低幅強(qiáng)底水油藏規(guī)模水平井網(wǎng)微層系開發(fā)技術(shù)

黨勝國

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

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低幅強(qiáng)底水油藏規(guī)模水平井網(wǎng)微層系開發(fā)技術(shù)

黨勝國

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

針對低幅構(gòu)造強(qiáng)底水富砂辮狀河油藏儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，高含水期剩余油預(yù)測困難的問題，根據(jù)井點靜態(tài)資料和規(guī)模化水平井網(wǎng)生產(chǎn)動態(tài)資料和運用儲層構(gòu)型精細(xì)解剖方法和基于儲層構(gòu)型界面的剩余油層次綜合分析方法，建立了儲層構(gòu)型分布模式，理清了剩余油分布規(guī)律。利用四級構(gòu)型界面和規(guī)模化水平井網(wǎng)將不同辮流帶砂體進(jìn)行微分層系、整體加密調(diào)整，形成了辮流帶1和辮流帶2共44口井的調(diào)整井網(wǎng)。2015年實施的8口調(diào)整井前6個月平均產(chǎn)能為50～260 m3/d，研究成果對高含水期強(qiáng)底水富砂辮狀河油藏開發(fā)調(diào)整具有重要意義。

低幅構(gòu)造；強(qiáng)底水油藏；規(guī)模水平井網(wǎng)；微層系開發(fā)；曹妃甸油田館三油組M油藏

0 引 言

曹妃甸油田館三油組M油藏位于渤海西部海域，是已開發(fā)低幅構(gòu)造強(qiáng)底水油藏的典型代表，開發(fā)理念和開發(fā)模式在國內(nèi)外同類型油藏中處于領(lǐng)先地位。該油藏為北東向展布，為一組呈雁行排列、近東西向分布的正斷層切割的低幅背斜構(gòu)造強(qiáng)底水油藏，儲量規(guī)模大，最大構(gòu)造幅度和油柱高度分別為40、22 m，發(fā)育小氣頂，油水體積比大于1∶550，地層原油黏度為4.3 mPa·s，油水界面東西落差為14 m。油層分布在厚儲層頂部30～40 m范圍內(nèi)，儲層平均孔隙度為26%，平均滲透率為570×10-3μm2，平均砂地比為83%，橫向分布穩(wěn)定，垂向多期河道砂體疊置，夾層發(fā)育，巖性主要為含細(xì)礫中—粗砂巖。自2006年投產(chǎn)，利用天然能量、采用不規(guī)則規(guī)模化水平井網(wǎng)開發(fā)，截至2015年7月底，研究區(qū)內(nèi)有54口井和29個400 m左右的水平段，井距為200～400 m，生產(chǎn)井水平段避氣高度為4～12 m，避水高度為8～16 m，采出程度為16%，綜合含水為90%，已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，但采出程度偏低。因此，提出利用儲層構(gòu)型界面和規(guī)模化水平井網(wǎng)進(jìn)行微層系開發(fā)的新思路。

1 儲層精細(xì)解剖及剩余油分析

1.1 基于構(gòu)型層次的儲層精細(xì)解剖

在精細(xì)小層劃分與對比、井震結(jié)合的基礎(chǔ)上，采取模式指導(dǎo)、層次解剖、動靜結(jié)合的原則，依據(jù)Maill的儲層構(gòu)型解剖思路[1-2]，分層次研究了富砂辮狀河的五級、四級、三級構(gòu)型界面及其對應(yīng)的復(fù)合河道、辮流帶、心灘壩、河道充填和垂積體等沉積單元。

五級構(gòu)型界面為厚度約為5～10 m的灰綠色泥巖，橫向分布穩(wěn)定，由一次規(guī)模較大的洪水事件形成。其限定的構(gòu)型單元為復(fù)合河道砂體，每一個五級構(gòu)型單元都具有獨立的氣、油、水系統(tǒng)，砂體厚度為20～90 m，砂地比為70%～90%，電測曲線為厚層箱型或鐘型，正韻律沉積，由多期河道在縱向和平面上往復(fù)擺動形成，表現(xiàn)為不完全疊拼型和完全疊拼型，與現(xiàn)代辮狀河流和露頭研究結(jié)果一致[3]。該界面作為區(qū)域上局部發(fā)育的穩(wěn)定隔層，對流體系統(tǒng)具有分割作用，所限定的沉積單元為此次研究的目標(biāo)油藏。

四級構(gòu)型界面以厚度約為2 m的粉砂質(zhì)泥巖為主，形成于規(guī)模較小的洪水事件，具有分布范圍大、遮擋底水能力強(qiáng)的特點。充分應(yīng)用過路井及水平段錄井、測井、方位電阻率成像探邊資料和大量的產(chǎn)油、產(chǎn)液、壓力變化等生產(chǎn)動態(tài)資料輔助確定井間夾層的分布范圍，半定量評價遮擋底水能力的強(qiáng)弱[4](圖1)。該構(gòu)型界面的發(fā)育為目標(biāo)油藏進(jìn)行微層系開發(fā)提供了物質(zhì)條件，其所限定的四級構(gòu)型單元主要發(fā)育半泥質(zhì)充填型河道和規(guī)模不等的斜列心灘壩，在橫向上連通性比較好[5-6]。心灘壩內(nèi)部較穩(wěn)定發(fā)育的半泥質(zhì)細(xì)粒沉積“落淤層”為三級構(gòu)型界面，是造成儲層非均質(zhì)性和剩余油分布差異性的重要原因，對應(yīng)的構(gòu)型單元為垂積體。

圖1 Massive砂體第2期夾層分布

1.2 構(gòu)型界面約束下的剩余油分析

從油藏整體角度可知，井網(wǎng)較均勻、單井含水約為90%，難于理清剩余油分布模式。但在四級構(gòu)型界面約束下，不同辮流帶井網(wǎng)差異大，分層次研究不同辮流帶的剩余油分布主控因素和分布規(guī)律及來水方向，則剩余油分布模式清晰。

油層和剩余油主要分布在辮流帶1和辮流帶2，2期辮流帶間的四級構(gòu)型界面(較穩(wěn)定夾層)從北東向南西連片分布，在生產(chǎn)平臺及砂體東南部厚度大于1 m，砂體周緣厚度為0.2～0.9 m。生產(chǎn)動態(tài)資料表明，辮流帶1的多口生產(chǎn)井(D8H1、D1H、D30H)表現(xiàn)為邊水生產(chǎn)特征，生產(chǎn)5 a后，含水上升至60%，且后期供液能力不足，地層壓力下降1～2 MPa。砂體東北部的D6H1底部夾層不發(fā)育，表現(xiàn)為暴性水淹，生產(chǎn)不到1 a含水上升至90%。辮流帶1剩余油主要沿氣頂周邊的油環(huán)分布，在砂體西側(cè)和南側(cè)比較發(fā)育。

辮流帶2有12口水平生產(chǎn)井，主要集中在中東部，平面上剩余油主要分布在西部、南部井網(wǎng)不完善區(qū)域以及大井距的井間，中、東部水淹強(qiáng)。此外，剩余油還受生產(chǎn)井水平段避氣高度、三級構(gòu)型界面、小斷距斷層、低幅油藏微構(gòu)造、傾斜油水界面等因素控制[7-10](圖2)。由于受辮流帶2下部四級構(gòu)型界面遮擋，水淹范圍平面上沿生產(chǎn)井呈條帶狀分布，具有“似邊水”油藏的水淹特征，在平面上剩余油呈塊狀分布，主要分布在砂體西部、南部和東部CFD12-1-7—D4P井區(qū)；垂向上避氣較大的D13H井區(qū)及東側(cè)井網(wǎng)較密的D18H、D27H井間和D15H、D33H井間剩余油較富集。

2 微層系開發(fā)技術(shù)及效果分析

2.1 儲層構(gòu)型界面與生產(chǎn)動態(tài)響應(yīng)規(guī)律

水平生產(chǎn)井的生產(chǎn)動態(tài)與儲層構(gòu)型界面的響應(yīng)規(guī)律表明，夾層是一把“雙刃劍”。夾層厚度越大，延伸范圍越寬，縱向遮擋期次越多，越有利于改變水平段下部底水流動方向，使底水沿夾層下部發(fā)生繞流[11-12]，控制底水直接縱向發(fā)生錐進(jìn)，延長水平井在低、中含水期的生產(chǎn)時間，延緩中、高含水期的含水率上升速度，達(dá)到提高水平生產(chǎn)井累計產(chǎn)油量和經(jīng)濟(jì)效益的目的。夾層厚度和分布范圍過大，或者縱向受多期夾層遮擋，或者同時和斷層等滲透屏障組合起遮擋作用，常會造成生產(chǎn)井供液能力不足，地層壓力下降，不利于水平井后期的提液穩(wěn)產(chǎn)。無夾層遮擋和弱遮擋的水平生產(chǎn)井，底水錐進(jìn)快，壽命周期短，累計產(chǎn)油量低。

圖2 辮流帶2含水率等值線圖

2.2 基于構(gòu)型界面的微層系水平井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)

在明確四級構(gòu)型界面與生產(chǎn)井動態(tài)響應(yīng)規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合剩余油分布規(guī)律，在辮流帶1油環(huán)井網(wǎng)不完善區(qū)域、辮流帶2西側(cè)和南側(cè)油水界面低、油層厚度大、井網(wǎng)控制程度較低區(qū)域，以及斷層附近剩余油滯留區(qū)域以及東側(cè)井距較大、井間剩余油較富集區(qū)域，統(tǒng)籌考慮，整體部署水平調(diào)整井，水平段盡量靠近正向微構(gòu)造、過渡型微構(gòu)造和氣油界面位置，井間加密井水平段要和原生產(chǎn)井水平段跟部錯落放置(圖3)。

圖3 M油藏整體調(diào)整井網(wǎng)

考慮原井網(wǎng)、井距，在辮流帶1部署調(diào)整井13口，在辮流帶2部署調(diào)整井10口，形成辮流帶1油環(huán)共20口生產(chǎn)井、辮流帶2共24口生產(chǎn)井，總計44口水平生產(chǎn)井分2套微層系開發(fā)的生產(chǎn)井網(wǎng)。

調(diào)整后井距由原來的400～600 m調(diào)整為200～300 m。綜合考慮原井網(wǎng)及數(shù)值模擬結(jié)果，優(yōu)化水平段長度為350～450 m。約80%的水平生產(chǎn)井垂向位于四級構(gòu)型界面之上，可有效延緩底水錐進(jìn)。氣頂下部生產(chǎn)井避氣高度由4～12 m調(diào)整為1～4 m，達(dá)到垂向挖潛剩余油的目的。邊部生產(chǎn)井避水高度下限根據(jù)老井生產(chǎn)特征回歸及數(shù)值模擬結(jié)果確定為大于6 m，若底部有較穩(wěn)定夾層分布，可適當(dāng)降低避水高度。

總結(jié)鄰井生產(chǎn)規(guī)律，設(shè)計初期生產(chǎn)壓差為0.5 MPa，夾層遮擋較強(qiáng)區(qū)域可適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差至1.0 MPa。類比鄰井采油指數(shù)及JOSHI公式預(yù)測初期產(chǎn)能為100～200 m3/d，數(shù)值模擬預(yù)測提高采收率14%。

2.3 調(diào)整井實施效果

2015年優(yōu)先實施了其中8口調(diào)整井，3口位于辮流帶1，5口位于辮流帶2，從4月份陸續(xù)投產(chǎn)，前6個月平均產(chǎn)能為50～260 m3/d，含水率為4%～25%，生產(chǎn)氣油比為40～100 m3/m3，調(diào)整效果好，證實井間剩余油富集、氣頂能量萎縮、減小避氣高度結(jié)論的準(zhǔn)確性。鉆前分析8口調(diào)整井水平段下部均有夾層分布，實際生產(chǎn)也佐證8口調(diào)整井均受益于四級構(gòu)型界面遮擋，含水上升緩慢，表現(xiàn)為邊水生產(chǎn)特征。例如D46H井，2015年5月底投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油為400 m3/d，生產(chǎn)6個月含水為8%，但避水高度僅為4.6 m，鉆穿鄰井及周邊水平井動態(tài)資料顯示其底部發(fā)育的四級構(gòu)型界面厚度約為4 m，分布范圍廣，表現(xiàn)為強(qiáng)遮擋型，高產(chǎn)能也表明單一辮流帶儲層橫向連通性好。

3 結(jié) 論

(1) 動、靜態(tài)資料結(jié)合，從構(gòu)型角度精細(xì)解剖了儲層分布特征和隔夾層的分布級次，得出剩余油主控因素和分布規(guī)律，提出利用四級構(gòu)型界面、水平井網(wǎng)微分層系整體加密調(diào)整策略。

(2) 基于儲層構(gòu)型界面與不同辮流帶水平井生產(chǎn)動態(tài)的響應(yīng)規(guī)律，提出利用較穩(wěn)定分布的四級儲層構(gòu)型界面將M油藏分為2套微層系開發(fā)，將低幅構(gòu)造強(qiáng)底水驅(qū)油藏轉(zhuǎn)換為半邊水、半底水油藏的開發(fā)模式，大幅提高了油藏采收率，先期試驗井取得了很好的調(diào)整效果。

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編輯 張耀星

20150708；改回日期：20151012

國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整技術(shù)”(2011ZX05024-002)

黨勝國(1980-)，男，工程師，2004年畢業(yè)于西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，2007年畢業(yè)于該校礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.027

TE349

A

1006-6535(2015)06-0118-04