牛心坨低渗裂缝性油藏中高含水期提高采收率实践

摘要：牛心坨油层为一双重介质低渗裂缝性凝稠油砂岩油藏，目前处于中含水期。近年来通过开展精细油藏地质特征研究，摸清剩余油分布规律。在此基础上，实施分层系开发、注水结构调整、针对性措施挖潜及优化井下采油工艺技术等工作，开发效果明显改善，实现中高含水期高效开发，其成功经验对国内外同类油田的开发具有重要借鉴作用。

关键词：中含水；提高采收率；稳油控水；低渗；凝稠油；裂缝性；牛心坨油层

一、油田概况

牛心坨油层构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨断裂背斜构造带南部，构造形态为近南北向断鼻构造。动用含油面积5.4Km2，石油地质储量1328×104t。储层为。油层埋深1500~2200m，含油井段130~135m，自下而上发育N1-N7砂层组，储层岩性为碎屑岩、含钙砂岩、碳酸盐岩。油层物性差，平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3μ。天然裂缝发育，方向为北东向及北西向，裂缝线密度8.2条/m，开度0.05~1.0mm。为一边水油藏，原油性质属凝稠油，地层原油粘度76.3mpa.s，地面脱气原油粘度一般为400~1600 mpa.s，地面脱气原油密度0.89~0.92g/cm3，凝固点35~41℃，析蜡温度51~64℃，含蜡10.8%~15.5%。原始地层压力20.07Mpa，饱和压力4.71 Mpa，原始汽油比23m3/t。

二、开发历程

总体上可划分为天然能量开采和注水开发两个阶段：

（1）天然能量采油阶段（1988年5月-1991年8月）

此阶段，采取先期压裂改造油层，井筒伴热深抽工艺等配套技术开采。日产油水平最高达到735t/d，但由于天然能量不足，导致油井单井产量由初期18t/d下降到阶段末5.4t/d，地层压力由原始20.07Mpa下降到13.6Mpa。阶段末共投产油井81口，开井65口，日产油349t/d，阶段产油44.2152×104t，采油速度0.96%，采出程度3.33%。

（2）注水开发阶段（1991年9月-目前）

1991年9月转注水开发，转注前开展了井排方向与裂缝的关系，注入速度、注入温度对注水效果影响等方面的研究与实验，根据实验结果，确定采用210m反九点井网面积注水方式，井排方向与2组裂缝方向错开，夹角分别为20°和35°。在常温注水条件下，日注水保持在30-50m3之间。

93年进入中含水期后，开展了分注、压裂引效、低速层系挖潜等工作，油藏产量趋于平稳，1994年-2001年年产油一直保持在8.0~10.02×104t。2002年针对长期采用一套井网注水开发暴露出平面、纵向矛盾突出、层间动用差异大等问题，实施分层系开发调整，取得较好效果。年产油由2001年的10.0×104t上升至2004年的12.3×104t，并保持稳产。

三、开发中存在主要问题

1、平面和层间注水矛盾突出、剩余油分布零散

注水开发N3-7砂岩组属近物源洪积扇，平面上相带在短距离内变化频繁[1]，平面渗透率变异系数1-0.91，渗透率突进系数1-2.8，渗透率级差1-10.6。油层裂缝发育，注入水推进方向受沉积相带与裂缝双重控制，主河道和主裂缝发育方向油井见效快、水淹快，水驱储量控制程度仅59%；多年注水开发、特殊油品性质导致地下油水关系十分复杂、剩余油分布零散。

2、不同砂岩组动用差异大

纵向上发育7套砂岩组，注水开发以N3-7砂岩组为主，其中N4-5砂岩组采出程度高达18.07%，而N1-2砂岩组石油地质储量390×104t，由于储层岩性复杂，物性差，储层动用程度低，仅有油井7口，单控储量高达55.7×104t/口，日产油20t，采出程度2.86%。

3、措施选井难度大、效果差

牛心坨油层是低渗透油藏，储层物性差、油井需要压裂才能获得较高产能，1996年以来实施综合治理，共实施调压、重压160井次，平均单井压裂2井次，油层纵向上动用程度达80%以上，同时单井次年增油也由“九五”初期460t下降至目前300t，因此继续挖潜难度和风险较大。

四、稳油控水主要做法及效果

1、深入开展精细油藏地质特征研究

（1）小层精细对比及微构造研究

本次在分砂岩组基础上重新进行小层精细划分与对比，利用120口完钻井资料，在标志层控制下，根据油水组合、沉积旋回分级控制的对比方法，从大到小逐级对比，将牛心坨油层进一步划分为7个砂岩组23个小层。取得如下认识：油藏总体构造格局与初期认识变化不大，保留三条边界断层和两条内部断层，但内部两条断层延伸长度、倾向、位移等发生变化，新增一条井间断层。另外还开展了微构造研究，采用5m小间距等值内插法绘制构造图，共落实微高点15个，微断鼻17个。

（2）沉积微相研究

牛心坨油层属洪积扇-扇三角洲沉积，根据砂体微构造、岩石组合特征、沉积韵律、粒度特征、电测曲线及沉积体平面分布组合关系将牛心坨储层又细分4个亚相6个微相，不同沉积微相孔隙结构及物性特征存在一定差异。而槽滩、辫流砂岛、河道侧缘等微相泥质含量高，储层厚度相对较薄，含油段较分散，渗透性差，是牛心坨油层的非有利相带（表1）。

表1 不同相带物性参数表

（3）剩余油分布规律研究

从平面上看，剩余油饱和度高的地区相对面积较大，水淹地区多是点状，舌状、个别地区呈带状，水淹连片地区除坨35-35井区外较少。

从注采关系看，注采关系相对完善的地区，受裂缝和水侵方向影响，含油饱和度低，水淹严重。如坨33-35井区。

有边水侵入的井区，边水附近水淹严重剩余油饱和度较低，如：坨24-36井区。

从沉积相上看，沿主流线的油层水淹严重，槽滩和辫流砂岛见水晚，水淹较弱，如坨35-35井区。

注采系统不完善，受断层边角地带影响，水驱不到的地区，剩余油饱和度高，如31-33井区。纵向上不同砂岩组剩余油分布状况存在一定差异。剩余油饱和度分布规律N1-3＞N6-7＞N4-5。

2、实施分层系调整，提高储量动用程度及注水效果

（1）调整原则

充分发挥各砂岩组潜力，提高储量动用程度和水驱控制储量，增加可采储量和最终采收率。

按剩余油分布状况层间矛盾及不同部位砂岩组发育特点确定分采区。

在增加部署调整井基础上，完善注采系统。在扩大注水波及体积同时，控制含水上升速度。

提高注采井数比，增加有效注水井点，提高油藏注水能力。

（2）调整结果

中部地区油层较厚，1-7砂岩组均匀分布，按两套层系开发，为分采区，其中上层系N1-3油层组，下层系N4-7油层组。东部地区、西部地区油层较薄，分别发育1-4油层组、4-7油层组，按一套层系开发，为合采区。老井以生产下层系、合采区油井和注水井为主，新井以生产上层系为主。

（3）现场实施

A．上层系实施新井及投转注，实现层系注水开发

根据分层系调整方案要求，上层系共实施新井27口，新井实施过程中，在优选射孔井段同时，针对油层物性差情况，采用127枪深穿透射孔方式，保证投产效果。各类井数由7口增加至34口，单控储量由55.7×104t提高至11.5×104t，日产油由20t增加至135t，采油速度由0.18%提高至1.26%，并形成8个注水井组，实施转注水7口，实现层系注水开发。目前水井注入压力2-15Mpa，日注水35-45m3，均达到配注量。

B．下层系及合采区加强注水结构调整，扩大注水波及体积

在剩余油富集地区，注采井网不完善井组实施转注4口，增压复注1口。使油水井数比由1：3.3提高至1：2.9，水驱储量控制程度由62%提高至64.8%，地下存水率由62%提高至66%。对累注水量多、压力保持较高水平、综合含水偏高井组，为控制含水和满足产液量要求，设计注采比为1.0-1.1；对累注水量少，地层压力偏低、综合含水稳定井组，既要按合理的压力恢复速度恢复地层压力，又要控制含水上升速度，设计注采比为1.2-1.3。

3、确定中含水期油井压裂原则，改善压裂效果

在提高油田开发效果和经济效益统一的原则指导下，通过对牛心坨油层历年压裂效果分析，摸索出牛心坨油层中含水期油井压裂原则：压裂井选择有利沉积相带及剩余油富集区，兼顾完善注采井网，起到多向引水作用；压裂层段选择动用程度低或水淹程度低层段，并有较高含油饱和度；依据以上原则，共实施油井措施25口，累增油2.4×104t。

4、采取大规模压裂技术动用边部难动用储量

该技术特点是将加砂强度比普通压裂增加1倍，压裂规模增大，有效增加了人工造缝的延伸长度和宽度，减少渗流阻力，增大泄油半径，达到提高产量目的。利用大规模压裂技术在东部地区恢复长停井4口，累增油0.1×104t；在西部地区开展综合地质研究及现场试验认为采用大规模压裂技术可以投入开发，并部署7口开发井，预计增加可采储量21×104t。

五、效果评价

1、原油产量稳中有升，采油速度显著提高

年产油由2001年开始上升至10×104t以上水平，2004年年产油12.3×104t，并继续保持稳产，采油速度由0.77%提高至0.93%，综合、自然递减率基本控制在4%和15%。

2、含水上升速度得到有效控制

近几年（含水50%开始）含水上升率基本控制在5%以内。

3、地层压力保持较高水平、注水利用率好

目前地层压力为17.02Mpa，为原始的约85%；利用室内流管法理论曲线和实际生产数据确定标准曲线与存水率实际曲线进行对比，吻合较好，目前累计存水率65%。水驱指数也由0.93提高至0.95。

4、最终水驱采收率有所提高

牛心坨油层标定采收率为17.9%，可采储量238×104t，根据实际生产数据，绘制甲型水驱特征曲线，计算采收率为23.5%，比标定值增加5.6个百分点。

六、结论与建议

目前牛心坨油层已经形成一套完善的注水开发中含水期分层系稳油控水对策，为“十一五”的产量稳定提供保障。“十一五”计划年产油10×104t，采油速度保持在0.8%以上。

牛坨油层已经进入中高含水期，地下油水分布规律复杂。因此应加强动态跟踪分析和监测资料录取工作，准确把握油田开发动态。实施油水井合理动态调配，控制含水上升速度，保持产量稳定。

分层系调整方案实施工作是牛心坨油层未来几年工作重点。在原整体部署的基础上应根据实际开况略作合理调整，科学制定分年度实施规划，并重点作好分批实施、跟踪分析和总结评价工作；同时加强东部难动用储量的油藏评价及油层改造配套技术研究工作，为开发部署做好准备，使其成为油田新的产量增长点。

参考文献：

[1]裘怿楠，刘雨芬，等。低渗透砂岩油藏开发模式[M]，北京：石油工业出版社，1998:58-60.

[2]龚春辉，等。雷11块测井精细解释及应用[J].特种油气藏，2003,10（增刊）：20-21.

[3]童。油井产状和油藏动态分析[M]。北京：石油工业出版社，1981:160-173.

注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。