馬汝彥

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

1 基本情況

1.1 地質(zhì)概況

海外河常規(guī)注水油田是一個(gè)局部被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造，主要開(kāi)采層位為下第三系東營(yíng)組馬圈子油層，動(dòng)用含油面積13.1 km2，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)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(chǔ)層。地質(zhì)條件異常復(fù)雜，發(fā)育18條斷層，將油田分割成15個(gè)斷塊，含油井段一般在200～500 m，最長(zhǎng)達(dá)1 000 m以上，油層發(fā)育100多個(gè)小層，油藏具有多套油水組合，油水關(guān)系異常復(fù)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(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

海外河油田于1989年7月采用一套層系、三角形井網(wǎng)、300 m井距投入開(kāi)發(fā)，1992年形成基礎(chǔ)井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)初期主要在主力斷塊邊部實(shí)行溫和注水。1993-1998年在不同部位進(jìn)行局部加密，重點(diǎn)完善海1塊注采井網(wǎng)。1999年后在油田主體部位細(xì)分層系，油田逐步實(shí)現(xiàn)全面注水開(kāi)發(fā)。油田共有油井401口，開(kāi)344口，日產(chǎn)液6 665 m3，日產(chǎn)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(chǔ)量75.8%。注水井總井143口，開(kāi)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(kāi)發(fā)后期遞減階段。

2 高含水后期注水開(kāi)發(fā)主要矛盾

2.1 原油粘度高，驅(qū)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(qū)域達(dá)到2 000 mPa·s以上，由于油水粘度比大，注入水粘性指進(jìn)水竄嚴(yán)重，大部分油井注水見(jiàn)效后含水上升快，驅(qū)油效率低僅為32.1%，注水波及體積系數(shù)為50.9%，通過(guò)注水提高波及體積的空間很小。

2.2 非均質(zhì)性嚴(yán)重，油層動(dòng)用不均，井間剩余油富集[2]

油層層數(shù)多含有100多個(gè)小層，儲(chǔ)層分布變化大，層內(nèi)、層間非均質(zhì)嚴(yán)重，層間滲透率級(jí)差1.9～18.8倍，層內(nèi)滲透率級(jí)差2～400倍。河道主流線(xiàn)區(qū)域水淹重動(dòng)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(guò)80%，35%油井液面低于1 000 m處于供液不足狀態(tài)生產(chǎn)，油層動(dòng)用程度嚴(yán)重不均。

3 水平井挖潛技術(shù)研究與應(yīng)用

3.1 開(kāi)展油藏描述工作精細(xì)刻畫(huà)地質(zhì)體分布

精細(xì)開(kāi)展了水平井部署的前期研究工作，從海外河油田構(gòu)造體系分析、確定斷層展布方向及分布規(guī)律入手，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)和分析手段，進(jìn)一步落實(shí)了區(qū)域內(nèi)18條斷層的走向、傾向、傾角及斷距等具體特征，明確了四級(jí)構(gòu)造單元內(nèi)斷塊區(qū)和斷塊的劃分，搞清楚了海26塊內(nèi)部十幾個(gè)復(fù)雜斷塊的構(gòu)造特征和油水分布規(guī)律。在此基礎(chǔ)上，通過(guò)高分辨率三維地震資料精細(xì)解釋及測(cè)井資料重新解釋?zhuān)诰?xì)地層對(duì)比、準(zhǔn)確劃分地層層位與儲(chǔ)層單元的基礎(chǔ)上,進(jìn)行地震相位的準(zhǔn)確標(biāo)定,選取相當(dāng)于主力含油小層頂或附近的相位進(jìn)行追蹤解釋成圖,并利用實(shí)際鉆井資料的斷點(diǎn)、小層數(shù)據(jù)對(duì)主力油層的斷層進(jìn)行偏移分析和歸位校正。最后,在精細(xì)斷面和層面描述的基礎(chǔ)上,做出大比例、小等高距主力油層頂面構(gòu)造圖。

在主力注水區(qū)塊開(kāi)展了微構(gòu)造研究。是以較密井網(wǎng)資料為基礎(chǔ)，直接以分布較廣的主力油砂層頂面或底面為準(zhǔn)，采用2～5 m小間距等高線(xiàn)，用等值線(xiàn)內(nèi)插法繪制構(gòu)造圖。大體上正韻律油層以底面為準(zhǔn)作圖，反韻律油層以頂面為準(zhǔn)作圖，對(duì)均質(zhì)厚油層，頂?shù)酌婢鲌D。微地質(zhì)界面研究，真實(shí)逼近了地下地質(zhì)體的起伏形態(tài)，構(gòu)造幅度由最初的10 m以上精細(xì)到現(xiàn)在的3～5 m，等高線(xiàn)間距由原來(lái)的10～20 m精確到2～5 m。

3.2 利用沉積相研究落實(shí)儲(chǔ)層分布特征

沉積巖石微相研究。在以上精細(xì)研究的基礎(chǔ)上，主要利用取心井巖性分析資料及相應(yīng)的測(cè)井信息，對(duì)儲(chǔ)層巖性進(jìn)行量化分析。在細(xì)分沉積微相基礎(chǔ)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(jié)合動(dòng)態(tài)分析揭示了不同相帶的含油潛力。測(cè)井儲(chǔ)層評(píng)價(jià)及精細(xì)解釋。通過(guò)測(cè)井儲(chǔ)層多井?dāng)?shù)字處理結(jié)果，計(jì)算儲(chǔ)層微觀參數(shù)、非均質(zhì)參數(shù)，根據(jù)不同相帶的儲(chǔ)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(jìn)行油層潛力評(píng)價(jià)。

3.3 開(kāi)展水平井開(kāi)發(fā)可行性研究[3]

主力區(qū)塊海1塊和海26塊，地質(zhì)儲(chǔ)量3 294×104t，目前地質(zhì)儲(chǔ)量的采出程度23.76%，具有一定的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量（2 500×104t），水平井開(kāi)發(fā)具有較好的物質(zhì)基礎(chǔ)。優(yōu)選出的3個(gè)主力單砂體，利用水平井開(kāi)發(fā)可增加剩余可采儲(chǔ)量18×104t。

部署區(qū)的3個(gè)主力單砂體，油層薄3 m以上，油層發(fā)育比較穩(wěn)定，早期注水保持了一定的地層壓力，注水井多數(shù)位于構(gòu)造的低部位，分析油層水淹規(guī)律和目前生產(chǎn)井的動(dòng)態(tài)，認(rèn)為高部位和井間水淹程度較弱，剩余油較為富集，適應(yīng)水平井開(kāi)發(fā)。

3.4 利用導(dǎo)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(dǎo)眼的方法。將導(dǎo)眼所獲取的第一手地質(zhì)資料與原始地質(zhì)資料對(duì)比分析，進(jìn)一步確定油層的產(chǎn)狀，更新地質(zhì)模型，指導(dǎo)水平段軌跡調(diào)整，保證油層鉆遇率。海26-H102根據(jù)導(dǎo)眼提供的油層頂界著陸至1 854 m見(jiàn)油層（垂深1 614.5 m）油頂垂深誤差3 m。

3.5 應(yīng)用地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)保證油層鉆遇率

地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)是近年來(lái)國(guó)內(nèi)外發(fā)展起來(lái)的前沿技術(shù)之一，其特征在于把鉆井技術(shù)、測(cè)井技術(shù)和油藏工程融合為一體。在鉆井過(guò)程中，利用鉆井液壓力脈沖將地質(zhì)參數(shù)（伽瑪和電阻率）、鉆井參數(shù)及其它輔助參數(shù)傳輸?shù)降孛妫勺g碼系統(tǒng)識(shí)別出脈沖信號(hào)，再用地面軟件系統(tǒng)適時(shí)做出解釋和決策，從而實(shí)現(xiàn)隨鉆控制。地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)的應(yīng)用，提高了對(duì)所鉆地層地質(zhì)構(gòu)造、儲(chǔ)層特性的判斷精度以及鉆頭在儲(chǔ)層內(nèi)鉆進(jìn)時(shí)井眼軌跡的控制能力，對(duì)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(yīng)用斯倫貝謝近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向技大使油層鉆遇率分別達(dá)到84.9%和73.7%。

3.6 采用蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)提高水平井生產(chǎn)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(lèi)別按總公司研究院分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)為普通稠油。據(jù)劉文章調(diào)查，國(guó)際許多專(zhuān)家通過(guò)大量研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，認(rèn)為普通水驅(qū)與熱采（包括高溫?zé)崴?qū)）的地下原油粘度界限介于100～200 mPa·s，因此，本層系原油性質(zhì)適宜熱采。在與相臨洼38塊、新海27塊的原油性質(zhì)、油藏條件等方面進(jìn)行對(duì)比都有相近之處，這類(lèi)油藏水平井熱采增油效果明顯，因此，薄層水平井應(yīng)該能通過(guò)熱采提高產(chǎn)能。試驗(yàn)海26-東H102井，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液量30 m3，生產(chǎn)25天后降至10 m3，動(dòng)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(chǎn)油上升到10 t是注汽前產(chǎn)量的3倍。

4 效果評(píng)價(jià)

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(chǎn)5口，平均油層鉆遇率達(dá)79.6%，初期平均日產(chǎn)油11 t，是周?chē)本a(chǎn)量的3倍，累計(jì)采油1 240 t，平均單井年產(chǎn)油0.3×104t。根據(jù)目前水平井的生產(chǎn)效果，在精細(xì)儲(chǔ)層分布研究的前題下，還可在海26塊d1Ⅱ、d1Ⅲ、d2Ⅱ油層組中3個(gè)主力單砂體，預(yù)計(jì)部署水平井5口，控制地質(zhì)儲(chǔ)量107×104t，預(yù)計(jì)增加可采儲(chǔ)量 22×104t。

5 認(rèn)識(shí)

（1）儲(chǔ)層分布不穩(wěn)定。從完鉆的水平井證實(shí)，海26塊儲(chǔ)層巖性變化較快，儲(chǔ)層分布不穩(wěn)定，平面分布較難預(yù)測(cè)，必須應(yīng)用先進(jìn)地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)確保儲(chǔ)層鉆遇率。

（2）井間有較豐富的剩余油，水淹程度低。從已經(jīng)投產(chǎn)的水平井生產(chǎn)可知，初期日產(chǎn)油量均達(dá)到10 t/d以上，含水在10%～50%，證實(shí)井間水淹程度低，剩余油較富集，是水平井挖潛的有利區(qū)域。

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

（4）地層壓力是保證水平井正常生產(chǎn)的必要條件。當(dāng)?shù)貙訅毫^低時(shí)，不能充分發(fā)揮水平井泄油面積大的優(yōu)勢(shì)，因此，合理的地層壓力是確保水平井正常生產(chǎn)的必要條件。

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