水下分流河道單砂體剩余油分布規(guī)律與挖潛對(duì)策

徐 慧,林承焰,雷光倫,宮 保,范彩匣

(1中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580；2.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580； 3.中國(guó)石油大慶油田采油八廠,黑龍江大慶 163514)

水下分流河道單砂體剩余油分布規(guī)律與挖潛對(duì)策

徐 慧1,林承焰1,雷光倫2,宮 保3,范彩匣3

(1中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580；2.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580； 3.中國(guó)石油大慶油田采油八廠,黑龍江大慶 163514)

依據(jù)層次分析法,對(duì)升平油田葡萄花油層葡Ⅰ油組水下分流河道單砂體的層次及平面展布形態(tài)進(jìn)行研究,并通過油藏工程分析及數(shù)值模擬,研究各類單砂體的剩余油分布規(guī)律、影響因素及相應(yīng)的挖潛對(duì)策。結(jié)果表明:研究區(qū)單砂體相當(dāng)于復(fù)合河道砂體層次,可分為連片式、交切條帶式、孤立條帶式3種展布樣式,單砂體寬度和厚度逐次降低；砂體越連片,厚度越大,受平面非均質(zhì)性和沉積韻律影響越嚴(yán)重；砂體越分散,厚度越小,受注采不完善影響越嚴(yán)重；高含水期的剩余油挖潛對(duì)策為連片式砂體調(diào)整為五點(diǎn)法注采井網(wǎng),交切條帶式調(diào)整為枝狀分散河道注水、交切區(qū)采油的注采井網(wǎng),孤立條帶式調(diào)整為點(diǎn)狀交錯(cuò)注采井網(wǎng),同時(shí)注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生產(chǎn)壓差提液,對(duì)薄差砂體部位的水井實(shí)施酸化改造,油井實(shí)施壓裂改造。

水下分流河道；單砂體；水驅(qū)控制程度；注采完善程度；剩余油；挖潛

伴隨中國(guó)大部分油田進(jìn)入高含水期,以往小層級(jí)別的剩余油研究已經(jīng)不能滿足生產(chǎn)需要。精細(xì)刻劃油藏基本單元——單砂體特別是主力砂體,重新組合井網(wǎng)系統(tǒng),進(jìn)一步完善注采系統(tǒng),提高波及系數(shù)是提高采收率的重要途徑[1-3]。水下分流河道砂體作為淺水三角洲沉積體系中的主力油層[4],在平面上分布形態(tài)較為復(fù)雜,對(duì)井網(wǎng)及注采系統(tǒng)的優(yōu)化程度要求較高,且平面挖潛的難度較大[5]。筆者以Maill[6-7]的層次劃分思想為指導(dǎo),識(shí)別升平油田葡萄花油層葡一油組水下分流河道單砂體,研究其展布特征,分析剩余油影響因素及分布規(guī)律,并提出相應(yīng)的挖潛對(duì)策。

1 研究區(qū)概況

升平油田位于松遼盆地中央坳陷區(qū)三肇凹陷東北部的升平鼻狀構(gòu)造,目的層下白堊統(tǒng)中的姚一段葡萄花油層葡Ⅰ油組屬于淺水三角洲前緣沉積,主要發(fā)育水下河道、水下分流河道間、前緣席狀砂三種沉積微相,其中水下分流河道砂體是其主要的儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性主要為棕色含油粉細(xì)砂巖、粉砂巖和淺棕色泥質(zhì)粉砂巖。平均孔隙度為22.9%,平均滲透率為213×10-3μm2,具備中孔中滲特征。該油藏1987年10月依靠天然能量開發(fā),1989年9月采用350 m ×350 m反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā),經(jīng)過三批加密,截至2010年12月,綜合含水率已達(dá)73.8%,步入高含水中期,采出程度僅為17.5%,單井日產(chǎn)油1.0 t。產(chǎn)油量和采出程度低,對(duì)剩余油認(rèn)識(shí)不清,挖潛難度大是目前的突出問題。

2 單砂體劃分及展布特征

2.1 單砂體劃分

單砂體是指自身垂向上和平面上都連續(xù),但與上下砂體間有泥巖或不滲透夾層分隔的砂體[8]。盡管也有一些單砂體中的一部分因無隔層而與鄰層相連接,但其內(nèi)部流體仍大體自成系統(tǒng),構(gòu)成獨(dú)立油藏[9]。研究區(qū)復(fù)合河道砂體內(nèi)部夾層僅在1～2井距范圍內(nèi),如圖1中3單砂體,夾層僅在S28-16井與S29-J17井發(fā)育,兩側(cè)S27-15井與S28-18井均不發(fā)育,內(nèi)部無法劃分更細(xì)的單砂體。因此,對(duì)研究區(qū)來講,單砂體應(yīng)相當(dāng)于復(fù)合河道砂體層次,單砂體界面為復(fù)合河道砂體界面,相當(dāng)于Maill[6-7]的Ⅴ級(jí)界面。

圖1 S27-15井—S28-18井3單砂體連井剖面Fig.1 Well S27-15—well S28-18 profile of single sandbody 3

2.2 單砂體展布形態(tài)

水下分流河道單砂體平面展布樣式可分為連片式和條帶式,其中條帶式又可細(xì)分為孤立條帶式和交切條帶式[10](圖2)。

(1)連片式。此類單砂體的寬度一般為800～1300 m,平均砂體厚度為4.1 m,平均有效厚度為3.6 m,地質(zhì)儲(chǔ)量占26.9%。

(2)交切條帶式。兩端2～3條河道呈分支狀散開,中間形成較為連片的交切區(qū)。此類單砂體的寬度一般為400～600 m,平均砂體厚度為2.2 m,平均有效厚度為1.6 m,地質(zhì)儲(chǔ)量占57.7%。

(3)孤立條帶式。此類單砂體的寬度一般小于300 m,平均砂體厚度為1.7 m,平均有效厚度為1.0 m,地質(zhì)儲(chǔ)量占15.4%。

3 高含水期剩余油影響因素及分布

3.1 影響因素

3.1.1 注采不完善

由于砂體展布形態(tài)復(fù)雜,對(duì)井網(wǎng)配置的要求高,規(guī)則的面積注水井網(wǎng)往往不能適應(yīng)所有類型的砂體。梁文富等[11]總結(jié)了注水井尖滅型、注水井發(fā)育差型、采油井尖滅型、采油井發(fā)育差型、斷層和尖滅區(qū)遮擋型、二線受效型、原井網(wǎng)無井控制型等7種砂體注采不完善類型。筆者認(rèn)為還應(yīng)該包括一種采油井單向受效型。以反九點(diǎn)注采井網(wǎng)為例,對(duì)于連片式的單砂體,鉆遇率高,能夠形成規(guī)則井網(wǎng),每口采油井至少有兩口以上的水井對(duì)應(yīng),采油井兩側(cè)均能被水波及。對(duì)于交切條帶式及孤立條帶式單砂體,由于砂體分布零散,鉆遇率低,導(dǎo)致井網(wǎng)被切割。不少采油井僅僅與一口注水井連通,甚至不連通,另一側(cè)波及較弱或未被波及,采出狀況差。圖3中S45-15井與S46-16井同時(shí)單采22單砂體,截至2011年10月,S46-16井受S46-18井注入水推進(jìn)的影響,含水率達(dá)72.5%,而S45-15井周圍無水井連通,且S46-18井的注入水主要受S46-16井分流,導(dǎo)致S45-15井受效弱,含水率僅為11%,累積產(chǎn)油量?jī)H為0.16×104t,仍然有大量剩余油富集。

圖2 水下分流河道單砂體展布形態(tài)Fig.2 Distribution forms of subaqueous distributary channel single sandbody

圖3 S45-15井—S46-18井22單砂體連井剖面Fig.3 Well S45-15—well S46-18 profile of single sandbody 22

3.1.2 平面非均質(zhì)性

對(duì)于連片型單砂體及交切條帶式單砂體相對(duì)連片的交切區(qū)來講,受河道遷移交切的影響,平面非均質(zhì)性嚴(yán)重。注水開發(fā)過程中,注入水易沿主流線推進(jìn),分流線附近波及較弱,驅(qū)油效率低,剩余油富集。如圖4中22單砂體連片式砂體部位油井S29-15井與圖5中3單砂體交切條帶式砂體部位油井S43-27井均受砂體厚度大、滲透率高的影響,水井的注入水優(yōu)先波及,而與之相對(duì)的S29-J17井和S43-29井則由于砂體厚度較小,滲透率較低,注入水波及較弱,剩余油富集(圖6)。

3.1.3 沉積韻律

水下分流河道砂體整體上表現(xiàn)出正韻律特征[12],受沉積正韻律及注入水的重力作用影響,厚油層上部注入水波及弱,剩余油相對(duì)富集。如表1中3單砂體S29-J17井,密閉取芯分析化驗(yàn)資料表明該部位砂體呈正韻律特征,上部未水洗,向下水洗嚴(yán)重。

圖4 S29-15井—S30-18井22單砂體連井剖面Fig.4 Well S29-15—well S30-18 profile of single sandbody 22

圖5 S42-26井—S43-29井3單砂體連井剖面Fig.5 Well S42-26—well S43-29 profile of single sandbody 3

圖6 剩余油飽和度平面分布Fig.6 Residual oil saturation plane distribution

3.1.4 夾 層

研究區(qū)的個(gè)別井區(qū)發(fā)育小范圍的夾層,夾層上部注入水波及較弱,剩余油相對(duì)富集。如表1中6單砂體S41-27井,密閉取芯分析化驗(yàn)資料表明夾層下部中水洗,上部未水洗。

3.2 剩余油分布規(guī)律

根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果來看,3類單砂體的開發(fā)效果差別較大。連片式單砂體的采出程度高,綜合含水率高,含水上升率低,開發(fā)效果好；其次是交切條帶式單砂體,孤立條帶式單砂體開發(fā)效果最差(表2、3、4)。

(1)連片式單砂體的剩余油主要分布于分流線井區(qū),其次是厚油層上部,注采不完善井區(qū)及夾層上部零散分布剩余油。(2)交切條帶單式砂體的剩余油主要分布于兩端注采不完善的分支河道,其次是交切區(qū)的分流線井區(qū),交切區(qū)厚油層上部及夾層上部零散分布剩余油。

(3)孤立式單砂體的剩余油主要分布于注采不完善的河道,其次是注采完善的河道邊部,夾層上部零散分布剩余油。

總的來看,砂體越連片,厚度越大,剩余油分布受平面非均質(zhì)性和沉積韻律影響越嚴(yán)重。砂體越分散,厚度越小,剩余油分布受注采不完善影響越嚴(yán)重。

表1 典型井分析化驗(yàn)資料Table 1 Analysis data of typical wells

表2 三種樣式單砂體開發(fā)效果Table 2 Development effectiveness of three distribution forms of single sandbody

表3 剩余可采儲(chǔ)量分布Table 3 Distribution of remaining recoverable reserves

表4 注采不完善類型剩余可采儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)Table 4 Distribution of remaining recoverable reserves of not completed well pattern

4 挖潛對(duì)策

針對(duì)以上影響水下分流河道單砂體剩余油分布的影響因素,有效的挖潛途徑應(yīng)該從完善注采關(guān)系、削弱非均質(zhì)性影響、提高平面及層內(nèi)波及程度出發(fā),進(jìn)而提高采收率。

4.1 注采結(jié)構(gòu)調(diào)整

4.1.1 連片式砂體調(diào)整

連片式單砂體的面積較大,井網(wǎng)相對(duì)完善。通過角井轉(zhuǎn)注,將原反九點(diǎn)注采井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)法注采井網(wǎng),改變液流方向,擴(kuò)大注水波及范圍,有效動(dòng)用分流線井區(qū)的剩余油。調(diào)整后水驅(qū)控制程度增加4.4%,注采完善程度增加20.9%。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明,調(diào)整初期含水率降低5.3%,最終采收率可提高3.1%。

4.1.2 交切條帶式砂體調(diào)整

交切條帶式砂體的面積較小,且兩端又有2～3條河道呈枝狀分散,難以形成規(guī)則注采井網(wǎng)。對(duì)于這種類型砂體,一般將兩端枝狀散開的河道部位的油井轉(zhuǎn)注,形成兩端分散河道注水,中間相對(duì)連片交切區(qū)采油的井網(wǎng)形式。既削弱不同分支河道的平面非均質(zhì)性影響,同時(shí)增強(qiáng)注采對(duì)應(yīng)性,提高注采完善程度。調(diào)整后水驅(qū)控制程度增加14.3%,注采完善程度增加33.4%。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明,調(diào)整初期含水率降低16.2%,最終采收率可提高5.7%。

4.1.3 孤立條帶式砂體調(diào)整

孤立條帶式砂體的水驅(qū)控制程度和注采完善程度最低。將原井網(wǎng)調(diào)整為點(diǎn)狀交錯(cuò)注采井網(wǎng),每口油井均有兩口水井對(duì)應(yīng),兩側(cè)均能得到注入水有效波及。調(diào)整后水驅(qū)控制程度增加16.4%,注采完善程度增加43.5%。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明,調(diào)整初期含水率降低20.3%,最終采收率可提高7.4%。

圖7 水下分流河道單砂體井網(wǎng)調(diào)整部署圖Fig.7 Well pattern arrangement of subaqueous distributary channel single sandbody

4.2 提 液

放大生產(chǎn)壓差提液,不僅提高了地下液流的流速,而且促使一些位于低滲透層(或區(qū)段)的原油克服啟動(dòng)壓力開始流動(dòng),同時(shí)可以削弱重力的不利影響,從而改善開發(fā)效果,提高油藏采收率[13]。一方面,升平油田葡Ⅰ油組地飽壓差較大,為8.6 MPa,生產(chǎn)井底可以適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差。另一方面,在含水率80%以后,無因次采液指數(shù)上升且含水上升率降低。因此,可以通過放大生產(chǎn)壓差提液有效動(dòng)用厚油層上部及夾層上部剩余油。對(duì)厚油層部位的4口油井實(shí)施提液措施,平均單井日增液4.4 t,日增油1.4 t,含水率降低4.1%。

4.3 注水方式調(diào)整

室內(nèi)試驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)均表明,不穩(wěn)定注水方式,不僅可以擴(kuò)大水驅(qū)波及體積,還可有效地控制含水上升速度,解決平面和層間矛盾,提高注水效果[14-16]。選取連片式砂體部位的1個(gè)井區(qū)實(shí)施周期為6個(gè)月的不穩(wěn)定注水方式,平均單井日增油0.8 t,含水率降低6.1%。

4.4 油層改造

考慮到油水井發(fā)育差原因形成的剩余可采儲(chǔ)量所占比例達(dá)18.5%(表4),有必要對(duì)水井實(shí)施酸化改造,提高吸水能力,對(duì)油井實(shí)施壓裂改造,提高產(chǎn)液能力,進(jìn)而有效動(dòng)用薄差砂體部位的剩余油。對(duì)條帶式砂體中薄差砂體部位的3口油井實(shí)施壓裂改造,2口水井實(shí)施酸化改造,其中壓裂改造平均單井日增產(chǎn)油1.7 t,含水率降低15.9%；酸化改造平均單井日增注水量5 m3。

5 結(jié) 論

(1)水下分流河道單砂體平面展布形態(tài)可分為連片式、交切條帶式、孤立條帶式3種,單砂體寬度和厚度逐次降低。交切條帶式單砂體儲(chǔ)量比例最高,其次是連片式單砂體,孤立條帶式單砂體最低。

(2)連片式單砂體剩余油主要分布在分流線井區(qū)及厚油層上部。交切條帶式單砂體剩余油主要分布在注采不完善的分支河道及交切區(qū)的分流線井區(qū)。孤立條帶式單砂體剩余油主要分布在注采不完善的河道。總的來看,砂體越連片,厚度越大,受平面非均質(zhì)性和沉積韻律影響越嚴(yán)重。砂體越分散,受注采不完善影響越嚴(yán)重。

(3)高含水期水下分流河道單砂體的挖潛對(duì)策是:連片式單砂體注采井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)法注采井網(wǎng),交切條帶式單砂體調(diào)整為兩端枝狀河道注水,中間交切區(qū)采油的注采井網(wǎng),孤立條帶式單砂體調(diào)整為點(diǎn)狀交錯(cuò)注采井網(wǎng)。注水井的注水方式調(diào)整為周期注水,采油井采取放大生產(chǎn)壓差提液。對(duì)薄差砂體部位的水井實(shí)施酸化改造,油井實(shí)施壓裂改造。

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(編輯 徐會(huì)永)

Remaining oil distribution law and potential tapping measures of subaqueous distributary channel single sandbody

XU Hui1,LIN Cheng-yan1,LEI Guang-lun2,GONG Bao3,FAN Cai-xia3
(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
3.No.8 Oil Production Plant of Daqing Oilfield,Daqing 163514,China)

Based on the analytic hierarchy process,the hierarchy and planar distribution characteristics of single sandbody of PuⅠoil group in Putaohua reservoir of Shengping Oilfield were studied.Then the remaining oil distribution,influencing factors and the potential tapping measures were researched by using reservoir engineering analysis and numerical simulation. The results show that the single sandbody is equal to compound channel sandbody hierarchy,and could be divided into flaky form,cross-cutting banded form and isolated banded form.The width and thickness of single sandbody successively reduce. The more contiguous the sandbody and the greater the thickness,the more seriously the plane heterogeneity and sedimentary rhythm influences remaining oil distribution.The more scattered the sandbody and the smaller the thickness,the more seriously uncompleted well pattern influences remaining oil distribution.The potential tapping measures are as follows.The well pattern of flaky form single sandbody could be adjusted into five-spot water flooding pattern,with cross-cutting banded form single sandbody,the branched channel sands inject water,the cross-cutting areas product oil.The well pattern of isolated banded form single sandbody could be scattered and crossed water flooding pattern.The water injection mode could be adjusted into cyclic waterflooding and the production wells could be enlarged the drawdown pressure.Injectors in poor sands could be acidified and producers in poor sands could be fractured.

subaqueous distributary channel；single sandbody；water flooding control degree；degree of injection to production；remaining oil；potential tapping

TE 122

A

1673-5005(2013)02-0014-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.02.003

2012-09-15

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05009-003)

徐慧(1984-),男,博士研究生,主要從事剩余油分布及挖潛方面的科研工作。E-mail:xuhui314@163.com。