小断块高凝油藏高效开发经验 有哪些关于学习的名言？
倪天禄 黄在友 王贺林 康伯军
【摘要】 位于黄骅坳陷小集断裂带的官-938断块油藏采出程度已经达43.9%，预测最终采收率可达57%。该油藏油层多且厚，属高凝中低渗油藏，总结该断块成功开发经验，可对同类油藏的开发提供借鉴。该断块油层虽厚但层数多，非均质性较强，在开发前期就采取分层开采方案，运用原油的粘温关系、排量和井口温度关系，采用大排量生产的方法解决了原油凝固点高的问题；在地层压力下降后，及时注水补充能量，结合先进的工艺，进行层间调剖；在开发后期，开展数值模拟和精细油藏描述，反复认识注水过程中剩余油运移及分布规律，再次调整，开展层间挖潜，实现了油层均匀动用。
【关键词】 高凝原油 多层 厚层 断块油气藏 电动潜油泵 注水 分层开采
一、地质概况
938断块位于黄骅坳陷孔店构造带南部，为断块性油气藏（见图1），含油面积1.156km2。该断块开采层位为老第三系孔店组孔一段，为河流相冲积扇沙体的扇端微相沉积，油层主要为枣-Ⅱ1至枣-Ⅳ之间的7个小油组，油层在平面沿河道方向发育稳定，垂直河道方向变化较大。油层的孔隙度平均为16.75%，层间的渗透率级差为18～83，非均质性十分严重。
图1 938断块构造井位图
1—早期油井；2—早期水井；3—加密油井；4—转注水井；5-斜井
该断块原油性质较差，粘度为16.35mPa·s（50℃），凝固点为37.3℃，含蜡量为20.9%，含硫量为0.0925%，胶质与沥青质含量在27%以上；断块原始地层压力为31.6MPa，地饱压差为21.6MPa，属典型的低饱和高凝油藏。
二、开发效果评价
938断块自1982年投产开发至今，经过了由低含水到高含水的全过程。开发上的高水平主要表现在采出程度高、油层动用均匀，控水稳油的综合治理效果好。
1.采出程度高
对938断块含水（Fw）与采出程度（R）的生产数据回归，二者间的关系式为：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
目前该断块含水为88%，采出程度达43.9%；由此预测，最终在含水为98%时，采出程度将达到57.1%（见图2）。
图2 938断块含水与采出程度关系曲线
该结果与用中国石油天然气总公司统计归纳出的驱油效率经验公式所得结果（56.8%）很接近。与开发方案的设计指标相比，该断块实际采出程度已超出2.36个百分点，累计产油量超出10.68×104t，预计最终产油量将超出70.35×104t。
2.含水与含水上升率关系
利用童氏理论Fw与R关系和水驱规律曲线，作出938断块含水与含水上升率曲线（见图3），再利用累积的实际含水上升率值（见图3）与之对比，可以看出：在中低含水阶段，该断块含水上升率大部分低于理论值，尤其在含水低于25%之前和高于35%之后；由于该断块油水粘度比（8.1）较低，在采出较大比例可采储量后，油田实际含水在较短时间内上升幅度较大，低、高含水阶段之间的过渡期相对缩短；在后期的高含水阶段，由于采用了注水调整、井网完善等措施，仍能使含水上升率保持在理论值范围内，表明控水稳油、综合治理取得了较好效果。
图3 938断块含水与含水上升率关系曲线
1—童氏理论；2—水驱规律曲线
3.油层动用程度高
经过在注采井网完善的高水淹区钻的检查井（检1井）C/O测井及分层试油，证实高水淹区80%油层已水淹，水淹层含水高达约98%；电测解释未水淹的层，试油含水也达70%～80%。可见高水淹区层间差异越来越小，油层吸水均匀，各层动用程度越来越接近。由检查井岩心分析可知，岩心含油饱和度从最初的65%下降到36%，采出程度达44.6%。
三、高效开发过程中几点作法
1.必须分层开采
由于938断块属于小断块油藏，油层又分散在500多米的井深范围内，辫状河道沙体占整个沙体面积的85%，各个沙体上油层分布又很不均匀，所以油层物性、原油物性变化较大（见表1、表2）。
表1 938断块油层物性数据表
表2 938断块原油物性数据表
该断块的静温（t）与深度（h）及原油粘度（μ）与温度（T）的关系为
t=14.05+0.0327h
lg（lgμ）=-2.69×10-3T+0.4613
根据该断块静温和深度的关系可知，当油层深度浅于711m时，静温已小于凝固点（37.3℃），实际生产中，原油在距地面500m以下深处就开始结蜡。原油凝固点高，还导致常规抽油时杆断脱和其它生产事故的发生，在使用热电杆加热的情况下，也难以避免生产事故。
由该块的粘温曲线可得，当温度为37.3℃时，其原油粘度为197.67mPa·s。因此常规抽油时，在500m以下深处原油就开始变稠，堵塞井筒，给井筒举升带来很大困难。
在多次试验总结的基础上，统计归纳出了井口排液量（Q）和井口温度（T´）的关系式
T´＝0.26Q+25
只有单井井口排液量（Q）大于80t/d时，才能充分利用地层温度改变井筒热力场分布，使井口原油剩余温度提高到其析蜡温度以上，保证原油在井筒中有较好的流动性。另一方面，为保证主要储量在中低含水期采出，促使各油层均匀动用，减缓后期开采中的层间矛盾，需加大生产压差。
根据达西渗流公式，得出驱动压力梯度应保持在0.11MPa/m，生产压差应保持在12MPa左右，单井日产液量在100t左右。
根据938断块油层物性数据，结合油层厚度、油水压力系统、开采速度、经济效益，把该断块分两套开发单元开采，每套油层数一般少于20个，平均单层有效厚度小于30m，且两套之间有1～14m厚的泥岩隔层。实际生产资料表明，该断块的油层动用程度明显高于同油田其它断块，吸水和产液都较均匀。
2.需要大排量生产
938断块投产初期弹性能量充足，地饱压差达21.6MPa，大部分油井可以自喷，但无边、底水等天然能量补充，地层压力下降快，油井停喷早，油井弹性产率仅（1469～5061）t/MPa，产量月递减率为12%，停喷压力为21.2～22.5MPa。但该断块油层物性虽差而连通性较好，可以按地面、地下两个流动系统，用电潜泵大排量生产。
在下电潜泵后，938断块平均单井日产液量由原来的50t上升到120t以上，高者达250t以上。同时，井口温度由原来的30℃提高到60℃，高者达90℃，很好地解决了生产中的结蜡问题。此外，大排量生产在油层中产生了大压差，使生产压差由原来的3～5MPa提高到8～15MPa，油井的生产能力明显增强，油层的动用程度也明显提高。
3.完善注采关系，改造低渗透油层
938断块油层的非均质性在中含水期明显暴露出来，这就要求有针对性地完善注采井网并改造低渗透油层，充分利用水动力封闭式驱替层间、层内、平面可动油。
（1）完善注采井网
938断块最早按300m的井距设计正方形井网，但在中高含水期，高、低渗透层差异导致的层间矛盾开始恶化。1989年后，对下套单元有针对性地补充完善了8口油井并转注了2口水井，使井网密度由17口/km2增加到26.5口/km2，其中7口井分布在断块边部（见图1），射开层位也在渗透率较低的枣-Ⅲ3和枣-Ⅳ层，有效地控制了低渗透层的储量，注采井数比达到1:1.9，单井控制储量由37.9×104t下降到22.75×104t，注采连通率达到85%以上，为以后对其进行封闭性周期注水提供了条件。
（2）低渗透油层改造
井网加密后，虽能在一些井组取得较好效果，但低渗透油层附近的井仍不能获得较高产能，有的产量仅1t左右，加密井中有4口基本无产量。在对这类井低渗透油层压裂7井次后，很好地利用了水力传压作用，在油层中造成裂缝，改善了产油剖面，取得了效果。如12-7-1井投产后，仅日产3t油，压裂后产量达32t。
油层渗透率低，也加大了注水难度。对于胶结物为钙质或堵塞严重的砂岩油层，采用以解堵为目的的酸化改造，达到提高渗透率和增大孔隙度的目的。如10-3-3井由于油层物性太差（渗透率不到30×10-3μm2），在23.5MPa的泵压下，日注水量不到100m3；酸化后日注水量增加到200m3。该断块先后进行了8井次的酸化措施，日注水量由原来的271m3上升到1146m3，提高了波及系数。
4.重新认识油层，寻找潜力区
随着938断块的深入开采，先后两次对该断块进行数值模拟，对油藏的认识也进一步提高，明确平面上剩余油主要分布在井网控制程度低的地区（如上套井网东部）、注采井网的非主流线（下套11-4井、12-5井对11-5油井的注水非主流线上）以及断块边部两套井网注采不完善的地区（见图1），剩余油饱和度在40%左右。根据这一认识，1993年以来进一步完善注采井网，在油水过渡带钻调整井（12-6-1井），初期产量达到49.8t，含水在23.1%，由此证明，该断块仍有潜力。
此外，通过油藏精细描述，对各油组的沙体分布和物性进行再认识，认为枣-Ⅳ油组沙体分布零散，渗透率只有0.6×10-3～7×10-3μm2，需加强单个沙体上油井的注水，以补充能量。因此，对枣-Ⅳ油组进行单独注采，运用配套技术同时对油、水井下措施，以达到启动潜力层的目的。对单注枣-Ⅳ油组的11-6-3水井酸化，并对单采枣-Ⅳ油组的相应受益井10-5-3井用“89弹”代替原来的“73弹”进行重复射孔，子弹的穿透能力增强，射孔半径增大。这些措施有效地改造了油层，注水井的日注水量由原来的30m3提高到200m3，油井的日产量由原来的2.5t提高到36t，取得了较好效果。
5.进一步细分层系，挖掘剩余油潜力
1993年后，通过油水井产液剖面、吸水剖面，对层间剩余油储量进行统计和定量研究（见表3）。由表3可见，枣-Ⅱ、枣-Ⅲ2、枣-Ⅲ3、枣-Ⅳ油组仍有一定的潜力。这些油层的渗透率都较低（5×10-3～15×10-3μm2），但毛管压力曲线为粗歪度，反映孔隙结构较好，从这些层中有可能挖掘相对较好的区域。根据这些认识，进一步细分层系，采用分注、调剖技术，对低渗透层加强注水，控制或停止高渗透层吸水，以达到启动潜力层的目的，实现控水稳油。该断块先后进行了4次分注和4次调剖，都在一定程度上改善了水驱效果，提高了注水利用率，见到较好效果。例如在对13-8井合注时，吸水厚度为58.8%，分注后吸水厚度提高到81.2%。
表3 938断块各油组剩余油储量表
1996年938断块的采出程度达到了43.9%，综合含水控制在88%，取得了较好的开发效果。
四、结论
（1）小断块油气藏井网完善难度大，可以根据岩性、油层物性及厚度采用分层开采来解决井网完善问题。
（2）充分利用地层能量，掌握温度、排量、粘度之间关系的变化规律，结合油层物性资料，早期进行大排量生产，可以解决原油高凝、高含蜡导致的生产问题，并能增加油层动用程度。
（3）对分布零散的特低渗透层，进行单独注采，运用配套技术，同时在油、水井采取措施，能够达到改造油层、启动未动用层的目的。
（4）在高含水期，充分利用数值模拟、油藏精细描述手段，与动态监测资料结合，不断认识开发后地下动态变化，重建地质模型，找准剩余油分布，有针对性地进行层间、平面挖潜，能够最大限度地提高波及系数和驱油效率，从而获得较高的采收率。
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