趙世杰，李 越，傅 強(qiáng)，李林祥，崔文福，官敬濤

（1.同濟(jì)大學(xué)海洋與地球科學(xué)學(xué)院，上海 200092；2.中國石化勝利油田分公司東勝公司，山東東營 257029；3.中國石化勝利油田分公司孤東采油廠地質(zhì)所，山東東營 257029）

邊際代表邊緣與界限，邊際油藏又稱經(jīng)濟(jì)邊際油藏，即經(jīng)濟(jì)上處于開發(fā)邊緣的油藏，是指利用現(xiàn)有常規(guī)技術(shù)開發(fā)油藏時(shí)，內(nèi)部收益率低于行業(yè)的基準(zhǔn)收益率，而大于行業(yè)成本折現(xiàn)率的油藏[1–6]。邊際油藏的經(jīng)濟(jì)效益受經(jīng)濟(jì)與技術(shù)共同影響，主要表現(xiàn)在通過對技術(shù)的提升，降低開采成本與經(jīng)濟(jì)開采下限，使得原本處在成本折現(xiàn)率之下的油氣藏可以通過降低成本的方式重新回到成本折現(xiàn)率之上，成為具有實(shí)際開采價(jià)值的油藏。

薄層邊際油藏是邊際油藏的一個(gè)重要類型[7–8]，也是勝利油田邊際油藏的主要類型[9]。隨著勝利油田勘探開發(fā)的不斷深入，依靠發(fā)現(xiàn)新油田增加可采儲(chǔ)量的潛力明顯變小。在此情況下，如何加大油田研究的精細(xì)程度，提高老油田的采收率和可采儲(chǔ)量顯得尤為重要[10–15]。孤東油田薄層邊際油藏主要分布在館陶組非主力層和45砂組，儲(chǔ)量909.0×104t，儲(chǔ)層厚度?。s2.3 m）、物性差、原始含油飽和度低（30%～50%），采出程度低（21.6%），整體動(dòng)用差。另外，主力層砂體邊部以及厚油層頂部韻律層，也是薄層邊際油藏的主要分布區(qū)域?！笆濉逼陂g，孤東油田逐漸開始重視薄層邊際油藏的動(dòng)用研究，通過水平井配套注水和注汽引效，取得了顯著效果，但仍未形成適合孤東油田薄層邊際油藏的開發(fā)技術(shù)對策與挖潛理論體系。本文針對薄層邊際油藏特征開展研究，明確其地質(zhì)特征與開發(fā)特征，根據(jù)不同類型薄層邊際油藏制定相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)，對孤東油田直至整個(gè)中國東部勘探老區(qū)挖潛具有一定的指導(dǎo)作用。

1 地質(zhì)背景

孤東油田位于濟(jì)陽坳陷的沾化凹陷東部，孤南洼陷、孤北洼陷與樁東洼陷之間，墾東–青坨子凸起的西側(cè)（圖1），主要分布在孤東潛山披覆構(gòu)造上。其中，一區(qū)跨越到孤島凸起向東傾沒的孤東51斷鼻構(gòu)造之上，南部和東部與墾東–青坨子凸起為鄰，向北與長堤油田毗鄰，面積約70.0 km2。孤東油田是目前勝利油區(qū)四大主力整裝油田之一，主要含油層段為館陶組，共分為10個(gè)砂組（館上段6個(gè)、館下段4個(gè)）、33個(gè)小層、40多個(gè)時(shí)間單元。區(qū)內(nèi)含油面積50.2 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量19 220.0×104t，目前油田開發(fā)已進(jìn)入后期高含水階段，綜合含水達(dá)96.8%。

圖1 孤東油田區(qū)域位置

2 薄層邊際油藏地質(zhì)特征

2.1 薄層儲(chǔ)層基本特征

孤東油田薄層邊際油藏最為重要的特征是單油層厚度薄。館陶組以陸相曲流河沉積為主[16–17]，巖性主要為細(xì)、粉砂巖，受河流相沉積特征影響，盡管砂體成片分布，儲(chǔ)層發(fā)育廣泛，但沉積微相橫向變化快，連續(xù)性差，縱向薄層與夾層發(fā)育，單層厚度薄，砂厚平均4.1m，單油層平均有效厚度僅為2.3 m（表1），薄層具有2–3個(gè)韻律層，層間非均質(zhì)性極強(qiáng)，儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)難度大（圖2）。

圖2 三區(qū)45砂組油藏剖面

表1 孤東油田45砂組油藏參數(shù)統(tǒng)計(jì)

同時(shí)，相對于孤東油田主力厚層而言，館陶組45砂組物性相對較差，平均滲透率886×10–3μm2，且平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。儲(chǔ)層物性平面展布的影響因素較多，與主力厚層合采時(shí)，薄層動(dòng)用較差，采出程度低，為儲(chǔ)層精細(xì)表征與儲(chǔ)層分類評價(jià)帶來較大的困難。

2.2 薄層儲(chǔ)層流體特征

2.2.1 稠油

孤東油田館陶組原油屬低凝重芳烴原油，館上段原油具有相對密度大（0.93～0.97 g/cm3）、黏度高（150.0～2 000.0 mPa·s，平均1 426.0 mPa·s）、凝固點(diǎn)低（–7～–35 ℃）、含蠟量低（小于6.0%）、含硫量低（0.3%）的特點(diǎn)。通過對館上段45砂組砂體中原油黏度統(tǒng)計(jì)（表1）可知，45砂組原油黏度較館上段原油黏度平均值高，為1 750.0 mPa·s，最大可達(dá)2 148.0 mPa·s；其他層系如東營組原油黏度低至4.8～91.8 mPa·s，沙河街組原油黏度為4.2～18.7 mPa·s。無論是與常規(guī)儲(chǔ)層相比還是與館陶組上段其他砂體相比，館上段45砂組均具有更高的原油黏度。

2.2.2 地層水

孤東油田館上段45砂組地層水特征與館陶組地層水特征基本一致，以低礦化度的碳酸氫鈉型為主，總礦化度小于15 407 mg/L，Cl–小于8 093 mg/L，礦化度與Cl–的相關(guān)系數(shù)大于0.92。各薄層地層水性質(zhì)在垂向上基本沒有變化，平面上變化也不大，其變化主要受注入水性質(zhì)的影響，在中高開采期隨著含水率逐漸上升，地層水礦化度呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。

3 薄層邊際油藏開發(fā)特征

3.1 儲(chǔ)量控制程度低

根據(jù)統(tǒng)計(jì)的7個(gè)典型薄層油藏儲(chǔ)量動(dòng)用情況，目前控制儲(chǔ)量499.2×104t，失控儲(chǔ)量167.5×104t，未動(dòng)用儲(chǔ)量103.8×104t，儲(chǔ)量控制程度僅64.8%（表2），控制程度相對孤東油田其他產(chǎn)油層段較低。

表2 孤東油田典型薄層單元儲(chǔ)量動(dòng)用狀況統(tǒng)計(jì)

另外，薄層油藏平均單井日產(chǎn)液僅32.0 t，日產(chǎn)油2.3 t，綜合含水92.8%，采出程度21.6%，動(dòng)液面881.0 m，靜壓12.1 MPa，雖然孤東油田主力油層已進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，但薄層呈現(xiàn)“采出程度低、綜合含水低、液面深液量低”的特點(diǎn)。

3.2 單層注采能力高

為弄清薄層油藏的注入情況，借助動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料，統(tǒng)計(jì)厚層合注井（籠統(tǒng)井）和分注井（細(xì)分井）兩種類型的薄層吸水狀況（圖3）。根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，細(xì)分井45砂組注入較好，相對注入量均大于53.0%；籠統(tǒng)注入井受層間干擾影響，45砂組注入差，相對注入量均小于23.0%。因此，薄層注水井建議采用單注或者與其它層細(xì)分注入方式，以確保注水效果。

圖3 籠統(tǒng)井和細(xì)分井層間吸水狀況對比

3.3 層間注采矛盾突出

通過上述單層注采能力分析可以看出，孤東油田薄層邊際油藏受層間干擾影響，開發(fā)效果差，具有較強(qiáng)的層間注采矛盾。這種現(xiàn)象主要是由于孤東油田薄層邊際油藏平面展布連續(xù)性差，縱向砂體厚度變化大，滲透率低，儲(chǔ)層物性差所致。受層間非均質(zhì)性影響，與主力厚層合采時(shí)，薄層動(dòng)用較差，采出程度低。目前薄層主要以與主力厚層合采的直井開發(fā)為主，整體綜合含水率高（96.1%），3口單采薄層井綜合含水率低（87.7%），但由于驅(qū)油面積小，能量低，導(dǎo)致日產(chǎn)液量低（12.8 t），開發(fā)效果差。45砂組含油砂體分布廣泛，多與其他厚主力層疊合?；诖饲疤?，在孤東油田薄層開采中曾試圖采用注采井多層合并開發(fā)。但開發(fā)實(shí)踐表明，由于層間差異大，非均質(zhì)性強(qiáng)，使得注采矛盾突出。以孤東油田6–28–1535井為例，由合采42砂組（厚層）+45砂組（薄層）變?yōu)閱尾?2砂組時(shí)，單井日產(chǎn)油量和日產(chǎn)液量均沒有較大變化，說明薄層與厚層合采時(shí)，薄層產(chǎn)出受到嚴(yán)重干擾（圖4）。

圖4 孤東油田6–28–1535井生產(chǎn)曲線

4 開發(fā)技術(shù)對策

4.1 完善注采井網(wǎng)提高動(dòng)用程度

通過油水井歸位，完善注采井網(wǎng)，可以進(jìn)一步提高薄油層動(dòng)用程度。以GO6–32–475井為例，原41+2砂組高含水回返井，多次治理無效，通過實(shí)施層間挖潛補(bǔ)孔45砂組，調(diào)整后6個(gè)月內(nèi)開始注聚見效，含水率由96.5%下降至85.6%，日產(chǎn)油由1.3 t上升至7.6 t（圖5）。

圖5 GO6–32–475井日度生產(chǎn)曲線

因此，通過對現(xiàn)有注采井網(wǎng)進(jìn)行分析評價(jià)，發(fā)現(xiàn)對因薄油層開發(fā)難度大而未動(dòng)用井區(qū)，實(shí)施油水井補(bǔ)孔歸位，完善薄油層注采井網(wǎng)，可以提高薄油層動(dòng)用程度。

4.2 儲(chǔ)層改造提高滲流能力

孤東油田薄層邊際油藏由于受薄層較低的滲透物性與較高的層間非均質(zhì)性影響，開發(fā)注采困難。因此，在薄層邊際油藏開發(fā)過程中，可以利用新工藝對儲(chǔ)層進(jìn)行改造，通過提高薄油層滲流能力來提升油井產(chǎn)能。對由于薄層低滲導(dǎo)致供液差的油井，通過CO2解堵、小型壓裂或大直徑繞絲防砂等新工藝提高薄油層滲流能力。如GO6–38–515井單采45砂組，砂厚3.2 m，有效厚度1.6 m，油層中部埋深1 352.9 m。2009年2月測得地層壓力13.0 MPa。由于層薄，供液差，2012年10月因供液不足長停，停產(chǎn)前日產(chǎn)液1.7 m3，日產(chǎn)油1.1 t，綜合含水率為35.3%。2014年8月，對該井充分混排后實(shí)施逆向充填工藝，開井后液面恢復(fù)至601.0 m，日產(chǎn)液量14.0 m3，供液能力得到明顯改善，含水率只有67.0%，日產(chǎn)油達(dá)4.6 t，累計(jì)增油137.0 t。

4.3 單層注采避免層間矛盾

針對層間矛盾突出的合層注采井，結(jié)合開發(fā)動(dòng)態(tài)及注入剖面監(jiān)測資料，分析高滲孔道突進(jìn)層，通過簡化層系，卡封突進(jìn)層，實(shí)現(xiàn)單層注采，避免合層開發(fā)產(chǎn)生的層間矛盾。以GO6–32–463井組為例，由于層間差異，42+3砂組優(yōu)勢注入，受效油井效果好（增油7.0倍，含水率下降23.4%），目前已回返（圖6）；44、45砂組相對受效差。42砂組卡封抽稀，強(qiáng)化44、45砂組弱驅(qū)層。措施實(shí)施后，45砂組對應(yīng)油井迅速受效，含水由92.7%下降至87.5%，日產(chǎn)油量由8.8 t上升至21.3 t，累計(jì)增油237.5 t（圖7）。

圖6 GO6–32–463井組42砂組回返月度曲線

圖7 GO6–32–463井組45砂組受效油井日度曲線

4.4 分層注聚強(qiáng)化薄層注入

分層注聚工藝具有控制優(yōu)勢回返層，優(yōu)化注入，改善剖面的特征，可實(shí)現(xiàn)強(qiáng)化薄油層注入與薄油層挖潛。對因注入井層間矛盾大，導(dǎo)致突進(jìn)層回返井區(qū)，可以利用分層注聚工藝干預(yù)，縮小層間差異性，弱化突進(jìn)層注入強(qiáng)度，強(qiáng)化薄油層注入，達(dá)到提升薄油層聚驅(qū)的效果。

4.5 加強(qiáng)同類型薄層油藏水平井開發(fā)

孤東油田邊際油藏層間注采矛盾突出，館上段45砂組薄層單層相對吸水量相比厚層合注普遍提高30.0%。同時(shí)，孤東油田館上段曲流河沉積具有廣泛發(fā)育且分布穩(wěn)定的隔夾層。水平井單層開發(fā)技術(shù)可以避免合層產(chǎn)生的層間注采矛盾，對隔夾層發(fā)育且有效砂厚大于1.5 m的薄層邊際油藏也具有良好的開發(fā)與注汽效果[18–19]。因此，需要加強(qiáng)孤東油田薄層邊際油藏水平井的開發(fā)。自2014年以來，孤東油田針對館上段45砂組薄層邊際油藏開展了一系列水平井開發(fā)測試。2014年針對三區(qū)館上段45砂組薄層有效砂厚1.5 m的GOGD3P3水平井實(shí)施單層開發(fā)調(diào)整方案后，日產(chǎn)油量由2.6 t上升至15.7 t，調(diào)整效果顯著。2015年針對四區(qū)館上段45砂組薄層有效砂厚1.5～2.0 m的GOGD4P7水平井實(shí)施單層開發(fā)，鉆遇45砂組薄層水平段150.0 m，其中電阻大于10 Ω·m的層段長達(dá)100.0 m，具有良好測井顯示，注汽開發(fā)效果良好，一個(gè)周期（362 d）產(chǎn)油1 636.0 t。2016年六區(qū)針對館上段45砂組薄層有效砂厚1.6 m的GOGD6–1P3水平井實(shí)施單層開發(fā)調(diào)整方案，有效水平井段230.0 m，單井控制含油面積0.14 km2，單井日產(chǎn)油10.2 t?；谝陨险J(rèn)識(shí)，認(rèn)為孤東油田館上段45砂組薄層有效砂體厚度大于1.5 m的剩余油富集區(qū)域內(nèi)適合采用水平井開發(fā)，且針對稠油油藏的水平井注汽開發(fā)也具有良好的效果。

5 現(xiàn)場應(yīng)用效果與推廣應(yīng)用前景

結(jié)合上述開發(fā)技術(shù)對策原則，明確以水平井單層注采為主線，按照“稠油薄層水平井+注汽吞吐、稀油薄層水平井+強(qiáng)化注水”的思路進(jìn)行調(diào)整。開發(fā)實(shí)踐表明，孤東油田近幾年共部署薄層水平井27口，已投產(chǎn)22口，建立產(chǎn)能4.4×104t，平均初期單井日產(chǎn)油8.0 t。

孤東油田館上段薄層推廣儲(chǔ)量909.0×104t，其中，主力砂體邊部及厚層頂部韻律層，厚度薄，分布廣，地質(zhì)儲(chǔ)量1 685.0×104t，具備推廣開發(fā)的潛力。開發(fā)技術(shù)對策成功實(shí)施證明了在邊際油藏中實(shí)施以水平井和單砂體注采配套注水和注汽引效為主的優(yōu)化調(diào)整，能夠有效地提高邊際油藏的動(dòng)用程度。

6 結(jié)論

（1）孤東油田館上段45砂組平均滲透率886×10–3μm2，單油層平均有效厚度僅2.3 m，平均原油黏度1 750.0 mPa·s，儲(chǔ)量控制程度僅64.8%，相較常規(guī)儲(chǔ)層和館陶組內(nèi)其他砂組，具有單油層厚度薄，層間非均質(zhì)性強(qiáng)，整體控制程度低等特點(diǎn)。

（2）結(jié)合孤東油田薄層邊際油藏的地質(zhì)特征與開發(fā)特征制定相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)對策，認(rèn)為完善井網(wǎng)提高薄層的動(dòng)用程度、改造儲(chǔ)層提高滲流能力、水平井單井注采避免層間矛盾、分層注聚強(qiáng)化薄層注入，以及加強(qiáng)同類型薄層油藏水平井開發(fā)可以達(dá)到較好的挖潛效果。

（3）水平井單層開發(fā)技術(shù)可以避免合層產(chǎn)生的層間注采矛盾，改善薄油層開發(fā)效果。根據(jù)“稠油薄層水平井+注汽吞吐、稀油薄層水平井+強(qiáng)化注水”的調(diào)整思路，孤東油田近幾年共投產(chǎn)薄層水平井共22口，建立產(chǎn)能4.4×104t，平均初期單井日油8.0 t，獲得館上段薄層推廣儲(chǔ)量909.0×104t，地質(zhì)儲(chǔ)量1 685.0×104t，具有良好的推廣效果。