三角洲前缘相油藏的注采调整分析及认识

摘 要： 坨28下7-8单元是典型的三角洲前缘亚相反韵律沉积，在特高含水开发后期，受储层沉积特征及注采关系影响，仍具有一定的剩余油潜力。在储层剩余油分布认识的基础上，有针对性地采取细分层系井网调整及注采调整措施完善注采系统，可以有效提高特高含水开发后期三角洲前缘反韵律油藏开发效果。

关键词： 三角洲；高含水；剩余油；细分层系；注采调整

1 油藏地质概况

坨28断块位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造的胜三区西北部，其北、东、南三面以1、3、4、5号大断层为界分别与坨30、坨11和坨21断块相邻，西部与边水相接，边水能量较弱。断块共划分为五套开发层系：7-8层系含油面积5.7km2，油层有效厚度19.8m，平均孔隙度27%，平均渗透率2.8μm2，石油地质储量1625×104t，标定采收率36.86%，可采储量599×104t。

1.1 构造特征

坨28断块为东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造。 除4条边界大断层外，内部还有8条次一级小断层，断层均为南掉，均为正断层，边界断层落差30-500m，内部断层落差只有10-30m。边界断层1、3、4、5号断层封闭性较好，1号断层和5号断层封闭性最好。

1.2沉积特征

坨28下7-8层系沉积类型为三角洲沉积，其中7砂层组为三角洲平原亚相沉积，可划分为分流水道，天然堤、废弃水道和泛滥平原四种微相；8砂层组为三角洲前缘亚相反韵律沉积，可划分为水下分流水道、河口坝、远砂坝、水下天然堤、水下分流水道间及坝间六种微相。主力层（74、81、82、83）砂体全区分布，厚度较厚，平面上变化小。平均渗透率范围 0.2～0.8μm2。从层间看，各小层之间渗透率差异明显，在700-3300mD之间，主力层74、81小层渗透率远高于82、83小层。从STT28XJ1的岩心资料得出的沙二81-83小层的沉积相剖面图可看出，沙二81-83层整体物性较好，砂层较厚，为反韵律沉积，岩性以粉砂岩为主。

2 剩余油分布认识

2.1 层间剩余油评价。沉积影响，小层的渗透率和沉积厚度差别较大，主力层的渗透率及沉积厚度明显好于非主力层，也就是主力层的物质基础好于非主力层。而单元目前采出程度已达33.98%，主力层较非主力层采出程度高，但主力层剩余地质储量为971×104t，远高于非主力层123×104t，剩余油仍集中在主力层上。饱和度测井6井次，钻遇新井14井次的资料，单元平均含油饱和度为35.8%。主力层的含油饱和度相对较高，但采出程度高，剩余油只能在高含水的情况下采出。

2.2 平面剩余油评价

2.2.1 沉积微相控制剩余油。力层上，河口坝砂体渗透率较高，水驱效率较高，而坝侧缘、坝间砂体岩性较差，水驱效果差，剩余油相对富集。对比位于坝间砂体和坝砂置的两口新井ST3-7X79和ST3-7XN4的厚度、渗透率及含油饱和度，可以看出坝间砂体的渗透率明显低于坝主体的渗透率，坝间砂体含油饱和度高于坝主体。非主力层坝侧缘砂体分布零散，岩性差，剩余油相对富集。

2.2.2 断层遮挡位置剩余油富集。于断层的切割作用，使储层的连续性受到破坏，在构造复杂带，剩余油水驱不均匀，在断层的上盘，剩余油相对富集。

2.2.3 井网不完善井区剩余油富集。受沉积微相影响，在坝侧缘及远砂坝上，存在有注无采或有采无注等注采井网不完善剩余油。

2.3 层内剩余油评价。坝主体发育反韵律沉积，储层中、上部物性好，水驱油过程中，受地层水及注入水的重力作用，水驱相对较均匀，剩余油滞留相对较少；但发育隔夹层的小层，受隔夹层的遮挡作用，使得油层的顶部及中部仍有剩余油富集。坝侧缘和远砂坝沉积砂体渗透率较坝主体低，砂体较薄，物性较差，水淹程度也比坝主体低，但由于层间夹层发育，重力分异作用不明显，注入水易沿层内高渗透带快速推进，形成指进或水窜，低渗透带水淹程度相对较低。三角洲前缘亚相反韵律油藏受沉积微相控制，剩余油分布整体分散、复杂。层间、平面水驱动用状况差异较大，主力层较非主力层剩余油富集，而坝主体水驱油效率较高，剩余油集中在砂体顶部，坝侧缘及远砂坝渗透率较低，剩余油相对富集。

3 调整对策

3.1 细分层系，完善井网。据储层特征及地层压力分布，根据“同类组合，细分开采”原则，把坨28下7-8单元细分为两个层系，减少开发中存在的干扰。71-81层系：以坝主体及坝侧缘微相为主，井网相对不完善，以完善双向对应为主，调整后，层系注采对应率达到73.5%，主要是受沙二82-83层系注聚区井网调整，改出油井4口，同时油水井套坏停产停注井多，注采井网相对不完善。82-83层系：以坝主体微相为主，井网相对完善，因此主要以提高多向对应为主，完善注聚区井网，对利用老井归位完善，整体注采井网相对较完善，注采对应率达94.9%，但在局部仍存在注采井网不完善井区。

3.2 坝主体调整

3.2.1 调剖。针对坝主体的高渗透层水窜严重，存在大孔道的现象，对坝主体微相的注水井进行调剖。分井区调剖思路如下：西南井区：针对层间、平面动用不均衡的现状，实施整体调剖。注聚区井区：均衡注聚区流线，扩大波及系数。零散小砂体：改善局部井区平面、层间差异。

3.2.2 日常动态管理，控制高渗透层的注水。在日常工作中经常关注注水井动态，及时进行动态调配，控制大孔道、高渗透条带的注水，减缓水窜速度。3.2.3 治理问题水井。针对问题水井引起的注采不均衡，进行作业治理，控制坝主体微相的注水强度，加强坝侧缘及远砂坝微相的注水强度。2010年以来，单元共治理问题水井22井次，其中检管7口，补孔重分层12口，转注3口，强化了井区分层注水。71-81层系：检管1井次，补孔重分层8井次，转注1井次。82-83层系：检管6井次，补孔重分层4井次，转注2井次。

3.3远砂坝、坝侧缘调整

3.3.1强化注水强度

在治理问题水井的基础上，对坝侧缘及远砂坝微相吸水强度差的水井进行酸化或增压工艺处理。共酸化水井15井次，增压2井次，日增水280m3，强化了坝侧缘及远砂坝的注水强度。其中沙二71-81层系共酸化10井次增压泵2井次。沙二82-83层系酸化8井次，增压泵1井次。

3.3.2日常动态管理，强化低渗透层段的洗井力度

日常工作中不断强化坝侧缘及远砂坝微相低渗透层段的洗井工作力度，增加有效注水层段，主要是通过观察水量下降井及钻关后开井进行洗井，保持注水量。2012年共实施洗井10井次，有效增水6井次，日增水量146 m3/d。

4 调整效果评价

4.1 井网状况评价。经过一系列的调整后，单元井网状况得到一定程度的改善，单元的注采对应率由调整前的80.77%上升到目前的82.39%，双向及三向注采对应率也明显得到提高。分层系看，沙二71-81层系注采对应率由调整前的72.73%上升到目前的73.49%，沙二82-83层系注采对应率由调整前的92.45%上升到目前的94.92%，沙二82-83层系井网明显好于沙二71-81层系。

4.2 水驱开发效果评价。过调整，单元层段合格率由42.28%上升到70.69%，分注率由56.8%上升到62.2%，指标明显变好。从水驱特征曲线可以看出，通过不断实施以细分井网完善、水井调剖、注采调整等老区稳产工作，单元水驱开发状况不断改善。

4.3 开发效果评价。010年以来，结合沙二82-83层系注聚区先导试验，单元进行了进一步的层系划分，并经过一系列的注采调整措施，从开发曲线看，2011.9-目前，单元保持稳定态势，日产液稳定在3920t，日产油稳定在131t，综合含水由96.64%上升到96.67%，上升了0.03%，含水上升在正常范围内，动液面基本保持稳定。

5 认识与总结

受三角洲前缘微相沉积控制，剩余油分布整体分散、复杂。完善的注采井网是单元稳产的基础。针对不同沉积微相控制的剩余油，采取了注水井调剖、治理问题水井、注采调整、酸化增压等对策挖潜剩余油。