海拉爾盆地復雜斷塊油藏不同巖性儲層開發調整技術

李延軍，鄧玉輝，劉建棟

吳畏，王劍峰，楊梓 (中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

國內復雜斷塊油田以江蘇油田、華北油田及勝利油田為代表，江蘇油田進入開發調整階段以后，重點以油藏精細描述為基礎，開展注采井網重構、井網優化、層系細分與重組，對高含水、高采出程度油層進行井網抽稀，對低含水、低采出程度油層進行井網加密，最終大幅提高了原油采收率；華北油田針對不同時期、不同油藏類型，采取精細分層注水、層系井網優化重組、深部調驅等不同的水驅調整做法，取得了明顯調整效果；勝利油田以層間、層內、平面注采系統調整等矢量化調整，實現均衡驅替，儲量動用程度提高了18.4%，采收率提高了2.94%[1～5]。國內復雜斷塊油田開發調整主要以單一巖性儲層為對象，缺少針對不同巖性儲層的整體綜合調整技術。海拉爾盆地儲層巖性復雜，油藏類型多，不同巖性儲層開發過程中暴露出的矛盾也不同，主要表現在以下幾個方面：一是砂礫巖儲層非均質性強，受效方向復雜，且油井受效后含水上升速度快；二是裂縫性潛山油藏低注高采，低部位油井易水錐，控含水難度大，高部位油井受效困難；三是含凝灰質砂巖儲層及特低滲透致密儲層低產低效井比例大，調整治理困難。國內斷塊油田已成熟的單一開發調整技術[6～16]，對于海拉爾盆地復雜斷塊油藏不同巖性儲層不具備普適性，難以滿足海拉爾盆地復雜斷塊油田不同巖性儲層開發調整的實際需要，因此需要堅持以“一塊一策、一類一法”的個性化綜合調整原則，進行適應海拉爾盆地不同巖性儲層開發調整技術的研究。

1 海拉爾盆地儲層地質特征和開發現狀

1.1 地質特征

海拉爾盆地總面積4.42×104km2，位于蒙古-大興安嶺裂谷盆地群的東部，東以大興安嶺隆地相隔，與大楊樹盆地、松遼盆地相鄰；西為西北隆起，與蒙古喬巴山盆地相望；北部與布拉達林盆地相連；東南部以巴音寶力格隆起為界，與二連盆地遙遙相對(見圖1)。海拉爾盆地屬于復雜斷陷盆地，構造破碎，儲層以近物源、快速堆積為主，斷塊間物性差異大，油水關系復雜。

海拉爾盆地基底為古生界和前古生界地層，其沉積蓋層為中生界白堊系和新生界上第三系和第四系，沉積巖最大厚度6000m，主要含油層系為白堊系。海拉爾盆地沉積地層系統分為4個群、6個組、13個巖性段，自下而上為布達特群、興安嶺群(含3個巖性段)、扎賚諾爾群(分為銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組、伊敏組)、貝爾湖群(上白堊統青元崗組、第三系呼查山組、第四系)。

截止到2019年9月底，海拉爾盆地共探明開發呼和諾仁、蘇德爾特、蘇仁諾爾、貝中、烏東等5個油田，主要含油層位自下而上為布達特(潛山)、銅缽廟、南屯(興安嶺)、大磨拐河，累計提交石油探明地質儲量1.63×108t，含油面積158.58km2。其中呼和諾仁油田儲層巖性以砂礫巖為主，整體上為斷鼻狀構造，傾角15.5°，主要為近岸淺水環境下的扇三角洲相沉積。油層平均孔隙度為20.8%，平均滲透率為91mD，非均質系數平均值為2.34，滲透率變異系數平均值為0.98，層間非均質性較強。同時由于構造運動規模大、期次多，導致小斷層較發育。蘇德爾特油田發育興安嶺和布達特2套油層，興安嶺油層屬于含凝灰質強水敏儲層，儲層中凝灰質和蒙皂石2種敏感性礦物含量較高，水敏指數平均值為0.82；有效孔隙度為13.9%，空氣滲透率為0.3～1.7mD，屬低孔特低滲儲層。布達特油層屬于裂縫性潛山油藏，主要以塊狀潛山油藏和層狀潛山油藏為主，平均孔隙度為4.49%，平均滲透率為4.26mD，底水較發育。蘇仁諾爾、貝中、烏東油田儲層巖性主要以特低滲透致密砂巖為主。

1.2 開發現狀

截止到2019年底，海拉爾盆地復雜斷塊油藏不同巖性儲層共投產油水井1784口(其中采油井1285口，注入井499口)，動用地質儲量1.14×108t，含油面積95.29km2，年產油量39.2×104t，累計產油量729.45 ×104t，動用儲量采出程度6.40%，綜合含水率57.3%，年注水量191.98×104m3，年注采比2.23，累計注采比1.63(見表1)。

表1 海拉爾盆地各油田開發現狀

2 不同巖性儲層開發中存在的問題

2.1 砂礫巖儲層

海拉爾盆地呼和諾仁油田以大孔道發育的砂礫巖儲層為主，儲層非均質性強，經過幾年的注水開發，逐漸暴露出以下問題：

1)受斷層影響，平面注采井網不完善。油藏精細描述成果表明，油田內部小斷層發育，一次開發井網被新解釋出的小斷層切割后，導致局部出現有注無采或者有采無注現象，整體水驅控制程度僅67.2%，并且單向連通比例占39.5%。

2)砂礫巖儲層縱向上巖性變化大，自下而上，巖性由粗變細，砂組間物性差異大，滲透率分布范圍在25.7～181.6mD之間，導致儲層非均質性強，注水開發后，綜合含水上升快，年均含水上升率為10.45%左右。

2.2 含凝灰質儲層

海拉爾盆地蘇德爾特油田興安嶺群儲層主要巖石類型有沉凝灰巖、凝灰質砂巖、凝灰質砂礫巖。其中，興Ⅰ油層組黏土礦物中蒙脫石體積分數為50.5%、高嶺石為34.6%、伊利石為8.1%、綠泥石為6.8%；興Ⅱ油層組黏土礦物中蒙脫石體積分數為39.3%、高嶺石為48.5%、伊利石為0.9%、綠泥石為11.3%。水敏試驗證實，興安嶺群含凝灰質儲層具有強水敏性，注水開發后，儲層注水困難，日注水量低于10m3，并且注水壓力上升快，平均月上升0.45MPa，措施增注效果不明顯，注采井間難以建立有效驅動，油井整體受效差。

2.3 潛山儲層

海拉爾盆地蘇德爾特油田布達特群潛山儲層裂縫普遍發育，儲集空間主要為裂縫和與裂縫溝通的基質次生孔隙或巖石風化剝蝕形成的溶蝕孔隙。主要有塊狀潛山油藏和層狀潛山油藏2種類型。塊狀潛山油藏因具有較強的底水能量，開發初期雖然預留了避射厚度，但由于單純追求產量，采油速度保持在2.0%以上，導致底水錐進后油井含水快速上升；層狀潛山油藏由于構造高差較大，油井受效差異大，構造高部位油井注水受效困難，構造低部位油井注水受效后，水淹快。

2.4 特低滲致密砂巖儲層

海拉爾盆地貝中油田儲層主要以低滲致密砂巖儲層為主。貝中油田南屯組南一段儲層平均孔隙度為11.9%，平均滲透率6.03mD，屬于低孔特低滲型儲層。南二段平均孔隙度為8.9%；平均滲透率2.67mD，屬于低孔特低滲～特低孔特低滲型儲層。一次開發方案實施后，油田局部斷塊油水井間難以建立有效驅動體系，油井產量低，遞減大。以貝中油田希2斷塊為代表的低滲致密砂巖儲層，南一段平均滲透率1.41mD，南二段平均滲透率僅有0.61mD。62口采油井中長開井僅8口，平均單井日產油量僅0.4t，區塊地質儲量采油速度0.04%，采出程度僅1.48%。14口注水井壓裂后仍難以有效注入。

3 開發調整技術與效果

3.1 砂礫巖儲層

1)調整技術 對砂礫巖儲層進行在油藏精細描述指導下的綜合調整。為確保砂礫巖儲層在不同含水階段采取針對性調整技術對策，首先開展精細油藏描述，重點描述砂礫巖儲層構造特點及小斷層分布狀況，通過地震剖面上的同軸錯斷、反射空白、強相位轉換、同相軸扭曲、相位合并等標志性特征識別那些易識別的小斷層；然后應用譜分解相位屬性體及相位余弦屬性體剖面特征識別模糊小斷層；最后應用新完鉆井資料提高構造解釋精度，達到滿足開發調整的要求。

砂礫巖儲層厚度大，縱向上砂組間物性差異大，低含水期主要采取分層注水技術以達到油井快速受效的目的。油井受效后，受地層傾角大的影響，高部位油井受效程度差，低部位油井含水上升速度快，注水調整難以協調高低部位矛盾，因此砂礫巖儲層中含水期主要采取構造高部位壓裂、構造低部位堵水技術對策，以緩解平面矛盾。針對層間矛盾，提控結合，精細分層注水，低含水層加強注水，高含水層控制注水，實現儲層均衡動用。隨著采出程度的增加，常規調整效果逐漸變弱，平面、層間矛盾進一步加劇，在砂礫巖儲層接近高含水期時，采取以井網加密調整為主的精細注水調整，加密井要避射主力高水淹層，以開發薄差層為主，同時應用油藏精細描述成果，進一步細分注水。另外，在局部已形成注水優勢通道的井組開展注聚合物調剖，實現穩油控水。

2)開發效果 經過低含水期的細分注水、中含水期的注采結構調整、高含水期開發薄差層為主的井網加密及穩油控水的注聚調剖等系列調整技術，砂礫巖儲層平面、層間矛盾得到有效緩解，水驅控制程度由67.2%上升到86.9%，平均單井日增油1.9t，多向連通比例由27.8%增加到42.5%；薄差層動用比例提高10.8個百分點，油田含水率下降6.2個百分點(見圖2)。

3.2 含凝灰質儲層

1)調整技術 對含凝灰質儲層采用在混相驅油機理指導下的注氣調整技術。大慶油田20世紀90年代后期開始探索CO2驅油技術，勝利、江蘇、吉林等油田也相繼開展研究，目前CO2驅油技術已相對成熟，其基本機理是CO2和地層原油在油藏條件下形成混相，消除油水界面，使多孔介質中的毛細管壓力降低，減少因毛細管效應產生毛細管滯留所圈捕的石油，從而達到提高采收率的效果。針對蘇德爾特油田貝14斷塊強水敏儲層開展注氣混相驅油室內試驗，結果表明，在原始地層壓力下貝14斷塊原油能夠達到近混相，最小混相壓力16.59MPa，CO2混相驅油效率達80%，非混相驅最終驅油效率50%。

2)開發效果 為建立海拉爾盆地含凝灰質強水敏儲層有效驅動體系，在注CO2驅油機理指導下，結合室內試驗研究成果，對蘇德爾特油田貝14斷塊實施注CO2驅油開發調整技術。注氣井9口，生產井31口，中心井6口，反九點面積井網，井距200m，注采層位第1～14號層，有效厚度26.4m，儲量330.3×104t，連續注氣，注氣井最大井底流壓30MPa，日CO2注氣量370t，年CO2注氣量維持在12×104t左右，生產井最小井底流壓3MPa。

注氣調整后，地層吸氣能力較強，平均單井日注氣量32.9t，注氣壓力16.7MPa。與注水開發對比，注入壓力基本相同情況下，日注量和注入強度分別是水驅的6.3倍和8.9倍，油井縱向產液層數增加，產液量增加，層間差異逐漸變小，原油黏度最大降幅3.36mPa·s，油井受效比例87%，平均單井日增油量2.0t(見圖3)。

3.3 潛山油藏

1)調整技術 蘇德爾特油田塊狀潛山油藏，邊底水能量較強，具有統一油水界面。針對塊狀潛山油藏，主要采用控水錐的開發調整技術。2005年以頂密邊疏的井網形式投入開發，2007年水井以邊底部注水方式投注，塊狀潛山油藏連續7年采油速度保持在2.0%以上，高峰期采油速度達到3.55%。由于采油速度過高，導致油井底水快速錐進，油井含水上升快。為有效遏制底水錐進，主要采取上下層系井網綜合利用，將上部開發興安嶺油層的7口井進行補孔，縮小井距，積極開展補充鉆井，增加平面采出井點，均衡平面泄壓點，減緩底水錐進；同時優化采油參數，降低采油速度。針對層狀潛山油藏油井受效差異問題，重點采取邊底部注水改為同層底部注水及周期注水技術，控制低部位油井含水上升。

2)開發效果 蘇德爾特油田潛山油藏采取針對性調整措施后，塊狀潛山油藏含水上升率由10.75%下降到9.67%，層狀潛山油藏9個注采井組周期注水后，平均單井日增油量1.3t，含水率下降40.4%。油田開發效果得到明顯改善：以蘇德爾特油田貝16區塊為例，相同含水條件下，采出程度高于東勝堡、八里莊及靜北油田，但與開發效果較好的任丘迷霧山油田及龍虎莊油田還有一定差距(見圖4)。但隨著采出程度的增加，潛山油藏含水上升快的問題并沒有得到根本性緩解，還需要進一步探索新的調整技術，如在潛山油藏頂部注氣壓錐，控制底水錐進。

3.4 致密砂巖儲層

1)調整技術 針對致密砂巖儲層，主要采用以改善儲層滲流條件為目標的開發調整技術。致密砂巖儲層由于儲層基質的特低滲透性影響，一次開發井網實施后，普遍采收率較低，主要表現為注不進、采不出。海拉爾盆地儲層以致密砂巖為主的儲量占比37.8%，主要分布在烏東和貝中油田，開發效果普遍較差。以改善儲層滲流條件為目標的直井大規模縫網壓裂結合撬裝提壓注水調整技術能夠形成較大的泄油面積，從而顯著提高單井產能和采收率。大規模縫網壓裂即用高黏度凝膠在最大主應力方向上形成一條主裂縫，攜帶支撐劑鋪置在主裂縫內，保證裂縫導流能力，為原油提供滲流通道；利用滑溜水造縫，通過向儲層大排量注入壓裂液，提高縫內凈壓力，導致儲層內裂縫在多個方向起裂，形成復雜多裂縫系統，提高裂縫波及體積(見圖5)。

大規模壓裂實施效果受儲層地質條件、油藏開發動態及工藝技術等因素影響，首先需要建立一套具有針對性的選井選層標準來指導大規模壓裂實施。根據海拉爾盆地特低滲致密砂巖儲層地質特點，建立了適應海拉爾盆地致密砂巖儲層大規模壓裂選井選層標準,即：含油飽和度大于45.0%，壓裂厚度大于10.0m，井控儲量大于3.5×104t,壓裂前日產油量小于1.0t，累計注采比大于0.6，連通水井大于2口，遠離油水界面。

2)開發效果 海拉爾盆地特低滲致密砂巖儲層大規模壓裂改造中，平均單井壓裂液量1631m3，單井加砂強度達到7.8m3/m，縫網規模在300m×150m左右。2014年以來，海拉爾盆地在特低滲致密砂巖儲層共實施大規模壓裂78井次，取得了較好的增油效果，平均單井日增油量3.4t，加快了特低滲致密砂巖難采儲量的有效動用。

4 結論

1)砂礫巖儲層中低含水期，通過井網加密結合細分注水均衡儲層動用，高含水期通過注聚調剖可有效解決注入水單向突進，控制注水優勢方向油井含水上升速度。

2)CO2混相驅油技術是解決含凝灰質強水敏儲層整體動用的有效手段，能夠建立注采井間有效驅動，明顯改善含凝灰質儲層開發效果。

3)強底水塊狀潛山油藏通過控制采油速度，均衡平面泄壓井點，可有效控制底水錐進速度，層狀潛山油藏通過同層底部注水及周期注水技術可有效控制構造低部位油井含水上升速度。

4)特低滲透致密砂巖儲層單一開發調整技術難以實現平面井網及縱向層間、層內的有效調整，常采用大規模縫網壓裂結合撬裝提壓注水調整技術，以大幅提高單井產油量。