油面積介于0.1～0.2 km2；Ⅲ類潛力小層：土豆狀油砂體，含油面積小于0.1 km2。

在分類評價的基礎上，將縱向上剩余油產狀、生產能力及物性相近的油砂體組合為一套開發層系，合理控制生產井段，合理控制生產厚度和層數。

（1）柳贊北區Ⅰ類小層采出程度高、含水高，井網完善，潛力較小；Ⅱ類、Ⅲ類小層的各項指標潛力都較大。因此，主要針對Ⅱ、Ⅲ類小層在該區部署兩套層系井網；

（2）高5斷塊以Ⅰ類小層為主，兼顧Ⅱ、Ⅲ類小層，在該區部署一套層系井網；

（3）高3102斷塊以Ⅰ、Ⅱ類小層為主，兼顧Ⅲ類小層，在該區部署一套層系井網。

2.5.2 井網優化組合

為了提高主力潛力層水驅儲量控制程度，根據不同油藏儲層分布的特點，綜合考慮井網密度與采收率的關系［6］、井距與連通率的關系（圖2、圖3），結合數值模擬成果確定的合理井網、合理井距，利用當前油價下經濟極限井網密度［7］為約束條件，最終確定經濟合理的井網、井距。

圖2 南堡陸地Es32＋3油藏井網密度與采收率關系

圖3 南堡陸地Es32＋3油藏井距與連通率關系

柳贊北區由于地層傾角大，宜采用線狀注采井網，注采井數比為1∶1，開發井距為150～180 m；高5斷塊、高3102斷塊砂體規模小，宜采用面積注水三角形井網，注采井數比為1∶2，開發井距為150 m。

3 二次開發效果

南堡陸地二次開發實施以來，累計完鉆開發井87口，油井59口，水井28口，初期平均單井日產油10.7 t，較相鄰老井高8.1 t，綜合含水43.4%，較相鄰老井低35.2個百分點；水驅儲量控制程度由62.9%提高至77.8%，水驅儲量動用程度由50.4%提高至56.1%；二次開發區塊水驅開發效果明顯向好的方向發展，截至2012年底，階段采收率提高8.64個百分點，增加可采儲量185.2×104t。

4 結論及認識

（1）冀東南堡陸地油田Es32＋3油藏由于層間、平面非均質性強，油層動用程度低，新井鉆探證實油藏水淹程度低，平面及層間剩余油富集，從而奠定了二次開發的物質基礎。

（2）精細油藏描述是二次開發的基礎，剩余油分布研究是核心，層系井網重組是主要手段，合理的注采技術政策優化以及完善的鉆采配套技術是開發效果的有力保障。

（3）二次開發可以有效改善老油田開發效果，提高采收率。冀東南堡陸地油田二次開發的成功經驗對同類油藏的開發具有借鑒意義。

［1］ 胡文瑞.論老油田實施二次開發工程的必要性與可行性［J］.石油勘探與開發，2008，35（1）：1-5.

［2］ 韓大框.關于高含水油田二次開發理念、對策和技術路線的探討［J］.石油勘探與開發，2010，37（5）：583-591.

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［5］ 屈亞光，劉月田，丁祖鵬.受巖性作用影響復雜斷塊油藏剩余油分布研究［J］.斷塊油氣田，2011，18（5）：634-636，640.

［6］ 劉金旺，馬紹仁，張金.復雜斷塊油田優化井網密度研究［J］.斷塊油氣田，2001，8（1）：27-29.

［7］ 鐘萍萍，彭彩珍.油藏井網密度計算方法綜述［J］.石油地質與工程，2009，23（2）：60-63.