李春莲¹ 黄丽红² 王新亚¹ 李亚博¹ 边 航¹ 付国艳¹

（1.华北油田第四采油厂，河北廊坊  065600；2.廊坊市自然资源和规划局， 河北廊坊  065600） 

摘 要：河西务油田呈北东、南西向展布，由十余个断块组成，是典型的多断块复杂油气藏。该油藏具有埋藏深、孔隙度小、渗透率低、储量丰度低、地层压力高、油气比高的特点，为典型的高压低渗透油藏。为解决油田各断块低效生产的开发现状，提高断块开发水平，本文提出的治理方案以油田中部复杂小断块为切入点，完善注采井网，恢复地层压力，提高水驱控制程度；重新认识油藏类型，开展开发技术政策研究；结合测井复查和动态信息，开展层间挖潜，提高油层动用程度。

关键词：复杂油气藏；高压低渗透；水驱控制程度

中图分类号：TE327 文献标识码：A文章编号：1671-2064（2024）18-0011-03

 

1油藏概况

河西务油田位于河西务构造带的中北部。河西务构造带在廊固凹陷中呈现为东高西低、南抬北降的断裂构造特征，沙河街沉积晚期，由于牛驼镇凸起区域性隆起及桐南洼槽快速沉降的影响，使该构造带南部随之抬升。本区东为武清凹陷，西北为桐柏镇洼槽，整体构造面貌为东高西低，南高北低。河西务油田钻遇地层自上而下依次为第四系、上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组的沙一段、沙二段、沙三段、沙四段。油层主要分布在沙四上段，其次是沙一段、沙二段。沙四上段油气藏皆为断块、断鼻构造油气藏，沙一、沙二段油气藏也以断块构造油气藏为主[1]。

安36断块位于廊固凹陷河西务构造带中部，夹持在两条北东向正断层的断垒带上，南接安11断块，北临务14断块。在断层上升盘形成半鼻状圈闭形态，为一构造油藏。地层自上而下为第四系平原组、上第三系明化镇组及下第三系沙河街组，缺失东营组及沙河街组部分地层。沙四上段为本区目的层，揭开最大厚度近400米，岩性为灰色砂岩与深灰色泥岩互层，砂岩发育，平面分布稳定。岩性为含泥岩屑长石砂岩，以长石石英为主，岩屑次之，成分主要为酸性火成岩，胶结物以泥质为主，钙质次之，分选中等，多孔隙式胶结，为中孔、低渗储层。层间的孔渗非均质性是在笼统注采条件下造成吸水（产液）剖面状况差异的重要原因[2]。根据水井测试的吸水剖面，各层的吸水量差别较大，说明安36断块纵向上层间非均质性较强。安36断块沙四上段砂体分布稳定，砂岩厚度较厚。从测井曲线上看，纵向上表现为“砂包泥”，说明本地区坝沙较为发育。安36断块坝砂微相几乎在所有的小层均发育。滩坝微相主要发育在坝砂的周围，滨浅湖微相主要发育在滩坝砂体之间，但其在平面上发育规模相对较小。平面上按含油砂体划分，纵向上按含油小层划分。对地质储量重新进行估算，储量为102.4万吨。

2开发历程和开采特征

2.1开发历程

1987年10月至1991年1月为溶解气驱高产阶段。初期产量高，递减快，两年递减63%。地层压力由33.7降至11.3MPa，降幅66%。阶段累产油9.6万吨，气油比506（原始气油比343），脱气严重。

1991年2月至2002年9月为注水稳产阶段。1992年注采井网完善后，地层压力回升至15MPa，平均含水45.8%，气油比降至262，阶段累产油9.3万吨。阶段注采比高达2.5，水驱控制74.7%。

自2002年9月至目前为低产低效开发阶段。主块停注，含水上升，气油比530，累产油5.4万吨，注采比0.98，水驱控制程度仅23.8%[3]。

2.2开发效果评价

初期产量高，递减快，压裂投产井占比高。据初期13口油井生产统计，Ⅰ、Ⅱ油组合采10口，单采Ⅰ油组3口，日产原油达到120吨，单井日产原油差异较大，平均18吨。建产初期压裂投产井占比67%，平均自喷期500天，油藏递减较快，15个月下降到45.2吨，阶段递减66%。

溶解气驱贡献大，压力下降快，单位压降采油量低，脱气严重。Ⅰ油组溶解气地质储量2.09亿立方米，累产气0.65亿立方米，采出程度31.1%；Ⅱ油组溶解气地质储量0.82亿立方米，累产气0.46亿立方米，采出程度56.1%。油藏开采前期能量以溶解气驱为主。开采两年地层压力由33.42MPa降至12.68MPa，单位压降采油量低,平均仅509吨，表现出低渗油藏的开采特征。

断块注水开发后存水率保持稳定，当可采储量采出程度达到56%后，断块停注观察，存水率不断下降，产量低水平稳定，目前断块存水率仅为0.7，仍需补充地层能量，缓解开发矛盾。从含水与采出程度关系曲线上看，1992年注水调整后产量向高采出程度偏移，调整效果较好，目前曲线向低采收率偏移，开发效果有待提高。

断块目前油井压力系数保持在0.5左右，水井压力系数在1.0左右。主要由于高饱和油藏，脱气后地层压力急剧下降，且构造破碎，注水效果差，后期需采取措施逐步恢复到合理压力保持水平[4]。

2.3措施效果评价

断块历年共实施措施77井次，累积增油80507吨，其中压裂和补孔占措施总井次的67.5%，单井增油效果最好[5]。

压裂措施共实施23口45井次（含高压气体2井次），有效31井次，有效率为69%。统计投产后压裂30井次增产效果，有效期在87～862天之间,累积增油110～8619吨之间，平均单井次日增油4吨，有效期298天，累积增油1245吨。投产前压裂效果较好，断块为低渗油藏，投产前压裂15井次，占总压裂次数的33.3%，全部有效。1987年～2003年压裂38井次，有效率较高，为76.3%。而2003年后压裂效果较差，压裂6次仅2次有效，有效率仅为33%。

补孔措施共实施15口32井次，但效果差。一是有效率低。有效6井次,有效率仅27.3%。二是增油量低。增油30吨，平均有效期397天，累增油30369吨。多以补孔合采为主，分层系看，单独补开Ⅰ油组16井次，Ⅱ油组7井次。Ⅱ油组效果相对较好，具有自然产能。而Ⅰ油组仅有2口含油性较好。整体效果差，分析原因有两个。一是物性差，无自然产能；二是合采情况下层间干扰导致新层无法动用[6]。

2.4水驱效果评价

断块共投转注水井10口，对应油井19口。注水井组10个，对应油井19口，见效14口，油井见效率73%。注水见效方向主要是顺断层方向（北东向），79%的井单向受效，多向受效井位于主块。Ⅱ油组相对见效程度高，达85%。低渗透油藏注水见效慢，见效周期普遍在两年以上。注水增油明显的有5口井，平均有效期955天，累增油1.2万吨。  

3存在问题及潜力分析

注采井网不完善，水驱效果差,油井普遍低产低效。安36断块构造破碎，水驱控制程度为33.7%，油井见效比例低，且均为单向见效。目前区块多数井低产关或间开。

油层动用程度高，接替资源力小。安36断块一类油层449.3m/99层，动用一类油层363.7m/82层，一类油层动用程度为81.0%，二类油层动用程度53.1%。有效厚度大于5m的层均分布在已废弃油井或断棱处单井控制油砂体，难以动用，而二类层尚有一定潜力。

安36断块是“双低”油藏，重新复算地质储量后剩余油普遍存在，纵向上主要分布在主力小层，安36断块Ⅰ油组的1、2小层的剩余储量占比49.1%。平面上，由于注采井网不完善，且注水效果较差，剩余油多为未水驱控制型[7]。

4方案部署

4.1调整治理思路

制定合理的开发技术政策，挖掘剩余油潜力，改善低效状况。针对油井优选动用程度低或未动用的油层补孔、压裂，提高单井产能，恢复长停井，提升整体效益；同时完善断块注采井网，提高水驱开发水平，提高采收率。

4.2开发技术政策

安36-34井区完善注采井网，开展换向水驱，挖潜Ⅰ油组1～3小层剩余油。转注完善注采井网，增加水驱控制储量，形成合理注采比的井网。断块计划安排工作量16井次，其中油井措施9井次，主要为长停井恢复，水井措施7井次，主要为转注，提高地层能量。

安36中部调整部署，在井网完善的基础上，优选动用程度低或未动用的油层补孔、压裂，提高单井产能。转注安36-2井，对应2口油井注水，压裂安36-9井物性差的二砂组，补孔转注安36井三砂组。补孔安36-17井投注，对应断块高部位2口油井注水。压裂安36-16井物性差的三砂组。

安36北部调整部署，利用老井井网，恢复长停井，提高水驱控制程度和动用程度。恢复水井安36-21井，并补孔恢复水井安36-3井，对应36-4井注水。

动态监测方面是以常规产吸剖面和压力监测为主，选井兼顾覆盖面和资料的连续性，共有四方面内容。一是了解纵向上各小层的产吸状况；二是了解平面上水流方向；三是注采矛盾突出井组注示踪剂；四是了解注水见效状况，共安排监测47井次。

方案实施后，断块水井由目前4口上升至7口，油井由15口变为13口，注采井数比由1∶3.8提升至1∶1.9，水驱控制程度由33.7%上升至57.1%。

4.3 HSE风险提示

本断块是低渗油藏，水井注水困难，易造成地层憋压严重，在油水井措施作业前对压力情况和地层连通情况要认真评估，对高压层风险准确提示，施工前提前泄压，保证井控安全，避免地层污染。井下作业应明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、压井液处理装置和灌注装置等配套标准，以满足井控技术的要求。

5结语

安36断块是河西务油田低效开发油藏，为提高断块采收率，解决低产低效生产开发现状，充分利用现有停产、低产井完善注采井网，立足于注水开发，提高水驱控制程度，恢复地层压力。利用老井复产、转注、转采、卡水等方式恢复油藏正常生产，同时结合测井复查和动态信息，开展层间挖潜，提高油层动用程度，改善老油田开发效果。

 

参考文献

[1]吴微.曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D].沈阳:东北石油大学,2020.

[2]李延达.特低渗透树322区块有效动用体系评价及综合调整措施研究[D].沈阳:东北石油大学,2021.

[3]张玲山.贾塬长4+5油藏综合治理对策研究[D].西安:西安石油大学,2020.

[4]薛兆杰.开放方式对断块油藏开发效果影响规律研究[J].断块油气田,2003(6):11-15.

[5]牛佳.X区块二三结合开发方案调整技术研究[D].沈阳:东北石油大学,2022.

[6]巢华庆.大庆油田提高采收率研究与实践[M].北京:石油工业出版社,2006.

[7]朱旭.特高含水油田层系调整开发影响因素及效果研究[D].北京:中国地质大学(北京).2021.

 

 

作者简介：李春莲（1975—），女，河北廊坊人，研究方向：复杂油气藏。

 

Research on Comprehensive Management of Low-Efficiency Oil Reservoir in An36 Block of Hexiwu Oilfield

LI Chunlian1,HUANG Lihong2,WANG Xinya1,LI Yabo1,BIAN Hang1,FU Guoyan1

(1.The Fourth Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, Langfang  Hebei  065600;

2.Langfang Natural Resources and Planning Bureau, Langfang  Hebei  065600)

Abstract:The Hexiwu Oilfield is distributed north-east and south-west, consisting of over ten fault blocks, which is a typical complex oil and gas reservoir with multiple fault blocks. The reservoir has the characteristics of deep burial, low porosity, low permeability, low reservoir richness, high formation pressure, and high oil-gas ratio, which is a typical high-pressure low-permeability reservoir. In order to solve the low-efficiency production situation of the oilfield's various fault blocks and improve the fault block development level, the scheme takes the complex small fault block in the middle of the oilfield as the starting point, improves the injection and production well network, restores the formation pressure, and improves the water drive control degree; re-recognizes the reservoir type and conducts development technology policy research; at the same time, combines the logging re-verification and dynamic information to carry out inter-layer exploitation, and improves the utilization degree of the oil layer.

Key words:complex oil and gas reservoirs;high pressure and low permeability;aterflooding control degree