张国忠

（中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆163001）

北一区断东萨葡油层位于萨中开发区北部，北起北一区三排，南至中三排，西至98＃断层，东至东部过渡带，为河流－三角洲砂泥岩互层沉积，油层非均质性比较严重，含油面积25.79k m2。该区块萨葡油层从20世纪60年代投入开发以来，历经井网一次加密、二次加密、配合PⅠ组注聚封堵、综合治理及控水挖潜试验等重大开发调整，2006～2008年又实施配合二类油层注聚及三元试验、二三结合试验封堵开采调整。2009年在该区域进行开发地震，精细勘探寻找剩余油，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，日产油1993t，综合含水91.55%，注采井数比1∶1.98。目前地层压力8.96 MPa，采出程度47.32%，累积注采比1.08。

依据原钻遇油层地质静态资料，北一区断东开发区块解释出断层14条，而应用三维精细开发地震解释成果后，北一区断东新发现认识断层20条。除此之外，对北一区断东区域内微幅度构造呈现出由西向东地层界面逐步加深、厚度逐渐剪薄阶地构造变化趋势，但其内部发育正向微构造12个，负向微构造10个。同时三维地震构造解释成果表明，依据周边水聚二驱井注采相关性研究分析为主导技术手段并结合部分井区脉冲试井等其他方法综合验证，以研究相对完善SⅡ油组顶面构造为例，确认6条（SⅡ15、SⅡ19、SⅡ21、SⅡ8、SⅡ18、SⅡ17）发育规模相对较大新增断层存在，同时对3条原测井解释断层（1003、1004、1124）横向延伸长度大幅加长也得到进一步证明。通过井震联合解释验证，为今后开发井网布署及油水井综合调整挖潜方案设计提供可靠依据。

1 断层遮挡剩余油挖潜技术

1.1 新发现断层附近剩余油挖潜技术

对于受断层遮挡而无法正常注水受效采油井，停止异侧无效调整，加强同侧注水井调整，特别是沿断层走向，分列采油井两侧注水井调整，以此挖潜由注采不完善造成滞留剩余油。而对于新认识断层附近由于油层物性差，渗流能力差，对油井采取有针对性压裂改造油层措施挖潜提高产能。如B1－60－540油井位于地震解释新认识断层SⅡ19（纵向断穿范围为N2－GIA）与SⅡ17（纵向断穿范围为S0－SⅡ）夹角附近（见图1），受断层影响与周围水井连通状况差，可能存在滞留剩余油。

从SⅠ3a单元沉积微相图上可知（见图2），由中心注入井B1－61－541向采出井B1－60－540过渡方向也体现出靠近断层油层物性逐渐变差特点，进一步说明油井B1－60－540附近可能存在由于断层遮挡注采效果不好滞留剩余油，作为下步挖潜方向。

图1 B1－61－541井区构造井位

图2 SⅠ3a单元沉积微相图

对于水井受断层部分遮挡需重新细分注水层段，确保注水有效性，2014年针对新认识断层实施注水井细分调整8口，有6口井见到明显效果。如注水井B1－42－542原 认 识 与 B1－42－541、B1－41－542、B1－50－542 三 口 二 次加密采油井连通（见图3），新认识受断层SⅡ8与1003断层遮挡SⅢ油层组以上仅与 B1－50－542、B1－50－S543两 口 油 井 连 通， 而SⅢ油层组以下与4口油井均连通。B1－42－542井于2010年9月细分调整，打开SⅡ14～SⅢ10层段，分SⅡ14～Ⅱ15＋16与SⅢ2～Ⅲ10二段注水，前者控制，后者加强注入，全井由三级四段转为四级五段注水，日配注由160 m3上调至190 m3，日配注上升30 m3，日实注增加29 m3。调整后B1－50－542、B1－50－S543两口连通油井受效，合计日增油0.8t，含水下降0.89%，而另外2口井B1－42－541、B1－41－542 SⅢ油层组以上因受断层遮挡无法受效，只能分别调整断层同侧水井B1－50－541、B1－D5－W34才能正常受效。

图3 B1－42－542井区SⅡ油组顶部井震叠合构造图

1.2 新老认识断层位移区剩余油挖潜技术

对于处在新老认识断层位移区内采油井，重新认识注采关系后，若与周边邻近注水井不受断层遮挡，注采连通，可考虑压裂油井提高单井产能，若与周边邻近注水井受断层遮挡，注采不连通，则相应停止注水井无效调整。同样注水井也是根据断层位移实际情况，结合井区生产情况，采取有针对性加强或控制注水措施，指导剩余油挖潜。

如采油井B1－D4－35依据原测井资料认识受断层100N与1001遮挡与周围水井不连通（见图4（a）），而利用地震解释成果，重新再认识井资料解释老断层，经空间归一组合，进行合并或注销后，1001断层发生位移合并，B1－D4－35井与B1－3－D40、B1－3－F41、B1－3－D41三口水井连通（见图4（b）），注采较完善，结合该井产能偏低及靠近断层油层渗流能力较差情况，于2010年7月实施压裂，取得日增油5.3t的理想效果。

图4 B1－D4－35井区SⅡ油组顶面地震解释前后断层分布对比图

图5 B1－5－W031井区SⅡ油组顶面井震叠合构造图

再如按原测井解释老断层100N认识，采油井 B1－D6－31井受断层遮挡，不与注水井 B1－5－W031连通，而结合地震解释成果，井震联合反演新认识后，100N断层在平面上延伸有一定程度偏移，造成B1－D6－31井与断层相对位置有所改变，与水井B1－5－W031井存在注采连通关系，B1－D6－31井为低液面低效生产井，为改善其生产状况，尝试对其连通注水井进行措施调整（见图5）。在其连通3口注水井中，B1－D7－W32井为二线注水受效井，B1－D6－W32井距较远，并且注采对应关系较差，因此优选调整B1－5－W031井提高井区供液能力，2010年12月实施酸化，配注220 m3，实注由163 m3上升至235 m3，日增注72 m3，连通油井累计增油63t。

2 正向微构造区剩余油挖潜技术

对于正向微构造发育区，并且顶部水井注水强度一直偏低，底部存在较多剩余油可能性比较大，遵循概率统计原则，可以采取顶注底挖措施优化水井调整方向挖潜剩余油。

但是随开发时间延长，如果顶部注水强度长期比较大，那么底部采油井存在剩余油相对较少，此时应该考虑挖潜相对注水井位置较高采油井存在剩余油。

如从SⅡ油层组顶面井震叠合构造图（见图6）分析，地震解释新增的SⅡ－10、SⅡ－11、SⅡ－13断层与1003断层组成一个相对封闭的遮挡区，其间形成一个正向构造。并且在此区域内采油井受断层影响，来水方向少，典型 “注少采多”，单井生产能力偏低。同时研究发现井区注水井主要分布在正向构造顶部，采油井多数处于位置相对较低正向构造边缘区，因此上调该区域顶部B1－52－544、B1－61－543、B1－7－W035三口注水井SⅠ、SⅡ、SⅢ油组的注水量，合计日配注上调110 m3，以提高采油井的生产能力，充分挖掘断层区剩余油。对比注采连通收效的8口采油井，合计日增油3t，含水基本稳定，达到预期效果。

图6 52－544、61－543、7－W035井区SⅡ油组顶井震叠合构造图

3 负向微构造区剩余油挖潜技术

对于负向微构造发育区，并且边部水井注水强度一直偏低，底部存在剩余油较多可能性比较大，可以采取边注底挖措施优化水井调整方向挖潜剩余油。

图7 SⅡ油组顶部局部负向微构造区井震叠合构造图

同样随开发时间延长，也必须辩证看待这一观点，如果边部注水强度长期比较大，那么底部采油井存在剩余油相对较少，此时也应该考虑挖潜相对注水井位置较高采油井存在剩余油。

如从SⅡ油组顶面井震叠合构造图（见图7）分析，井震结合验证断层98＃与100N断层所夹区域形成一个负向构造，由EN→WS海拔逐渐加深单斜向斜。并且通过在此区域内二类油层注聚井注采调整研究发现，调整井区海拔位置较高的边部注入井，处于海拔位置相对较低采出井见效快，该方向为有利注入调整方向，而反向调整则见效缓慢，如注聚井B1－44－P241调整，连通油井开采层位海拔较低B1－43－P243井首先见效，而海拔较高的B1－43－P244井见效慢，前者无论从见效时间、含水下降幅度、最大增油幅度、累积增油量都要明显好于后者，同样B1－42－P243注聚井调整，连通油井开采层位海拔较低B1－43－P242井首先见效，而海拔较高的B1－43－P243井见效缓慢，由此分析，在B1－42－P243井→B1－43－P243井注采连线方向及B1－44－P241井→B1－43－P244井注采连线方向存在着方向性注采不均衡，随开采时间延长，可能成为剩余油滞留主要分布区域，即挖潜主要方向，因此采取2007年12月先压裂采出井B1－43－P243，2008年4月再后压裂B1－43－P242井方式，2口井措施后分别日增油22t、5t，以此平衡井区方向性注采强度，充分挖掘井区剩余油，取得非常好开采效果。

4 结论与认识

1）应用井震联合构造解释成果结合精细地质细分沉积微相研究成果，能够更加准确描述储层，定位剩余油富集区，采取有针对性综合调整措施，有效挖潜剩余油。

2）随开采时间延长，不同开发阶段决定剩余油分布特征不同，并且决定了动态挖潜方法改变，只有打破传统思维方式，才能找到有效的水井调整方向和高效油井挖潜方向。

3）应用三维精细地震成果，静态开发井网部署与动态综合调整挖潜相结合，是进一步挖潜老区剩余油、提高采收率的有效途径。

［1］李巧云，张吉群，邓宝荣，等 .油高含水油田层系重组方案的灰色决策优选法 ［J］.石油勘探与开发，2011，38（4）：463－468.

［2］常兆光，王清河 .随机数据处理方法 ［M］.东营：石油大学出版社，2003.