海拉爾盆地復(fù)雜斷塊油藏不同巖性儲層開發(fā)調(diào)整技術(shù)

李延軍，鄧玉輝，劉建棟

吳畏，王劍峰，楊梓 (中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

國內(nèi)復(fù)雜斷塊油田以江蘇油田、華北油田及勝利油田為代表，江蘇油田進(jìn)入開發(fā)調(diào)整階段以后，重點(diǎn)以油藏精細(xì)描述為基礎(chǔ)，開展注采井網(wǎng)重構(gòu)、井網(wǎng)優(yōu)化、層系細(xì)分與重組，對高含水、高采出程度油層進(jìn)行井網(wǎng)抽稀，對低含水、低采出程度油層進(jìn)行井網(wǎng)加密，最終大幅提高了原油采收率；華北油田針對不同時期、不同油藏類型，采取精細(xì)分層注水、層系井網(wǎng)優(yōu)化重組、深部調(diào)驅(qū)等不同的水驅(qū)調(diào)整做法，取得了明顯調(diào)整效果；勝利油田以層間、層內(nèi)、平面注采系統(tǒng)調(diào)整等矢量化調(diào)整，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替，儲量動用程度提高了18.4%，采收率提高了2.94%[1～5]。國內(nèi)復(fù)雜斷塊油田開發(fā)調(diào)整主要以單一巖性儲層為對象，缺少針對不同巖性儲層的整體綜合調(diào)整技術(shù)。海拉爾盆地儲層巖性復(fù)雜，油藏類型多，不同巖性儲層開發(fā)過程中暴露出的矛盾也不同，主要表現(xiàn)在以下幾個方面：一是砂礫巖儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，受效方向復(fù)雜，且油井受效后含水上升速度快；二是裂縫性潛山油藏低注高采，低部位油井易水錐，控含水難度大，高部位油井受效困難；三是含凝灰質(zhì)砂巖儲層及特低滲透致密儲層低產(chǎn)低效井比例大，調(diào)整治理困難。國內(nèi)斷塊油田已成熟的單一開發(fā)調(diào)整技術(shù)[6～16]，對于海拉爾盆地復(fù)雜斷塊油藏不同巖性儲層不具備普適性，難以滿足海拉爾盆地復(fù)雜斷塊油田不同巖性儲層開發(fā)調(diào)整的實(shí)際需要，因此需要堅持以“一塊一策、一類一法”的個性化綜合調(diào)整原則，進(jìn)行適應(yīng)海拉爾盆地不同巖性儲層開發(fā)調(diào)整技術(shù)的研究。

1 海拉爾盆地儲層地質(zhì)特征和開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 地質(zhì)特征

海拉爾盆地總面積4.42×104km2，位于蒙古-大興安嶺裂谷盆地群的東部，東以大興安嶺隆地相隔，與大楊樹盆地、松遼盆地相鄰；西為西北隆起，與蒙古喬巴山盆地相望；北部與布拉達(dá)林盆地相連；東南部以巴音寶力格隆起為界，與二連盆地遙遙相對(見圖1)。海拉爾盆地屬于復(fù)雜斷陷盆地，構(gòu)造破碎，儲層以近物源、快速堆積為主，斷塊間物性差異大，油水關(guān)系復(fù)雜。

海拉爾盆地基底為古生界和前古生界地層，其沉積蓋層為中生界白堊系和新生界上第三系和第四系，沉積巖最大厚度6000m，主要含油層系為白堊系。海拉爾盆地沉積地層系統(tǒng)分為4個群、6個組、13個巖性段，自下而上為布達(dá)特群、興安嶺群(含3個巖性段)、扎賚諾爾群(分為銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組、伊敏組)、貝爾湖群(上白堊統(tǒng)青元崗組、第三系呼查山組、第四系)。

截止到2019年9月底，海拉爾盆地共探明開發(fā)呼和諾仁、蘇德爾特、蘇仁諾爾、貝中、烏東等5個油田，主要含油層位自下而上為布達(dá)特(潛山)、銅缽廟、南屯(興安嶺)、大磨拐河，累計提交石油探明地質(zhì)儲量1.63×108t，含油面積158.58km2。其中呼和諾仁油田儲層巖性以砂礫巖為主，整體上為斷鼻狀構(gòu)造，傾角15.5°，主要為近岸淺水環(huán)境下的扇三角洲相沉積。油層平均孔隙度為20.8%，平均滲透率為91mD，非均質(zhì)系數(shù)平均值為2.34，滲透率變異系數(shù)平均值為0.98，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。同時由于構(gòu)造運(yùn)動規(guī)模大、期次多，導(dǎo)致小斷層較發(fā)育。蘇德爾特油田發(fā)育興安嶺和布達(dá)特2套油層，興安嶺油層屬于含凝灰質(zhì)強(qiáng)水敏儲層，儲層中凝灰質(zhì)和蒙皂石2種敏感性礦物含量較高，水敏指數(shù)平均值為0.82；有效孔隙度為13.9%，空氣滲透率為0.3～1.7mD，屬低孔特低滲儲層。布達(dá)特油層屬于裂縫性潛山油藏，主要以塊狀潛山油藏和層狀潛山油藏為主，平均孔隙度為4.49%，平均滲透率為4.26mD，底水較發(fā)育。蘇仁諾爾、貝中、烏東油田儲層巖性主要以特低滲透致密砂巖為主。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

截止到2019年底，海拉爾盆地復(fù)雜斷塊油藏不同巖性儲層共投產(chǎn)油水井1784口(其中采油井1285口，注入井499口)，動用地質(zhì)儲量1.14×108t，含油面積95.29km2，年產(chǎn)油量39.2×104t，累計產(chǎn)油量729.45 ×104t，動用儲量采出程度6.40%，綜合含水率57.3%，年注水量191.98×104m3，年注采比2.23，累計注采比1.63(見表1)。

表1 海拉爾盆地各油田開發(fā)現(xiàn)狀

2 不同巖性儲層開發(fā)中存在的問題

2.1 砂礫巖儲層

海拉爾盆地呼和諾仁油田以大孔道發(fā)育的砂礫巖儲層為主，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)過幾年的注水開發(fā)，逐漸暴露出以下問題：

1)受斷層影響，平面注采井網(wǎng)不完善。油藏精細(xì)描述成果表明，油田內(nèi)部小斷層發(fā)育，一次開發(fā)井網(wǎng)被新解釋出的小斷層切割后，導(dǎo)致局部出現(xiàn)有注無采或者有采無注現(xiàn)象，整體水驅(qū)控制程度僅67.2%，并且單向連通比例占39.5%。

2)砂礫巖儲層縱向上巖性變化大，自下而上，巖性由粗變細(xì)，砂組間物性差異大，滲透率分布范圍在25.7～181.6mD之間，導(dǎo)致儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水開發(fā)后，綜合含水上升快，年均含水上升率為10.45%左右。

2.2 含凝灰質(zhì)儲層

海拉爾盆地蘇德爾特油田興安嶺群儲層主要巖石類型有沉凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)砂巖、凝灰質(zhì)砂礫巖。其中，興Ⅰ油層組黏土礦物中蒙脫石體積分?jǐn)?shù)為50.5%、高嶺石為34.6%、伊利石為8.1%、綠泥石為6.8%；興Ⅱ油層組黏土礦物中蒙脫石體積分?jǐn)?shù)為39.3%、高嶺石為48.5%、伊利石為0.9%、綠泥石為11.3%。水敏試驗(yàn)證實(shí)，興安嶺群含凝灰質(zhì)儲層具有強(qiáng)水敏性，注水開發(fā)后，儲層注水困難，日注水量低于10m3，并且注水壓力上升快，平均月上升0.45MPa，措施增注效果不明顯，注采井間難以建立有效驅(qū)動，油井整體受效差。

2.3 潛山儲層

海拉爾盆地蘇德爾特油田布達(dá)特群潛山儲層裂縫普遍發(fā)育，儲集空間主要為裂縫和與裂縫溝通的基質(zhì)次生孔隙或巖石風(fēng)化剝蝕形成的溶蝕孔隙。主要有塊狀潛山油藏和層狀潛山油藏2種類型。塊狀潛山油藏因具有較強(qiáng)的底水能量，開發(fā)初期雖然預(yù)留了避射厚度，但由于單純追求產(chǎn)量，采油速度保持在2.0%以上，導(dǎo)致底水錐進(jìn)后油井含水快速上升；層狀潛山油藏由于構(gòu)造高差較大，油井受效差異大，構(gòu)造高部位油井注水受效困難，構(gòu)造低部位油井注水受效后，水淹快。

2.4 特低滲致密砂巖儲層

海拉爾盆地貝中油田儲層主要以低滲致密砂巖儲層為主。貝中油田南屯組南一段儲層平均孔隙度為11.9%，平均滲透率6.03mD，屬于低孔特低滲型儲層。南二段平均孔隙度為8.9%；平均滲透率2.67mD，屬于低孔特低滲～特低孔特低滲型儲層。一次開發(fā)方案實(shí)施后，油田局部斷塊油水井間難以建立有效驅(qū)動體系，油井產(chǎn)量低，遞減大。以貝中油田希2斷塊為代表的低滲致密砂巖儲層，南一段平均滲透率1.41mD，南二段平均滲透率僅有0.61mD。62口采油井中長開井僅8口，平均單井日產(chǎn)油量僅0.4t，區(qū)塊地質(zhì)儲量采油速度0.04%，采出程度僅1.48%。14口注水井壓裂后仍難以有效注入。

3 開發(fā)調(diào)整技術(shù)與效果

3.1 砂礫巖儲層

1)調(diào)整技術(shù) 對砂礫巖儲層進(jìn)行在油藏精細(xì)描述指導(dǎo)下的綜合調(diào)整。為確保砂礫巖儲層在不同含水階段采取針對性調(diào)整技術(shù)對策，首先開展精細(xì)油藏描述，重點(diǎn)描述砂礫巖儲層構(gòu)造特點(diǎn)及小斷層分布狀況，通過地震剖面上的同軸錯斷、反射空白、強(qiáng)相位轉(zhuǎn)換、同相軸扭曲、相位合并等標(biāo)志性特征識別那些易識別的小斷層；然后應(yīng)用譜分解相位屬性體及相位余弦屬性體剖面特征識別模糊小斷層；最后應(yīng)用新完鉆井資料提高構(gòu)造解釋精度，達(dá)到滿足開發(fā)調(diào)整的要求。

砂礫巖儲層厚度大，縱向上砂組間物性差異大，低含水期主要采取分層注水技術(shù)以達(dá)到油井快速受效的目的。油井受效后，受地層傾角大的影響，高部位油井受效程度差，低部位油井含水上升速度快，注水調(diào)整難以協(xié)調(diào)高低部位矛盾，因此砂礫巖儲層中含水期主要采取構(gòu)造高部位壓裂、構(gòu)造低部位堵水技術(shù)對策，以緩解平面矛盾。針對層間矛盾，提控結(jié)合，精細(xì)分層注水，低含水層加強(qiáng)注水，高含水層控制注水，實(shí)現(xiàn)儲層均衡動用。隨著采出程度的增加，常規(guī)調(diào)整效果逐漸變?nèi)?，平面、層間矛盾進(jìn)一步加劇，在砂礫巖儲層接近高含水期時，采取以井網(wǎng)加密調(diào)整為主的精細(xì)注水調(diào)整，加密井要避射主力高水淹層，以開發(fā)薄差層為主，同時應(yīng)用油藏精細(xì)描述成果，進(jìn)一步細(xì)分注水。另外，在局部已形成注水優(yōu)勢通道的井組開展注聚合物調(diào)剖，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)油控水。

2)開發(fā)效果 經(jīng)過低含水期的細(xì)分注水、中含水期的注采結(jié)構(gòu)調(diào)整、高含水期開發(fā)薄差層為主的井網(wǎng)加密及穩(wěn)油控水的注聚調(diào)剖等系列調(diào)整技術(shù)，砂礫巖儲層平面、層間矛盾得到有效緩解，水驅(qū)控制程度由67.2%上升到86.9%，平均單井日增油1.9t，多向連通比例由27.8%增加到42.5%；薄差層動用比例提高10.8個百分點(diǎn)，油田含水率下降6.2個百分點(diǎn)(見圖2)。

3.2 含凝灰質(zhì)儲層

1)調(diào)整技術(shù) 對含凝灰質(zhì)儲層采用在混相驅(qū)油機(jī)理指導(dǎo)下的注氣調(diào)整技術(shù)。大慶油田20世紀(jì)90年代后期開始探索CO2驅(qū)油技術(shù)，勝利、江蘇、吉林等油田也相繼開展研究，目前CO2驅(qū)油技術(shù)已相對成熟，其基本機(jī)理是CO2和地層原油在油藏條件下形成混相，消除油水界面，使多孔介質(zhì)中的毛細(xì)管壓力降低，減少因毛細(xì)管效應(yīng)產(chǎn)生毛細(xì)管滯留所圈捕的石油，從而達(dá)到提高采收率的效果。針對蘇德爾特油田貝14斷塊強(qiáng)水敏儲層開展注氣混相驅(qū)油室內(nèi)試驗(yàn)，結(jié)果表明，在原始地層壓力下貝14斷塊原油能夠達(dá)到近混相，最小混相壓力16.59MPa，CO2混相驅(qū)油效率達(dá)80%，非混相驅(qū)最終驅(qū)油效率50%。

2)開發(fā)效果 為建立海拉爾盆地含凝灰質(zhì)強(qiáng)水敏儲層有效驅(qū)動體系，在注CO2驅(qū)油機(jī)理指導(dǎo)下，結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)研究成果，對蘇德爾特油田貝14斷塊實(shí)施注CO2驅(qū)油開發(fā)調(diào)整技術(shù)。注氣井9口，生產(chǎn)井31口，中心井6口，反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，井距200m，注采層位第1～14號層，有效厚度26.4m，儲量330.3×104t，連續(xù)注氣，注氣井最大井底流壓30MPa，日CO2注氣量370t，年CO2注氣量維持在12×104t左右，生產(chǎn)井最小井底流壓3MPa。

注氣調(diào)整后，地層吸氣能力較強(qiáng)，平均單井日注氣量32.9t，注氣壓力16.7MPa。與注水開發(fā)對比，注入壓力基本相同情況下，日注量和注入強(qiáng)度分別是水驅(qū)的6.3倍和8.9倍，油井縱向產(chǎn)液層數(shù)增加，產(chǎn)液量增加，層間差異逐漸變小，原油黏度最大降幅3.36mPa·s，油井受效比例87%，平均單井日增油量2.0t(見圖3)。

3.3 潛山油藏

1)調(diào)整技術(shù) 蘇德爾特油田塊狀潛山油藏，邊底水能量較強(qiáng)，具有統(tǒng)一油水界面。針對塊狀潛山油藏，主要采用控水錐的開發(fā)調(diào)整技術(shù)。2005年以頂密邊疏的井網(wǎng)形式投入開發(fā)，2007年水井以邊底部注水方式投注，塊狀潛山油藏連續(xù)7年采油速度保持在2.0%以上，高峰期采油速度達(dá)到3.55%。由于采油速度過高，導(dǎo)致油井底水快速錐進(jìn)，油井含水上升快。為有效遏制底水錐進(jìn)，主要采取上下層系井網(wǎng)綜合利用，將上部開發(fā)興安嶺油層的7口井進(jìn)行補(bǔ)孔，縮小井距，積極開展補(bǔ)充鉆井，增加平面采出井點(diǎn)，均衡平面泄壓點(diǎn)，減緩底水錐進(jìn)；同時優(yōu)化采油參數(shù)，降低采油速度。針對層狀潛山油藏油井受效差異問題，重點(diǎn)采取邊底部注水改為同層底部注水及周期注水技術(shù)，控制低部位油井含水上升。

2)開發(fā)效果 蘇德爾特油田潛山油藏采取針對性調(diào)整措施后，塊狀潛山油藏含水上升率由10.75%下降到9.67%，層狀潛山油藏9個注采井組周期注水后，平均單井日增油量1.3t，含水率下降40.4%。油田開發(fā)效果得到明顯改善：以蘇德爾特油田貝16區(qū)塊為例，相同含水條件下，采出程度高于東勝堡、八里莊及靜北油田，但與開發(fā)效果較好的任丘迷霧山油田及龍虎莊油田還有一定差距(見圖4)。但隨著采出程度的增加，潛山油藏含水上升快的問題并沒有得到根本性緩解，還需要進(jìn)一步探索新的調(diào)整技術(shù)，如在潛山油藏頂部注氣壓錐，控制底水錐進(jìn)。

3.4 致密砂巖儲層

1)調(diào)整技術(shù) 針對致密砂巖儲層，主要采用以改善儲層滲流條件為目標(biāo)的開發(fā)調(diào)整技術(shù)。致密砂巖儲層由于儲層基質(zhì)的特低滲透性影響，一次開發(fā)井網(wǎng)實(shí)施后，普遍采收率較低，主要表現(xiàn)為注不進(jìn)、采不出。海拉爾盆地儲層以致密砂巖為主的儲量占比37.8%，主要分布在烏東和貝中油田，開發(fā)效果普遍較差。以改善儲層滲流條件為目標(biāo)的直井大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂結(jié)合撬裝提壓注水調(diào)整技術(shù)能夠形成較大的泄油面積，從而顯著提高單井產(chǎn)能和采收率。大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂即用高黏度凝膠在最大主應(yīng)力方向上形成一條主裂縫，攜帶支撐劑鋪置在主裂縫內(nèi)，保證裂縫導(dǎo)流能力，為原油提供滲流通道；利用滑溜水造縫，通過向儲層大排量注入壓裂液，提高縫內(nèi)凈壓力，導(dǎo)致儲層內(nèi)裂縫在多個方向起裂，形成復(fù)雜多裂縫系統(tǒng)，提高裂縫波及體積(見圖5)。

大規(guī)模壓裂實(shí)施效果受儲層地質(zhì)條件、油藏開發(fā)動態(tài)及工藝技術(shù)等因素影響，首先需要建立一套具有針對性的選井選層標(biāo)準(zhǔn)來指導(dǎo)大規(guī)模壓裂實(shí)施。根據(jù)海拉爾盆地特低滲致密砂巖儲層地質(zhì)特點(diǎn)，建立了適應(yīng)海拉爾盆地致密砂巖儲層大規(guī)模壓裂選井選層標(biāo)準(zhǔn),即：含油飽和度大于45.0%，壓裂厚度大于10.0m，井控儲量大于3.5×104t,壓裂前日產(chǎn)油量小于1.0t，累計注采比大于0.6，連通水井大于2口，遠(yuǎn)離油水界面。

2)開發(fā)效果 海拉爾盆地特低滲致密砂巖儲層大規(guī)模壓裂改造中，平均單井壓裂液量1631m3，單井加砂強(qiáng)度達(dá)到7.8m3/m，縫網(wǎng)規(guī)模在300m×150m左右。2014年以來，海拉爾盆地在特低滲致密砂巖儲層共實(shí)施大規(guī)模壓裂78井次，取得了較好的增油效果，平均單井日增油量3.4t，加快了特低滲致密砂巖難采儲量的有效動用。

4 結(jié)論

1)砂礫巖儲層中低含水期，通過井網(wǎng)加密結(jié)合細(xì)分注水均衡儲層動用，高含水期通過注聚調(diào)剖可有效解決注入水單向突進(jìn)，控制注水優(yōu)勢方向油井含水上升速度。

2)CO2混相驅(qū)油技術(shù)是解決含凝灰質(zhì)強(qiáng)水敏儲層整體動用的有效手段，能夠建立注采井間有效驅(qū)動，明顯改善含凝灰質(zhì)儲層開發(fā)效果。

3)強(qiáng)底水塊狀潛山油藏通過控制采油速度，均衡平面泄壓井點(diǎn)，可有效控制底水錐進(jìn)速度，層狀潛山油藏通過同層底部注水及周期注水技術(shù)可有效控制構(gòu)造低部位油井含水上升速度。

4)特低滲透致密砂巖儲層單一開發(fā)調(diào)整技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)平面井網(wǎng)及縱向?qū)娱g、層內(nèi)的有效調(diào)整，常采用大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂結(jié)合撬裝提壓注水調(diào)整技術(shù)，以大幅提高單井產(chǎn)油量。