東營凹陷北部陡坡帶復(fù)雜疊置砂礫巖油藏井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)研究

曹 剛,季迎春

(中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015)

東營凹陷北部陡坡帶復(fù)雜疊置砂礫巖油藏井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)研究

曹 剛,季迎春

(中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015)

東營北部陡坡帶砂礫巖油藏由多期砂礫巖體疊置而成，砂體空間疊置關(guān)系復(fù)雜、儲層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，單個(gè)連通體儲量規(guī)模小，造成開發(fā)難度大，開發(fā)效果差。以鹽22區(qū)塊中深層砂礫巖體油藏的儲層地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，綜合考慮連通體規(guī)模、儲層物性及非均質(zhì)性、沉積物源方向、地層主應(yīng)力方向等因素，優(yōu)化建立了井網(wǎng)形式、井距、井排方向及連通體組合開發(fā)方式等。研究認(rèn)為矩形五點(diǎn)注采井網(wǎng)為砂礫巖油藏注水開發(fā)有效井網(wǎng)形式，矩形井網(wǎng)短井排方向與地應(yīng)力方向一致的方式部署井網(wǎng)，優(yōu)選一套井網(wǎng)控制儲量，接替開發(fā)。研究成果應(yīng)用于現(xiàn)場，取得了良好的開發(fā)效果。

東營凹陷北部陡坡帶；鹽22區(qū)塊；砂礫巖油藏；井網(wǎng)優(yōu)化

砂礫巖油藏通常由多期砂礫巖體疊置而成，巖體空間展布復(fù)雜，儲層物性差、橫向變化快，內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)難度大[1-4]。

東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖油藏構(gòu)造位于中央背斜北側(cè)，坨莊—勝利村—永安鎮(zhèn)斷裂構(gòu)造帶的東段，與中央背斜帶的東辛油田相連。鹽22區(qū)塊砂礫巖體油藏是東營北部陡坡帶典型的砂礫巖區(qū)塊，屬于多期碎屑流沉積物，水下快速堆積，橫向變化快，儲層埋深大(3 140～ 3 590 m)，發(fā)育43個(gè)連通體。這些連通體多為寬度較窄的舌形形態(tài)，其中兩個(gè)連通體解釋為干層，41個(gè)是有流體儲集的連通體，面積從0.17 km2到3.54 km2不等，有效厚度最小的只有0.8 m，最大可達(dá)33.9 m，單個(gè)連通體平均有效厚度10.1 m，平均滲透率4.1 ×10-3μm2。以鹽22區(qū)塊儲層地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，研究適用于砂礫巖體油藏的注采井網(wǎng)配置優(yōu)化方法，確定合理井距及注采井網(wǎng)配置，提高有效驅(qū)替，改善開發(fā)效果，對東營北部陡坡帶砂礫巖油藏的高效開發(fā)具有重要意義。

1 砂礫巖體規(guī)模與物性雙因素確定井網(wǎng)形式

形成有效的驅(qū)動是低滲透砂礫巖油藏開發(fā)的基礎(chǔ)，合理的井距是建立有效驅(qū)動的根本。砂礫巖油藏連通體的形態(tài)規(guī)模受沉積物源方向影響，不同沉積方向儲層物性不同[5]，因此在建立井網(wǎng)井距時(shí)需要綜合考慮連通體規(guī)模及其物性。鹽22區(qū)塊特低滲透砂礫巖連通體多為舌形形態(tài)，順物源方向延伸長度為0.5～2.2 km，一般長度為1.0～1.5 km；垂直物源方向延伸較窄，為0.10～0.55 km，一般長度為0.3 km左右(圖1)。物性變化也有相同的規(guī)律，順物源方向滲透率變化較慢，滲透率變化梯度一般為0.5 ×10-3μm2/100 m；而垂直物源方向，隨著距離的延伸，滲透率會迅速降低，滲透率變化梯度一般為2.0～3.5 ×10-3μm2/100 m(圖2)。

依據(jù)鹽22區(qū)塊有效連通體扇體規(guī)模及物性變化規(guī)律，進(jìn)行雙因素控制下的注采井網(wǎng)形式優(yōu)化，共設(shè)計(jì)五點(diǎn)法、矩形五點(diǎn)法等6套注采井網(wǎng)開展優(yōu)化研究。

對比6套井網(wǎng)15年開發(fā)效果，其中，矩形五點(diǎn)法注采井網(wǎng)開發(fā)效果最好，采出程度可達(dá)到25.4%(圖3)，比其他井網(wǎng)形式高1.4～4.2個(gè)百分點(diǎn)。因此，推薦矩形五點(diǎn)法注采井網(wǎng)為砂礫巖油藏注水開發(fā)部署井網(wǎng)形式。

綜合考慮砂礫巖連通體非均質(zhì)狀況，利用滲流理論建立極限注采井距與儲層滲透率關(guān)系圖版[6-9]，用于預(yù)測砂礫巖體注采井網(wǎng)合理技術(shù)井距(圖4)。

圖1 有效連通體延伸長度統(tǒng)計(jì)柱狀圖

圖2 有效連通體滲透率統(tǒng)計(jì)柱狀圖

圖3 不同井網(wǎng)15年采出程度對比

圖4 極限注采井距與儲層滲透率關(guān)系圖版

根據(jù)計(jì)算結(jié)果，在平均滲透率4 ×10-3μm2的條件下，垂直物源方向滲透率變化梯度為(2～3)×10-3μm2/100 m，則技術(shù)極限井距為90～110 m，順物源方向滲透率變化梯度為0.5 ×10-3μm2/100 m，則技術(shù)極限井距為140～160 m。

2 扇體發(fā)育方向與地應(yīng)力方向雙因素確定井排方向

低滲透砂礫巖油藏同時(shí)受地應(yīng)力方向和砂體發(fā)育的影響，滲透率存在各向異性。沿不同方向驅(qū)替水淹速度不同。為了盡可能實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替，提出了綜合考慮扇體發(fā)育方向與地應(yīng)力方向雙因素來確定井排方向的方法。由于鹽22區(qū)塊沙四段深層特低滲透砂礫巖油藏連通體發(fā)育兩個(gè)非均質(zhì)方向，一個(gè)是物源方向(北西26°)，另一個(gè)是地應(yīng)力方向(北東60～70°)，兩個(gè)非均質(zhì)方向呈近似90°角。因此，在注采井網(wǎng)部署時(shí)，需同時(shí)考慮兩個(gè)非均質(zhì)性方向?qū)ψ⒉闪骶€的影響，設(shè)計(jì)不同注采井網(wǎng)方向的對比方案。 對比不同角度注采井網(wǎng)流線分布情況(圖5)，可以看出，角度為0°，說明矩形井網(wǎng)短邊方向與地層主應(yīng)力方向一致時(shí)，流線波及范圍最大，分布最均勻，波及系數(shù)為83%，其他三種井網(wǎng)方向波及系數(shù)分別為76%、67%和63%。因此，推薦按矩形井網(wǎng)短井排方向與地應(yīng)力方向一致的方式部署井網(wǎng)。

圖5 不同井排方向流線分布

3 縱向連通體組合確保單井控制儲量

一定的物質(zhì)基礎(chǔ)是一套井網(wǎng)開發(fā)取得經(jīng)濟(jì)效益的保證。由于砂礫巖連通體儲量規(guī)模大小不一，從單井控制儲量出發(fā)，建立縱向連通體的有效組合方式。

計(jì)算鹽22區(qū)塊沙四段深層砂礫巖體油藏不同油價(jià)下單井應(yīng)該控制的經(jīng)濟(jì)合理地質(zhì)儲量(圖6)。在油價(jià)60 $/bbl時(shí)，所對應(yīng)的單井控制地質(zhì)儲量應(yīng)該達(dá)到10.9 ×104t。而在技術(shù)極限175 m注采井距的矩形五點(diǎn)井網(wǎng)控制下，單個(gè)連通體每口井控制地質(zhì)儲量約為3.62 ×104t，可見單個(gè)連通體條件下的平均單井控制地質(zhì)儲量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于所需的單井經(jīng)濟(jì)控制地質(zhì)儲量。

厚層復(fù)雜疊置砂礫巖體油藏的主要特點(diǎn)為縱向疊置連通體多，一般單井可鉆遇4～15個(gè)有效連通體，單井平均鉆遇連通體厚度累積可達(dá)到157 m，儲量豐度高達(dá)245 ×104t/km2。因此，可通過縱向有效連通體組合的方式來彌補(bǔ)單個(gè)連通體單井控制地質(zhì)儲量不足的矛盾，實(shí)現(xiàn)特低滲透砂礫巖體油藏的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

圖6 單井控制儲量與油價(jià)關(guān)系曲線布

根據(jù)地質(zhì)研究，部分縱向連通體間發(fā)育滲透能力極低或不滲透的滲流隔層，一般厚度為2～30 m(圖7)，選擇厚度大于10 m，且分布面積占含油面積80%以上的不滲流隔層作為連通體組合的劃分界限，有利于保證連通體組合的開發(fā)效果。對比統(tǒng)計(jì)得到鹽22區(qū)塊發(fā)育的不滲流隔層共有3個(gè)，縱向可劃分為1～4個(gè)連通體組合。

圖7 砂礫巖連通體間滲流隔層分布

按照不滲流隔層進(jìn)行縱向組合劃分及優(yōu)化，設(shè)計(jì)四套組合方案。

第一套方案：一套開發(fā)層系，一套井網(wǎng)，一次射開全部儲層，一次投產(chǎn)，平均單井控制地質(zhì)儲量為35.33 ×104t。

第二套方案：分兩套開發(fā)層系，兩種動用方式。第一種，一套井網(wǎng)接替開發(fā)，當(dāng)單井達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量或井組達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)上返，接替一次。第二種，兩套井網(wǎng)同時(shí)投產(chǎn)，各控制上下兩套儲層，下套井網(wǎng)單井控制地質(zhì)儲量19.58 ×104t，上套井網(wǎng)單井控制地質(zhì)儲量15.75 ×104t，符合油價(jià)60$/bbl時(shí)單井經(jīng)濟(jì)極限控制地質(zhì)儲量要求。

第三套方案：分三套開發(fā)層系，兩種動用方式。第一種，一套井網(wǎng)接替開發(fā)，當(dāng)單井達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量或井組達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)上返，接替兩次。第二種，三套井網(wǎng)同時(shí)投產(chǎn)，各控制上、中、下三套儲層。自下而上每套井網(wǎng)單井控制地質(zhì)儲量分別為15.75×104t、11.03×104t和11.25×104t，同樣滿足油價(jià)60 $/bbl時(shí)單井經(jīng)濟(jì)極限控制地質(zhì)儲量要求。

第四套方案：分四套開發(fā)層系，兩種動用方式。第一種，一套井網(wǎng)接替開發(fā)，當(dāng)單井達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量或井組達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)上返，接替三次。第二種，四套井網(wǎng)同時(shí)投產(chǎn)，各控制一套儲層。自下而上每套井網(wǎng)單井控制地質(zhì)儲量分別為8.33 ×104t、6.75 ×104t、11.03 ×104t和11.25 ×104t，下面兩套井網(wǎng)單獨(dú)開采不能夠滿足油價(jià)60 $/bbl時(shí)單井經(jīng)濟(jì)極限控制地質(zhì)儲量的要求。

經(jīng)過數(shù)模研究和經(jīng)濟(jì)評價(jià)，第三套方案中的接替上返方式，盡管15年末采出程度小于第三方案中的三套井網(wǎng)同時(shí)投產(chǎn)方式和第四套方案的采出程度，但其投入產(chǎn)出比最大，經(jīng)濟(jì)效益最好(表1)。

因此，優(yōu)選的組合開發(fā)方式為一套井網(wǎng)控制儲量，接替兩次開發(fā)。15年末采出程度16.6%，投入產(chǎn)出比為2.17。

表1 方案效果對比

從經(jīng)濟(jì)角度確定上返時(shí)機(jī)。以目前油價(jià)60 $/bbl為基準(zhǔn)，計(jì)算單井經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量為1.7 t。當(dāng)日產(chǎn)油量低于1.7 t時(shí)，效益為負(fù)增長。因此，當(dāng)單井日產(chǎn)油量或井組平均單井日產(chǎn)油量小于1.7 t時(shí)，上返接替。

4 礦場應(yīng)用效果

鹽22區(qū)塊2009年開始實(shí)施小井距注水。截至2014年底，投產(chǎn)37口井。結(jié)合井網(wǎng)部署優(yōu)化分段加砂，改善注采剖面，增加了水驅(qū)控制程度，實(shí)現(xiàn)厚層砂礫巖水驅(qū)的有效動用。

通過優(yōu)化井網(wǎng)，動液面由1 154 m上升到1 390 m,上升了236 m；日產(chǎn)液量由99 t提高到374 t，提高了3.8倍；日產(chǎn)油量由57 t提高到249 t，提高了4.4倍；綜合含水率從30.2%變?yōu)?3.5%，基本穩(wěn)定。

5 結(jié)論

(1)考慮扇體規(guī)模、物性雙因素確定井網(wǎng)形式時(shí)，矩形五點(diǎn)注采井網(wǎng)為砂礫巖油藏注水開發(fā)有效井網(wǎng)形式。

(2)考慮扇體發(fā)育方向與地應(yīng)力雙因素確定井排方向時(shí)，推薦按矩形井網(wǎng)短井排方向與地應(yīng)力方向一致的方式部署井網(wǎng)。

(3)采用縱向有效連通體組合的方式來彌補(bǔ)單個(gè)連通體單井控制地質(zhì)儲量的不足，優(yōu)選一套井網(wǎng)控制儲量，接替兩次開發(fā)。

[1] 顧玉君,申曉娟,吳愛紅,等.泌陽凹陷南部陡坡帶砂礫巖儲層巖性識別研究[J].石油地質(zhì)與工程,2009,23(2):40-72.

[2] 應(yīng)戰(zhàn)江,苗勇,覃忠校,等.永北砂礫巖油藏水力壓裂技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程,2014,28(1):115-117.

[3] 付育武,馬飛,楊逸,等.致密砂礫巖氣藏儲層改造關(guān)鍵技術(shù)研究[J].石油地質(zhì)與工程,2011,25(1):134-136.

[4] 王軍.砂礫巖油藏開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].企業(yè)技術(shù)開發(fā),2009,28(8):27-28.

[5] 劉慶輝.安達(dá)南部地區(qū)沙河子組地層致密砂礫巖儲層特征與預(yù)測[J]. 長江大學(xué)學(xué)報(bào)( 自然科學(xué)版) ,2014,11(16):38-40.

[6] 魯國明.基于孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的砂礫巖微觀水驅(qū)油驅(qū)替特征[J].特種油氣藏,2010,17(1):64-67.

[7] 高樹生.新疆莫北油田砂礫巖儲層滲流機(jī)理與油藏工程應(yīng)用研究[D].北京:中國地質(zhì)大學(xué)(北京), 2012.

[8] 李留仁,胡永樂.非均質(zhì)多層低滲油藏合理注采井距的確定[J].新疆石油地質(zhì),2010,31(3):266-268.

[9] 郭迎春.低滲透油藏高含水期技術(shù)極限井距計(jì)算方法[J].油氣地質(zhì)與采收率,2015,22(2):88-92.

編輯：王金旗

1673-8217(2017)01-0092-04

2016-09-28

曹剛，高級工程師，1966年生，1988年石油大學(xué)(華東)畢業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作。

TE348

A