細化地質單元分類技術研究

施國法

摘 要：油田屬典型的低孔、低滲、低豐度、非均質性強的復雜斷層控制的砂巖油藏。受巖層物性、沉積環境、儲層發育、資源品質、井網格局、開發階段等因素影響，平面上不同油藏區塊之間開發特征差異大，同一油藏區塊內不同區域開發特征差異大，但具有一定的趨同性和差異性。為了提高區塊開發效果，在深入動靜態油藏研究技術上，開展了細化地質單元工作，本文利用靜態資料同時結合動態認識評價，對地質單元進行精細分類，通過同類地質單元對標進行分析，評價不同階段的開發政策效果，總結經驗教訓，指導同類單元高效開發，總結出不同滲流單元注水技術和剩余油挖潛技術的適用性，制定提高采收率綜合挖潛對策。

關鍵詞：地質單元；差異性；技術對策

1 油田地質概況

儲層物性特征：低孔低滲非均質強的特點突出，砂巖孔隙度12-18%，平均15.2%，有效厚度內15.9%。滲透率平均5.4×10-3μm2，有效厚度內8.5×10-3μm2。砂巖非均質系數層內9.6，層間5.6，有效厚度內4.2，層間2.4。

2 開發特點

因斷層、水下分流河道、注采井網條件不一導致開發效果差異性明顯，在同一地質單元內部不同區域開發效果差異性亦十分明顯。基于以上原因，我們開展了地質單元細化與評價工作，深入分析相似地質單元在不同開發階段的開發特征，總結經驗教訓指導同類油藏開發政策制定。

3 精細地質單元分類與評價研究

3.1 地質單元分類

考慮物性、構造、井網、開發層系、開發階段、見效程度、地面受限因素，將18個區塊可以進一步細化為76個地質單元。

3.2 地質單元對標提標分析

以物質基礎為主線，井網演變及開發政策為輔線，通過開發指標對比找出3類不同儲層間開發效果的趨同性與差異性，形成一套分開發層系、分注采單元、分開發對策的評價方法，探索制定開發技術對策。

3.2.1 物質基礎決定開發對策

滲透率決定開發效果。以微觀孔隙結構特征研究入手，從孔道半徑上看，兩口巖芯孔道均處于100-200微米之間差距不大，表明孔道半徑不是控制滲透率的主要因素。從孔喉半徑上看，巖芯1的孔喉滲流能力主要受喉道半徑所控制。從喉道半徑與滲透率的關系曲線上分析，兩者有著很好的線性關系，直接決定了滲透率的高低。

從非線性滲流研究中得出：滲透率與啟動壓力梯度有著指數關系，滲透率越高，啟動壓力梯度越低，對比開發效果曲線：一類儲層基礎井網可以見效；二類儲層一次加密后再適當的措施引效，可緩慢見效；三類儲層二次加密后初見效，滲透率越低，開發井網排距不斷縮短。

3.2.2 井網方式彌補基礎差距

基礎井網開發特點：一類儲層開發效果明顯高于二、三類儲層，年采油速度高二類儲層0.6%。一類儲層可形成注采驅替；二、三類儲層注采不見效。

加密井網開發特點：一類儲層南北向加密年采油速度1%，年平均含水上升率0.1%，加密后采收率提高17.9%；主流線加密年采油速度1.1%，年平均含水上升率0.3%，加密后采收率提高15.7%；三角形重心加密年采油速度0.8%，年平均含水上升率0.2%，加密后采收率提高14%。一類儲層南北向加密井網開發效果好于其它兩種井網；二類儲層南北向加密年采油速度0.7%，年平均含水上升率0.2%，加密后采收率提高12.2%；主流線加密年采油速度10.6%，年平均含水上升率0.4%，加密后采收率提高15.5%。二類儲層主流線加密井網開發效果好于南北向加密井網；三類儲層啟動壓力梯度高，無法建立注采關系，無明顯開發規律。

3.2.3 注水政策是前者基礎的完善

一類儲層注水政策對標，基礎井網階段采取低強度注采比，見效明顯，穩產形勢較好；加密井網階段排距縮短，注水強度提升，見效加劇，含水上升快，應控制注水強度；二類儲層注水政策對標，基礎井網無法建立注采關系；加密井網可通過措施引效建立注采關系，持續高強度注水含水上升快，水驅指數變差，水驅效率降低，一旦超破裂壓力則暴性水淹。該類儲層應采取溫和注水政策；三類儲層注水政策對標，二次加密井網：排距縮短到53米，采取注采比2-4的注水政策，單元穩產效果較好。

4 取得效果

近幾年的遞減率逐步平穩，2017年兩個遞減創歷史最好水平，自然遞減率穩定在10.1%，綜合遞減率維持在1.3%，含水也控制在理論范圍內，注水利用率持續提高，措施有效率穩定在70%以上，增加可采儲量38萬噸，采收率穩步提升，穩產形勢進一步夯實。

5 結論

通過項目研究，取得了以下幾點成果認識：

①地質單元細分主要參考構造圈閉、儲層物性、井網格局、開發層系、開發階段、地面受限等因素；

②以物質基礎為主線，井網演變及開發政策為輔線，通過開發指標對比找出三類不同儲層間開發效果的趨同性與差異性，形成一套分開發層系、分注采單元、分開發對策的評價方法，探索制定開發技術對策；

③形成不同類型儲層的地質單元開發政策：一類儲層31個單元完善注采井網，優化注水結構，不斷提高水驅控制程度，最終提高采收率。二類儲層29個單元緩注緩采尤為重要，需精細研究水驅規律，同時注重層間調整問題，開展整體壓裂改善注采關系，提高采收率。三類儲層16個單元通過千型泵試驗、集團壓裂試驗、密井網試驗等取得突破性進展，進行推廣改善開發效果。

參考文獻：

[1]劉吉余，馬志欣等.高含水期剩余油分布研究現狀[J].石油地質與工程，2007，21（3）：61-63.