趙新軍，雷占祥，陳和平，賈芬淑，范麗宏，李 劍

（1.中國(guó)石油拉美（厄瓜多爾）公司，北京 100034；2.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083）

厄瓜多爾T區(qū)塊是大型低幅度構(gòu)造背景下的構(gòu)造-巖性油藏[1]，具有很強(qiáng)的邊底水能量，從油品性質(zhì)來(lái)看，屬于常規(guī)油。歷經(jīng)多年開(kāi)發(fā)生產(chǎn)實(shí)踐，現(xiàn)已形成適應(yīng)南美地區(qū)熱帶雨林環(huán)境的經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)配套技術(shù)系列，為油田的開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)保障。按照中國(guó)石油油田開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，2011年初，研究區(qū)開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高含水和高采出程度的“雙高”階段，地質(zhì)條件復(fù)雜，控水穩(wěn)油面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。為此，筆者針對(duì)研究區(qū)開(kāi)發(fā)形勢(shì)和面臨的挑戰(zhàn)，提出了控水穩(wěn)油對(duì)策，以期為今后的勘探開(kāi)發(fā)提供參考。

1 區(qū)域概況

1.1 地質(zhì)特征

T區(qū)塊位于厄瓜多爾東北部奧連特盆地的斜坡帶上，為熱帶雨林地貌，總面積為1047 km2。圈閉類型為低幅度構(gòu)造-巖性圈閉，儲(chǔ)層為白堊系Napo組，自上而下可分為BT，M1，U和T層，其中M1和U層為主力油層，但大部分井只發(fā)育M1層。研究區(qū)以海陸交互相正韻律沉積為主，油藏類型為中高孔、高滲透邊底水油藏，原始地層壓力為22～24 MPa，泡點(diǎn)壓力為 3.8～4.6 MPa，油藏溫度為 88～96℃，原油重度為17.8～24，地層原油粘度為8.5 mPa·s，地層原油密度為0.84 g/cm3，溶解氣油比為24～25 m3/m3，原油體積系數(shù)為1.14。

1.2 開(kāi)發(fā)歷程

T區(qū)塊于1978年投產(chǎn)，主要依靠邊底水天然能量驅(qū)動(dòng)，井型為定向井和水平井，利用電潛泵生產(chǎn)，可分為4個(gè)開(kāi)發(fā)階段：1978—1996年為建產(chǎn)期，共投產(chǎn)油井17口，累積產(chǎn)油量為457×104m3；1997—2004年為大幅上產(chǎn)階段，共投產(chǎn)油井176口，累積產(chǎn)油量為1559×104m3，自2002年開(kāi)始注水，共投產(chǎn)注水井7口。2005—2006年無(wú)新井投產(chǎn)，為老井提液階段，產(chǎn)液量由4.75×104m3/d提高至5.35×104m3/d，該階段累積產(chǎn)油量為318×104m3，含水率上升了5%；2006—2012年為高含水油田綜合治理階段，以新井上產(chǎn)為主，老井剩余油挖潛措施為輔，累積鉆井142口（其中水平井52口），新井累積產(chǎn)油量為634×104m3（水平井累積產(chǎn)油量占46%），該階段累積產(chǎn)油量為1539×104m3；截至2012年底，采出程度為32%，可采儲(chǔ)量采出程度為77%。

2 開(kāi)發(fā)形勢(shì)分析

2.1 儲(chǔ)量替換率低

自2006年中國(guó)石油接管以來(lái)，T區(qū)塊儲(chǔ)量替換率一直小于1，至2012年底，儲(chǔ)采比僅為7.12。新增儲(chǔ)量無(wú)法彌補(bǔ)儲(chǔ)量虧空，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

2.2 剩余油分布零散

經(jīng)過(guò)35 a的開(kāi)發(fā)，2012年底T區(qū)塊綜合含水率為93.6%（主力油田綜合含水率均已超過(guò)95%），87%的儲(chǔ)量區(qū)塊綜合含水率已超過(guò)90%。受邊底水入侵的影響，研究區(qū)油水關(guān)系復(fù)雜，剩余油主要分布在低幅度構(gòu)造頂部、井網(wǎng)不完善區(qū)域、隔夾層遮擋區(qū)和物性較差部位，挖潛難度大。

2.3 可供加密的井位有限

2006年研究區(qū)綜合含水率已經(jīng)達(dá)到了86%，剩余油分布已由條帶狀變?yōu)閱螇K狀。經(jīng)過(guò)近7 a的加密調(diào)整后，可供加密的井位有限。為了使產(chǎn)量保持穩(wěn)定，在非主力油藏部署新井，但受儲(chǔ)層條件和儲(chǔ)量規(guī)模的限制，新井開(kāi)發(fā)效果并不理想，表現(xiàn)為產(chǎn)量遞減快，含水率上升快。

2.4 主力產(chǎn)層單一且厚度薄

自2006年以來(lái)，研究區(qū)共實(shí)施措施近300井次，措施有效率達(dá)85%。由于研究區(qū)大部分井區(qū)只發(fā)育1套油層，受邊底水錐進(jìn)的影響，剩余油層的厚度薄，實(shí)施換層、上返、補(bǔ)孔的余地小，后期措施實(shí)施難度大。

2.5 開(kāi)井時(shí)率低

研究區(qū)位于熱帶雨林中，油田多，分布范圍廣，輸電線路長(zhǎng)，受鳥(niǎo)害、雷擊、塌方和滑坡等惡劣自然環(huán)境的影響，電力故障頻繁發(fā)生。同時(shí)，突然斷電造成了大批井因電泵故障而停產(chǎn)待修，開(kāi)井時(shí)率低，檢泵周期短，作業(yè)費(fèi)用上升。

3 技術(shù)對(duì)策

3.1 低幅度構(gòu)造識(shí)別和薄儲(chǔ)層綜合預(yù)測(cè)技術(shù)

研究區(qū)圈閉屬于大型低幅度構(gòu)造背景下的構(gòu)造-巖性圈閉，巖性匹配和橫向變化是控制油氣成藏的關(guān)鍵因素[2-4]，通過(guò)深化低幅度構(gòu)造識(shí)別技術(shù)，應(yīng)用高精度、高分辨率、高保真的地震技術(shù)，尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量，以擴(kuò)大增儲(chǔ)建產(chǎn)的規(guī)模，增強(qiáng)油田穩(wěn)定發(fā)展。

低幅度構(gòu)造識(shí)別技術(shù) 低幅度構(gòu)造識(shí)別技術(shù)隨著地震勘探技術(shù)的不斷發(fā)展和完善而逐漸深入和進(jìn)步，識(shí)別精度不斷提高，識(shí)別及成圖新方法不斷涌現(xiàn)，現(xiàn)已形成了大型低幅度圈閉識(shí)別描述技術(shù)，包括疊前高分辨率處理、VSP精細(xì)標(biāo)定、孔隙砂巖頂面構(gòu)造精細(xì)解釋、剩余構(gòu)造解釋、多屬性儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、波阻抗反演等一系列適用性技術(shù)。應(yīng)用疊前高分辨率地震處理技術(shù)，可滿足保幅、保真、高分辨率的要求；應(yīng)用孔隙砂巖頂面構(gòu)造精細(xì)解釋技術(shù)可準(zhǔn)確追蹤優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層頂面，更精確地反映低幅度圈閉形態(tài)（圖1）；應(yīng)用剩余構(gòu)造解釋可消除構(gòu)造背景的影響，突出高點(diǎn)，找準(zhǔn)甜點(diǎn)。識(shí)別描述系列技術(shù)的應(yīng)用有效提高了研究區(qū)低幅度圈閉識(shí)別和描述的精度，可準(zhǔn)確描述面積小于0.6 km2，構(gòu)造幅度小于3 m的圈閉。

圖1 厄瓜多爾T區(qū)塊M1層頂面和孔隙砂巖頂面對(duì)比剖面

薄儲(chǔ)層綜合預(yù)測(cè)技術(shù) 在高分辨率層序地層格架內(nèi)，通過(guò)對(duì)目的層砂體精細(xì)分層，確定單砂層沉積微相；通過(guò)連井對(duì)比，確定油水關(guān)系，建立相模式；在相模式的指導(dǎo)下，利用多種地震屬性輔助確定單砂層沉積相展布；利用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)反演對(duì)儲(chǔ)層砂體進(jìn)行精細(xì)劃分，能夠精細(xì)刻畫(huà)1.5～6.1 m砂體的建筑結(jié)構(gòu)。這套技術(shù)為新井，尤其是水平井部署提供了可靠的保障[5-6]。

3.2 精細(xì)油藏描述技術(shù)

在井震聯(lián)合對(duì)比的基礎(chǔ)上[7-8]，綜合高分辨率地震解釋和儲(chǔ)層反演，開(kāi)展低幅度構(gòu)造油藏分布主控因素分析，精細(xì)刻畫(huà)構(gòu)造特征、儲(chǔ)層和隔夾層展布規(guī)律，重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系，建立了符合油藏實(shí)際的地質(zhì)模型，為后續(xù)精細(xì)描述剩余油分布奠定了基礎(chǔ)。經(jīng)過(guò)實(shí)踐，預(yù)測(cè)構(gòu)造幅度誤差小于1.5 m，隔夾層描述厚度為0.2 m。自2006年以來(lái)，累積投產(chǎn)新井142口，水平井段油層鉆遇率達(dá)95%，定向井平均油層厚度達(dá)7 m，新井累積產(chǎn)油量為634×104m3。

3.3 剩余油分布預(yù)測(cè)技術(shù)

根據(jù)低幅度構(gòu)造強(qiáng)天然水驅(qū)油藏的特點(diǎn)，通過(guò)數(shù)值模擬定性和定量研究了剩余油分布特征和主控因素[9-10]。通過(guò)研究沉積微相和構(gòu)造與剩余油分布之間的關(guān)系，總結(jié)了剩余油局部富集的4種模式（圖2），包括微構(gòu)造、隔夾層遮擋、孤島狀和稀井網(wǎng)型剩余油，研究不同開(kāi)發(fā)階段油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律，揭示不同模式剩余油的形成機(jī)理和主控因素[11-12]，尋找剩余油富集區(qū)，為老區(qū)挖潛，改善油田開(kāi)發(fā)效果，提高采收率提供物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 厄瓜多爾T區(qū)塊剩余油分布模式

3.4 熱帶雨林大位移叢式水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)

針對(duì)熱帶叢林的作業(yè)環(huán)境和低幅度構(gòu)造油藏的特點(diǎn)，形成了不同類型的水平井、側(cè)鉆水平井技術(shù)[13]，有效挖潛低幅度構(gòu)造頂部剩余油[14-18]。在水平井井位部署中，采用常規(guī)地震解釋成果控制趨勢(shì)、屬性體解釋結(jié)果控制目標(biāo)、精細(xì)井分層控制成圖的技術(shù)手段，提高孔隙性砂巖頂面預(yù)測(cè)精度；以剩余油分布研究為基礎(chǔ)，綜合構(gòu)造、儲(chǔ)層和油藏工程研究，明確油水關(guān)系；以井位和油水分布為重點(diǎn)研究對(duì)象，提高新井地質(zhì)設(shè)計(jì)水平。鉆進(jìn)時(shí)，應(yīng)用地質(zhì)導(dǎo)向和隨鉆壓力監(jiān)測(cè)等技術(shù)，提高了水平井在薄油層和孔隙砂巖頂面剩余油富集帶的鉆遇率，滿足了復(fù)雜地質(zhì)條件下水平井鉆井工藝的需要。自2006年以來(lái)，共鉆水平井52口，預(yù)測(cè)平均深度誤差為2 m，其中，2010年Alice-16H井在油田綜合含水率為95.6%的條件下，初期產(chǎn)量達(dá)1208 m3/d，初期含水率僅為3%。

3.5 特高含水期穩(wěn)油控水配套技術(shù)

針對(duì)老井情況復(fù)雜、產(chǎn)水量大、環(huán)保要求嚴(yán)格等特點(diǎn)，從管柱和油藏的適應(yīng)性出發(fā)，積極引進(jìn)雙油管完井、井下油水分離、電潛螺桿泵和環(huán)保敏感區(qū)短流程注采工藝等技術(shù)系列。雙油管完井技術(shù)突破了資源國(guó)對(duì)多層合采的限制和不同類型油品單獨(dú)計(jì)量的難關(guān)，在符合資源國(guó)政策要求的情況下實(shí)現(xiàn)了“有油快流”的開(kāi)發(fā)戰(zhàn)略。截至2012年底，研究區(qū)共有2口井實(shí)施了單井雙油管完井，實(shí)施后，平均單井增油量為83 m3/d。為了控制產(chǎn)出污水量，減少污水處理投資，2010年在1口井中嘗試采用了井下油水分離技術(shù)，措施后增油量為27 m3/d，含水率降低5.4%，最大分離水量達(dá)到102 m3/d，占產(chǎn)液量的20%，實(shí)現(xiàn)了同井的注采，節(jié)約了污水處理成本，滿足了資源國(guó)對(duì)環(huán)保的要求。

3.6 優(yōu)化注采關(guān)系

合作區(qū)共有25口注水井，但主要分布在研究區(qū)西部，未形成完善的注采井網(wǎng)[19-21]。為有效改善油田開(kāi)發(fā)的整體效果，在油藏地質(zhì)和開(kāi)發(fā)特征分析的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬、流線模擬等手段，不斷完善注采關(guān)系，適時(shí)在研究區(qū)東部主力產(chǎn)油區(qū)轉(zhuǎn)注部分高含水井，改變液流方向，改善注水開(kāi)發(fā)效果。2011—2012年轉(zhuǎn)注高含水井8口，轉(zhuǎn)注后周圍油井的壓力平均增加0.5 MPa，注水量增加3.2×104m3/d，在補(bǔ)充油藏能量的同時(shí)有效處理污水。

3.7 雙高階段開(kāi)發(fā)模式

通過(guò)新井優(yōu)化部署、老井潛力研究和油藏精細(xì)管理等一系列控水穩(wěn)油技術(shù)的研究和應(yīng)用，形成了低幅度構(gòu)造強(qiáng)天然水驅(qū)油藏“雙高”階段的高效開(kāi)發(fā)模式，使產(chǎn)量遞減和含水率上升得到有效遏制，月自然遞減率和綜合遞減率由2006年的3.78%和2.5%分別降至2012年12月的2.93%和1.93%，含水上升率由1.14%降至0.3%，實(shí)現(xiàn)了穩(wěn)油控水的目標(biāo)。2012年12月，在綜合含水率為93.6%，采出程度為32%的情況下，實(shí)現(xiàn)了高速開(kāi)發(fā)（剩余可采儲(chǔ)量采油速度為16.4%）。

4 結(jié)論

厄瓜多爾T區(qū)塊開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高含水和高采出程度的“雙高”階段，油田開(kāi)發(fā)面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)：主力油田綜合含水率超過(guò)95%，剩余油分布高度離散化，新井部署難度大；油層單一，且剩余油層厚度薄，老井措施換層、上返潛力小；注采關(guān)系不完善，優(yōu)勢(shì)滲流通道造成注入水無(wú)效循環(huán)，注水開(kāi)發(fā)效果差；儲(chǔ)采比和儲(chǔ)量替換率低，研究區(qū)可持續(xù)發(fā)展嚴(yán)重受限。通過(guò)多年的研究和實(shí)踐，形成了適合于低幅度構(gòu)造強(qiáng)天然水驅(qū)油藏的控水穩(wěn)油技術(shù)系列，包括低幅度構(gòu)造識(shí)別和描述技術(shù)、特高含水期老油田油藏精細(xì)描述技術(shù)、構(gòu)造-巖性油藏剩余油分布預(yù)測(cè)技術(shù)、大位移叢式水平井應(yīng)用技術(shù)和老井剩余油挖潛技術(shù)等。針對(duì)目前的油田開(kāi)發(fā)形勢(shì)和已形成的系列技術(shù)，有針對(duì)性地提出了從地震、地質(zhì)、油藏、工藝到油田管理的油田控水穩(wěn)油對(duì)策。

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