張國忠

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶163001）

北一區(qū)斷東薩葡油層位于薩中開發(fā)區(qū)北部，北起北一區(qū)三排，南至中三排，西至98＃斷層，東至東部過渡帶，為河流－三角洲砂泥巖互層沉積，油層非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，含油面積25.79k m2。該區(qū)塊薩葡油層從20世紀(jì)60年代投入開發(fā)以來，歷經(jīng)井網(wǎng)一次加密、二次加密、配合PⅠ組注聚封堵、綜合治理及控水挖潛試驗(yàn)等重大開發(fā)調(diào)整，2006～2008年又實(shí)施配合二類油層注聚及三元試驗(yàn)、二三結(jié)合試驗(yàn)封堵開采調(diào)整。2009年在該區(qū)域進(jìn)行開發(fā)地震，精細(xì)勘探尋找剩余油，截至2011年12月，共有油水井880口，其中注水井295口，日注水31678 m3；采油井585口，日產(chǎn)油1993t，綜合含水91.55%，注采井?dāng)?shù)比1∶1.98。目前地層壓力8.96 MPa，采出程度47.32%，累積注采比1.08。

依據(jù)原鉆遇油層地質(zhì)靜態(tài)資料，北一區(qū)斷東開發(fā)區(qū)塊解釋出斷層14條，而應(yīng)用三維精細(xì)開發(fā)地震解釋成果后，北一區(qū)斷東新發(fā)現(xiàn)認(rèn)識斷層20條。除此之外，對北一區(qū)斷東區(qū)域內(nèi)微幅度構(gòu)造呈現(xiàn)出由西向東地層界面逐步加深、厚度逐漸剪薄階地構(gòu)造變化趨勢，但其內(nèi)部發(fā)育正向微構(gòu)造12個，負(fù)向微構(gòu)造10個。同時三維地震構(gòu)造解釋成果表明，依據(jù)周邊水聚二驅(qū)井注采相關(guān)性研究分析為主導(dǎo)技術(shù)手段并結(jié)合部分井區(qū)脈沖試井等其他方法綜合驗(yàn)證，以研究相對完善SⅡ油組頂面構(gòu)造為例，確認(rèn)6條（SⅡ15、SⅡ19、SⅡ21、SⅡ8、SⅡ18、SⅡ17）發(fā)育規(guī)模相對較大新增斷層存在，同時對3條原測井解釋斷層（1003、1004、1124）橫向延伸長度大幅加長也得到進(jìn)一步證明。通過井震聯(lián)合解釋驗(yàn)證，為今后開發(fā)井網(wǎng)布署及油水井綜合調(diào)整挖潛方案設(shè)計提供可靠依據(jù)。

1 斷層遮擋剩余油挖潛技術(shù)

1.1 新發(fā)現(xiàn)斷層附近剩余油挖潛技術(shù)

對于受斷層遮擋而無法正常注水受效采油井，停止異側(cè)無效調(diào)整，加強(qiáng)同側(cè)注水井調(diào)整，特別是沿斷層走向，分列采油井兩側(cè)注水井調(diào)整，以此挖潛由注采不完善造成滯留剩余油。而對于新認(rèn)識斷層附近由于油層物性差，滲流能力差，對油井采取有針對性壓裂改造油層措施挖潛提高產(chǎn)能。如B1－60－540油井位于地震解釋新認(rèn)識斷層SⅡ19（縱向斷穿范圍為N2－GIA）與SⅡ17（縱向斷穿范圍為S0－SⅡ）夾角附近（見圖1），受斷層影響與周圍水井連通狀況差，可能存在滯留剩余油。

從SⅠ3a單元沉積微相圖上可知（見圖2），由中心注入井B1－61－541向采出井B1－60－540過渡方向也體現(xiàn)出靠近斷層油層物性逐漸變差特點(diǎn)，進(jìn)一步說明油井B1－60－540附近可能存在由于斷層遮擋注采效果不好滯留剩余油，作為下步挖潛方向。

圖1 B1－61－541井區(qū)構(gòu)造井位

圖2 SⅠ3a單元沉積微相圖

對于水井受斷層部分遮擋需重新細(xì)分注水層段，確保注水有效性，2014年針對新認(rèn)識斷層實(shí)施注水井細(xì)分調(diào)整8口，有6口井見到明顯效果。如注水井B1－42－542原 認(rèn) 識 與 B1－42－541、B1－41－542、B1－50－542 三 口 二 次加密采油井連通（見圖3），新認(rèn)識受斷層SⅡ8與1003斷層遮擋SⅢ油層組以上僅與 B1－50－542、B1－50－S543兩 口 油 井 連 通， 而SⅢ油層組以下與4口油井均連通。B1－42－542井于2010年9月細(xì)分調(diào)整，打開SⅡ14～SⅢ10層段，分SⅡ14～Ⅱ15＋16與SⅢ2～Ⅲ10二段注水，前者控制，后者加強(qiáng)注入，全井由三級四段轉(zhuǎn)為四級五段注水，日配注由160 m3上調(diào)至190 m3，日配注上升30 m3，日實(shí)注增加29 m3。調(diào)整后B1－50－542、B1－50－S543兩口連通油井受效，合計日增油0.8t，含水下降0.89%，而另外2口井B1－42－541、B1－41－542 SⅢ油層組以上因受斷層遮擋無法受效，只能分別調(diào)整斷層同側(cè)水井B1－50－541、B1－D5－W34才能正常受效。

圖3 B1－42－542井區(qū)SⅡ油組頂部井震疊合構(gòu)造圖

1.2 新老認(rèn)識斷層位移區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

對于處在新老認(rèn)識斷層位移區(qū)內(nèi)采油井，重新認(rèn)識注采關(guān)系后，若與周邊鄰近注水井不受斷層遮擋，注采連通，可考慮壓裂油井提高單井產(chǎn)能，若與周邊鄰近注水井受斷層遮擋，注采不連通，則相應(yīng)停止注水井無效調(diào)整。同樣注水井也是根據(jù)斷層位移實(shí)際情況，結(jié)合井區(qū)生產(chǎn)情況，采取有針對性加強(qiáng)或控制注水措施，指導(dǎo)剩余油挖潛。

如采油井B1－D4－35依據(jù)原測井資料認(rèn)識受斷層100N與1001遮擋與周圍水井不連通（見圖4（a）），而利用地震解釋成果，重新再認(rèn)識井資料解釋老斷層，經(jīng)空間歸一組合，進(jìn)行合并或注銷后，1001斷層發(fā)生位移合并，B1－D4－35井與B1－3－D40、B1－3－F41、B1－3－D41三口水井連通（見圖4（b）），注采較完善，結(jié)合該井產(chǎn)能偏低及靠近斷層油層滲流能力較差情況，于2010年7月實(shí)施壓裂，取得日增油5.3t的理想效果。

圖4 B1－D4－35井區(qū)SⅡ油組頂面地震解釋前后斷層分布對比圖

圖5 B1－5－W031井區(qū)SⅡ油組頂面井震疊合構(gòu)造圖

再如按原測井解釋老斷層100N認(rèn)識，采油井 B1－D6－31井受斷層遮擋，不與注水井 B1－5－W031連通，而結(jié)合地震解釋成果，井震聯(lián)合反演新認(rèn)識后，100N斷層在平面上延伸有一定程度偏移，造成B1－D6－31井與斷層相對位置有所改變，與水井B1－5－W031井存在注采連通關(guān)系，B1－D6－31井為低液面低效生產(chǎn)井，為改善其生產(chǎn)狀況，嘗試對其連通注水井進(jìn)行措施調(diào)整（見圖5）。在其連通3口注水井中，B1－D7－W32井為二線注水受效井，B1－D6－W32井距較遠(yuǎn)，并且注采對應(yīng)關(guān)系較差，因此優(yōu)選調(diào)整B1－5－W031井提高井區(qū)供液能力，2010年12月實(shí)施酸化，配注220 m3，實(shí)注由163 m3上升至235 m3，日增注72 m3，連通油井累計增油63t。

2 正向微構(gòu)造區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

對于正向微構(gòu)造發(fā)育區(qū)，并且頂部水井注水強(qiáng)度一直偏低，底部存在較多剩余油可能性比較大，遵循概率統(tǒng)計原則，可以采取頂注底挖措施優(yōu)化水井調(diào)整方向挖潛剩余油。

但是隨開發(fā)時間延長，如果頂部注水強(qiáng)度長期比較大，那么底部采油井存在剩余油相對較少，此時應(yīng)該考慮挖潛相對注水井位置較高采油井存在剩余油。

如從SⅡ油層組頂面井震疊合構(gòu)造圖（見圖6）分析，地震解釋新增的SⅡ－10、SⅡ－11、SⅡ－13斷層與1003斷層組成一個相對封閉的遮擋區(qū)，其間形成一個正向構(gòu)造。并且在此區(qū)域內(nèi)采油井受斷層影響，來水方向少，典型 “注少采多”，單井生產(chǎn)能力偏低。同時研究發(fā)現(xiàn)井區(qū)注水井主要分布在正向構(gòu)造頂部，采油井多數(shù)處于位置相對較低正向構(gòu)造邊緣區(qū)，因此上調(diào)該區(qū)域頂部B1－52－544、B1－61－543、B1－7－W035三口注水井SⅠ、SⅡ、SⅢ油組的注水量，合計日配注上調(diào)110 m3，以提高采油井的生產(chǎn)能力，充分挖掘斷層區(qū)剩余油。對比注采連通收效的8口采油井，合計日增油3t，含水基本穩(wěn)定，達(dá)到預(yù)期效果。

圖6 52－544、61－543、7－W035井區(qū)SⅡ油組頂井震疊合構(gòu)造圖

3 負(fù)向微構(gòu)造區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

對于負(fù)向微構(gòu)造發(fā)育區(qū)，并且邊部水井注水強(qiáng)度一直偏低，底部存在剩余油較多可能性比較大，可以采取邊注底挖措施優(yōu)化水井調(diào)整方向挖潛剩余油。

圖7 SⅡ油組頂部局部負(fù)向微構(gòu)造區(qū)井震疊合構(gòu)造圖

同樣隨開發(fā)時間延長，也必須辯證看待這一觀點(diǎn)，如果邊部注水強(qiáng)度長期比較大，那么底部采油井存在剩余油相對較少，此時也應(yīng)該考慮挖潛相對注水井位置較高采油井存在剩余油。

如從SⅡ油組頂面井震疊合構(gòu)造圖（見圖7）分析，井震結(jié)合驗(yàn)證斷層98＃與100N斷層所夾區(qū)域形成一個負(fù)向構(gòu)造，由EN→WS海拔逐漸加深單斜向斜。并且通過在此區(qū)域內(nèi)二類油層注聚井注采調(diào)整研究發(fā)現(xiàn)，調(diào)整井區(qū)海拔位置較高的邊部注入井，處于海拔位置相對較低采出井見效快，該方向?yàn)橛欣⑷胝{(diào)整方向，而反向調(diào)整則見效緩慢，如注聚井B1－44－P241調(diào)整，連通油井開采層位海拔較低B1－43－P243井首先見效，而海拔較高的B1－43－P244井見效慢，前者無論從見效時間、含水下降幅度、最大增油幅度、累積增油量都要明顯好于后者，同樣B1－42－P243注聚井調(diào)整，連通油井開采層位海拔較低B1－43－P242井首先見效，而海拔較高的B1－43－P243井見效緩慢，由此分析，在B1－42－P243井→B1－43－P243井注采連線方向及B1－44－P241井→B1－43－P244井注采連線方向存在著方向性注采不均衡，隨開采時間延長，可能成為剩余油滯留主要分布區(qū)域，即挖潛主要方向，因此采取2007年12月先壓裂采出井B1－43－P243，2008年4月再后壓裂B1－43－P242井方式，2口井措施后分別日增油22t、5t，以此平衡井區(qū)方向性注采強(qiáng)度，充分挖掘井區(qū)剩余油，取得非常好開采效果。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）應(yīng)用井震聯(lián)合構(gòu)造解釋成果結(jié)合精細(xì)地質(zhì)細(xì)分沉積微相研究成果，能夠更加準(zhǔn)確描述儲層，定位剩余油富集區(qū)，采取有針對性綜合調(diào)整措施，有效挖潛剩余油。

2）隨開采時間延長，不同開發(fā)階段決定剩余油分布特征不同，并且決定了動態(tài)挖潛方法改變，只有打破傳統(tǒng)思維方式，才能找到有效的水井調(diào)整方向和高效油井挖潛方向。

3）應(yīng)用三維精細(xì)地震成果，靜態(tài)開發(fā)井網(wǎng)部署與動態(tài)綜合調(diào)整挖潛相結(jié)合，是進(jìn)一步挖潛老區(qū)剩余油、提高采收率的有效途徑。

［1］李巧云，張吉群，鄧寶榮，等 .油高含水油田層系重組方案的灰色決策優(yōu)選法 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（4）：463－468.

［2］常兆光，王清河 .隨機(jī)數(shù)據(jù)處理方法 ［M］.東營：石油大學(xué)出版社，2003.