大庆长垣油田特高含水后期水驱开发技术难题及其对策

张 赫 单高军 杜庆龙 王承祥

（1. 中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163002；2. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

0 引 言

大庆油田是世界上为数不多也是中国最大的大型陆相砂岩油田，经过60 多年的持续开发，为中国的能源安全和经济发展作出了巨大贡献［1-2］，长垣油田的水驱开发对于大庆油田的持续稳产一直发挥着压舱石的作用。在开发初期，通过开展十大现场试验，确立了油田早期注水开发保持地层压力的基本原则，并自主编制了大庆油田第一个开发方案；在快速上产阶段，通过开展小井距注水开发全过程及综合措施接替稳产开发试验，科学规划出分层开采的技术路线；在高产稳产阶段，针对含水率上升加快、层间矛盾加剧、稳产难度不断增大的问题，通过开展多轮次井网加密调整、稳油控水系统工程，有力支撑了大庆油田的年5 000×104t 稳产；进入特高含水期后，油田储采失衡矛盾日益突出，水驱含水率上升和自然递减率控制难度增大，水驱开发实施精细油藏描述、精细注采系统调整、精细注采结构调整和精细生产管理的挖潜思路，有力地支撑了油田的可持续发展。

“十三五”期间长垣水驱进入特高含水后期［3-6］，围绕控含水和控递减的目标，长垣水驱立足精准地质研究、精准方案设计、精准工艺措施和精准管理手段，攻关形成了开发区级建模数模、水驱层系井网优化调整、注采结构优化调整及套损预警调控技术，试验形成了控水提效模式及配套技术，控递减控含水取得显著效果。“十四五”期间长垣水驱即将进入双特高后期开发阶段（可采储量采出程度、综合含水率均超过95%），持续高效水驱开发将面临巨大挑战。国外罗马什金、萨莫特洛尔、东得克萨斯等老油田在高含水阶段通过二次开发、复杂结构井等方式进一步挖潜剩余油，但是这些老油田的井网密度及复杂程度较大庆长垣油田低，也没有进入特高含水后期开发阶段，因而，针对特高含水后期水驱开发的技术研究在世界范围内尚没有成熟经验可以借鉴［7-8］。

围绕大庆长垣油田水驱持续高效开发的战略规划目标，通过深入系统分析该阶段的开发矛盾，提出了解决矛盾的主要技术对策，明确了老油田特高含水后期控含水控递减关键技术发展方向，为大庆长垣水驱后期开发提供了技术指导和理论支撑。

1 区域概况

1.1 基本地质特征

大庆长垣是松辽盆地中央坳陷北部的一个大型二级背斜带，北部为黑鱼泡凹陷，东西为三肇凹陷和齐家−古龙凹陷（图1），轴向为北东15°左右，南北长145 km，东西宽10~30 km，闭合面积约2 800 km2，具有统一的水动力系统。东翼倾角2°~7°，西翼倾角3°~23°，自北向南发育喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔7个三级背斜构造。大庆长垣为大型陆相湖盆河流—三角洲沉积体系，主要发育萨尔图、葡萄花、高台子3 套含油层系，共划分9 个油层组、41 个砂岩组、100 多个小层，纵向油层多，平面相变快，层间、平面及层内三大矛盾非常突出［9-11］。

图1 大庆长垣构造位置示意Fig.1 Structural location of Daqing Placanticline

1.2 开发现状

大庆长垣油田水驱开发历经开发试验、行列注水、加密调整、稳油控水、精细挖潜及控水提效等阶段，截至2021 年底，综合含水率达到95.73%，处于全面特高含水后期开发阶段，剩余油分布高度零散、液油比急剧升高，操作成本持续攀升，水驱持续高效开发面临以下3 方面的问题：

（1）经过多轮次加密后，井网密度平均达到85 口/km2，局部高达280 口/km2，年建产能由“十二五”初期的100×104t 降低到目前的20×104t 左右，规模效益建产潜力有限；

（2）水井细分层程度高，单井平均4.7 段，进一步细分调整潜力变小，“十三五”期间年均细分井数较“十二五”期间减少近50%，措施效果变差，常规压裂单井年增油由“十二五”初期的400 t 下降到目前的300 t 左右，拓展调整潜力、改善措施效果难度增大；

（3）目前仍处于第3 次套损高峰期，年新增套损井1 300 口以上，修井治理费用超过10×108元，目前尚有5 个集中套损区未完全恢复，年影响产油量超过30×104t。

2 技术难题

经过60 多年的开发实践，大庆油田形成了一整套具有特色的陆相多层非均质砂岩油田注水开发的系列技术［12-13］，有效支撑了大庆油田不同阶段的高产稳产，但特高含水后期油藏动态非均质性加剧，平面、层间、层内三大矛盾更加突出，剩余油的精准表征及高效开发面临技术瓶颈。

2.1 特高含水后期高度零散剩余油的高精度表征

多层砂岩油田储层平面相变快、层内非均质性强。随着开发的深入，剩余油控制单元越来越小，剩余油高度零散［14-15］，主要分布在层内，受以下两方面的因素控制，目前尚难以实现剩余油的精准表征：一是小尺度地质体描述精度不够，导致地质模型不可靠，如小断层、井间薄层砂体识别精度低，层内低级序控油界面不能精准刻画等；二是数值模拟技术无法满足超大规模亿级节点以上油藏表征需求［16］，大庆油田在“十三五”期间形成了千万节点整体建模数模技术，实现了开发区级以沉积单元为对象的剩余油量化表征，但还未实现大规模层内不粗化模拟运算，多层非均质砂岩油藏大规模高精度层内剩余油表征是精准开发亟待解决的技术难题。

2.2 两驱井网交织条件下的层系井网优化

水驱层系井网调整可以拓展产能空间［17］，但目前由于水驱、化学驱并存，开采对象平面纵向相互交错，部分区块三类油层的地下井距偏大［18］，无法得到有效动用，单独水驱层系井网优化调整达不到经济开采界限，两驱结合合理开发方式尚不明确，效益建产方式亟待拓展。在两驱井网交织条件下，如何通过层系井网优化提高油藏的动用程度是特高含水后期井网调整技术面临的巨大难题。

2.3 高度零散剩余油的精准高效挖潜

特高含水后期所有井均高含水，但是存在以下3 个问题：一是平面不同注采方向及纵向不同层位调整需求差异大［19-21］，油水井如何实施提控优化亟待解决；二是井多层多，注采关系复杂，措施调整工作量逐年攀升，措施选井选层仍然以人工依靠经验选井为主，调整精度及效率均难以满足精准挖潜的需要；三是动态非均质性增强导致无效循环不断加剧，目前无效循环井间深部治理仍然缺乏有效手段。因此在无效循环加剧的条件下，如何通过精准注采结构调整实现高度零散剩余油的高效挖潜，是特高含水后期至关重要的难题。

2.4 特高含水老油田套损精准防治及调控

油田进入开发后期，油水井服役时间长、开发调整频次高，套损率居高不下［22-24］，大庆油田在“十三五”通过技术创新实现了区块和单井的套损预警调控，但近年油层顶部套损比例明显增加，受监测手段的影响，套损层位的精准预警问题仍未解决；对集中套损区复产未形成明确的调控政策界限；套损井的打通道治理技术对螺旋弯曲、大位移错断等疑难套损井适用性差、修复率低、周期长。

3 主要对策及关键技术

进入特高含水后期，长垣水驱要立足“四个精准”，秉承“控水与挖潜并举、调整与治理并重”的开发理念，深挖纯油区、拓展“上下左右”，以二、三类油层为主要对象，完善推广注水优化调整及水驱层系井网优化调整等成熟技术，大力攻关水驱精准开发新技术，靠实常规技术，拓展成熟技术，加快形成关键攻关技术（图2）。

图2 特高含水后期水驱开发关键技术框架Fig.2 Key Technologies of water flooding development in late stage of ultra-high water cut

3.1 以小尺度高精度智能表征为核心的精准油藏描述技术

针对特高含水后期强非均质性储层剩余油高度零散的特点，需要进一步强化单砂体精细刻画及剩余油高精度表征，形成新一代油藏描述技术，实现大规模高精度油藏表征。

3.1.1 小断层刻画及微幅度构造精准表征技术

“十三五”期间，井震结合沉积单元级构造表征技术在长垣油田全覆盖，试验区断距大于等于3 m 的断点组合率在90%以上，但是断距小于3 m小断层的断点组合率还不到80%。小断层对注采连通关系具有显著影响，是控制剩余油的重要因素。“十四五”期间通过系统开展断点类型识别，探索断点组合新模式，精细刻画小断层空间展布及微幅构造，完成区块整体构造再认识，进一步释放断层区挖潜潜力。

3.1.2 定量化智能化井间储层描述技术

开展厚油层复杂河道单砂体组合模式、细化划分能量单元（反映沉积水动力强弱及搬运方式的岩石或岩石组合，为沉积相的组成部分）和高精度夹层精细表征方法研究，实现单砂体刻画从点坝边界识别到点坝内部差异刻画发展，夹层描述从常规测井解释夹层（厚度20 cm）向微小地质界面（厚度10 cm 左右）空间表征发展，深化平面和层内非均质特征认识，指导特高含水后期厚油层层内调整挖潜。“十三五”期间对河间薄差油层进行岩石物理相精细划分，由原来的5 种岩相扩展到7 种，“十四五”期间，薄差油层成为水驱主要开发对象，储层刻画由岩石相向成因相发展，并开展单一沉积期次砂体识别，深化井间连通质量认识，满足水驱精准挖潜开发需求。

在常规手段做精做细基础上，融合人工智能手段，通过深度学习、随机森林等智能算法开展智能储层反演预测模型构建方法探索，攻关“大数据、知识图谱、智能化”的测井厚度划分与参数解释等技术，推进储层描述技术升级换代，不断提升预测效率及精度。

3.1.3 大规模高精度剩余油精准表征技术

推广完善开发区级千万节点整体建模数模一体化技术，“十四五”实现长垣油田全覆盖，为各开发区模型化、标准化油藏管理提供基础；以层内低级序控油界面精准刻画为基础，进一步攻关仿真建模及亿级节点数值模拟技术，同步提升油藏地质模型精度与数值模拟运算处理能力，推进剩余油表征实现由重点层位层内弱粗化向大规模层内不粗化发展；同时结合微观储层物性及渗流特征变化，探索时变数值模拟手段，辅助配套大规模数值模拟前后处理、自动历史拟合、剩余油个性化分析软件，不断提升剩余油描述精度及效率。

3.2 以“水驱层系井网调整+二三结合”为核心的层系井网优化技术

针对两驱井网交织，产能潜力空间变小，需要继续优化水驱层系井网，攻关“二三结合”协同优化方法，形成新一代层系井网优化技术，实现由水驱直井均匀规模布井向两驱多井网多井型协同立体挖潜转变。

3.2.1 水驱层系井网优化调整技术

“十三五”期间，水驱层系井网优化调整技术共拓展新井潜力4 000 口以上，目前剩余潜力区主要集中在杏北开发区，“十四五”针对区块具体特点，深入研究技术界限、个性化确定调整模式及配套调整方式，全力提高新井产量，优化封堵、补孔工作量，缩短实施周期，确保推广区块的调整效果及效益。

3.2.2 “二三结合”两驱井网协同优化调整技术

三类油层已经成为水驱开发主要对象，针对水驱层系井网调整无法满足技术经济界限的区块，制定出三类油层二次采油和三次采油相结合的“二三结合”调整思路，研究“二三结合”技术经济界限、不同区块的井网方式、合理井距及水驱转化学驱的最佳时机，通过提前钻建三次采油井，先开采差油层，进行水驱深度挖潜，后期补开好油层转为三次采油，并逐段上返开发，实现一套井网多次利用、两种驱替方式分阶段开发，大幅拓展三类油层效益建产空间。

3.2.3 以剩余油定井型的复杂结构井灵活布井技术

水驱开发规模布井的潜力越来越小，需要进一步转变传统布井思路，攻关特高含水后期以“剩余油特征定井型”的复杂结构井立体挖潜技术，以剩余油富集程度表征为基础，研究不同井型挖潜的技术经济界限，明确选井选层标准，建立潜力评价方法，优化设计复杂结构井轨迹，规模布井与灵活布井相结合，进一步提高产能。

以复杂结构井布井手段积极拓展“上下左右”接替资源。针对长垣油田“上下左右”储层类型差异大、砂体规模变化大、储层物性差、储量丰度低、油水分布复杂的特点，结合各区域油层的具体特点，进行多井型个性化设计，大平台集约化灵活布井，适度规模措施完井，形成各类低品质储层的效益建产模式。

3.3 以动态非均质调控+单砂体措施优化挖潜为核心的综合调整技术

针对无效循环严重、注采结构调整难度增大的难题，需要深化动态非均质认识，发展注采协同优化及措施智能优化方法，形成新一代综合调整技术，实现由单井单措施调整向区块智能系统优化调整的转变。

3.3.1 注水产液协同优化调整技术

“十三五”期间，基于动态非均质认识，攻关形成了以无效循环识别、层段“近阻组合”及“四参数”水量优化为主的注水优化调整技术，“十四五”按照井网产液结构比例与储量比例相匹配的原则，优化各套井网注水、产液量，以井网宏观注水产液政策为指导，发展形成“区块−井网−单井−层段”一体化注水优化调整技术。同时进一步考虑油井端控制，融合人工智能算法，攻关注采参数协同优化调整技术，结合智能分注分采工艺，实现不同优化控制目标（增油最佳、效益最佳）下的油水井动态参数实时优化调整。

3.3.2 以大数据措施优化为主的单砂体挖潜技术

基于油藏工程分析，系统梳理影响措施效果的地质、开发及工艺因素，利用大数据相关性算法明确特高含水后期各类措施效果的主控因素，搭建措施效果及影响因素样本数据库，利用深度学习及优化算法建立措施效果预测及选井选层优化模型，进一步探索多措施组合挖潜方法，实现从单井单措施到区块整体多措施组合优化转变，大幅提升方案设计智能化水平。

在措施工艺上，完善精控压裂、压驱等新工艺技术，攻关试验层内定位、平面专项压裂等新工艺，做到措施工艺与剩余油类型相匹配，措施参数与剩余油规模相匹配，大幅提升措施挖潜的效果及效益。

3.3.3 无效循环立体调整技术

以厚油层层内精细解剖为基础，刻画无效循环三维空间分布。针对层内稳定夹层分布的无效循环，持续开展层内细分注水调整，优化长胶筒堵水工艺；针对层内无夹层或夹层分布不稳定的无效循环以及窄薄砂体平面的无效循环，加快研发低成本、长效调堵剂体系，研究试验油水井对应的深部调堵、深部调堵与压裂、水力喷孔等相结合的深部立体治理技术，深化多措施组合调整机理认识，优化设计调堵剂用量、压裂规模及时机，疏堵结合的立体调整，在控制无效循环的同时，实现非优势渗流部位剩余油的有效挖潜。

3.4 以大数据及地应力分析为核心的套损防控技术

针对套损形势严峻、防控治理难度大，需要借助大数据分析手段发展层位精准预警及套损区挖潜方法，形成新一代套损防控技术，实现由专家经验定性分析向大数据与地应力分析相结合的科学、系统套损防控技术转变。

3.4.1 大数据及地应力分析相结合的套损预警调控技术

“十三五”期间，大庆油田已形成区块、单井两级套损预警技术，但层位套损预警技术及套损机理定量评价还有待攻关，需要结合地质力学分析、多元应力监测技术，研究套损前后应力的变化特征，攻关流固耦合地应力模拟方法，定量计算出地下应力场变化，结合地质、开发、工程和应力指标，分析层位套损风险，套损预警调控实现从区块、单井到层位发展，最终形成基于套损机理定量认识的大数据区块−单井−层位一体化套损预警调控技术。

3.4.2 集中套损区平稳恢复及防治技术

建立集中套损区稳定性评价方法，确定平稳复产时机。研究套损区恢复前稳定性调控、恢复过程预防再次套损对策、恢复后注采参数控制界限及挖潜对策，形成套损区全生命周期防控治理技术，推进套损区的治理恢复；针对套损区疑难套损井修井难度大、报废不彻底井遗留隐患大的问题，持续攻关套损精准检测、疑难井打通道、深取提速提效、吐砂吐岩井治理等疑难井治理技术，提高修复率。

4 结 论

（1）长垣油田特高含水后期水驱开发主要存在4 方面的技术难题：一是剩余油控制单元越来越小、更加零散，储层精细刻画及剩余油高精度表征难度大；二是水驱、化学驱井网并存，开采对象平面纵向相互交错，两驱井网协同优化方式不明确，新建产能潜力变小；三是油藏动态非均质性加剧导致三大矛盾更加突出、无效循环严重，以经验分析为主的注采结构调整难以满足精准挖潜的需要；四是油田套损率居高不下，套损的精准预警及调控治理面临着巨大挑战。

（2）针对存在的技术难题，提出了4 项解决对策：一是发展以小尺度高精度智能表征为核心的新一代油藏描述技术；二是发展以“水驱层系井网调整+二三结合”为核心的新一代层系井网优化技术；三是发展以动态非均质调控+单砂体措施优化挖潜为核心的新一代综合调整技术；四是发展以大数据及地应力分析为核心的新一代套损防控技术。