黃冬梅 曾小明 陳曉武 楊勇

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

潿洲A油田海上薄互層斷塊油藏開發(fā)技術(shù)研究

黃冬梅 曾小明 陳曉武 楊勇

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

北部灣盆地潿西南凹陷潿洲A油田流沙港組三段油氣資源規(guī)模較大，但存在有效儲(chǔ)層為薄互層、斷塊破碎和經(jīng)濟(jì)可行性差等問(wèn)題。針對(duì)油藏開發(fā)現(xiàn)狀，綜合運(yùn)用類比法、產(chǎn)能公式法、改進(jìn)的謝爾卡喬夫公式法和水驅(qū)控制程度法來(lái)確定井網(wǎng)類型和井網(wǎng)密度，綜合研究?jī)?chǔ)層展布、儲(chǔ)層物性和可類比斷塊油田，確定井距；對(duì)比分析天然能量開發(fā)、注水開發(fā)和注氣吞吐開發(fā)方式，優(yōu)選最佳開發(fā)方式。

油藏； 薄互層； 斷塊； 井網(wǎng)； 井距； 開發(fā)方式

薄互層斷塊油藏通常具有斷塊面積小、單層控制儲(chǔ)量規(guī)模小、豐度低、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)和層間矛盾突出等特征，同時(shí)由于其天然能量不足，地層壓力下降快，導(dǎo)致油藏整體開發(fā)效果較差，甚至難以動(dòng)用[1-2]。南海北部灣盆地潿西南凹陷潿洲A油田西區(qū)是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的斷鼻構(gòu)造，其特點(diǎn)是斷塊面積小、天然能量不足、儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)。A油田的特點(diǎn)決定了其采用常規(guī)開發(fā)方式的成本較高，在開發(fā)方案編制中如何確定合理的井網(wǎng)、井距及能量補(bǔ)充方式是一個(gè)棘手的問(wèn)題。本次研究綜合運(yùn)用產(chǎn)能公式法、改進(jìn)的謝爾卡喬夫公式法和水驅(qū)控制程度法來(lái)展開井網(wǎng)合理性研究。根據(jù)定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)、極限井距分析數(shù)據(jù)和已開發(fā)成熟油田合理井網(wǎng)井距調(diào)研結(jié)果，全面優(yōu)化薄互層斷塊油藏井網(wǎng)井距，確定能量補(bǔ)充方式。

1 研究區(qū)域地質(zhì)概況

潿洲A油田位于我國(guó)南海北部灣盆地潿西南凹陷的北部，其主要含油層系為流沙港組三段(以下簡(jiǎn)稱流3段)。圖1所示為研究區(qū)地理位置簡(jiǎn)圖。流3段儲(chǔ)層自上而下劃分為L(zhǎng)3Ⅰ、L3Ⅱ、L3Ⅲ和L3Ⅳ油組，其中L3Ⅲ和L3Ⅳ油組主要為厚層塊狀砂礫巖和含礫砂巖，L3Ⅰ和L3Ⅱ油組為泥頁(yè)巖與粉細(xì)砂巖薄互層，砂體橫向變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)[3-5]。潿洲A油田可分為東區(qū)和西區(qū)，其中東區(qū)已開發(fā)近30年(其主要目的層為L(zhǎng)3Ⅱ和L3Ⅲ油組)，而西區(qū)處于未開發(fā)狀態(tài)(其主要目的層為L(zhǎng)3Ⅰ油組)。造成這種現(xiàn)象的主要原因是，其儲(chǔ)層多為薄互層、砂體展布不穩(wěn)定、儲(chǔ)量分散、豐度低、儲(chǔ)層物性較差，導(dǎo)致開發(fā)動(dòng)用難度大。

圖1 研究區(qū)地理位置簡(jiǎn)圖

2 儲(chǔ)層和油藏特征

2.1 儲(chǔ)層特征

西區(qū)流3段上部巖性主要為粉細(xì)砂巖和泥頁(yè)巖互層，含少量的含礫砂巖。單層砂巖較薄，砂巖厚度介于1～8 m，平均砂巖厚度約3 m；儲(chǔ)層孔隙度介于14.8%～20.5%，平均孔隙度為17.7%；滲透率介于6.1×10-3～144.5 ×10-3μm2，平均滲透率為52.7×10-3μm2，表現(xiàn)出中孔、中低滲特征。

2.2 油藏特征

西區(qū)的油藏壓力系數(shù)為1.10左右，地層壓力介于19～23 MPa；地層溫度為92～109 ℃，平均地溫梯度為3.69 ℃hm，屬正常溫壓系統(tǒng)。各油藏均為斷塊層狀邊水構(gòu)造油藏，斷塊面積較小，各方向被斷層封閉，邊水能量有限；油藏原始溶解氣油體積比為中 — 高水平(67～210)。經(jīng)過(guò)綜合分析，認(rèn)為研究區(qū)為相對(duì)封閉的小斷塊油藏，驅(qū)動(dòng)類型主要為溶解氣驅(qū)動(dòng)，天然能量有限。

3 薄互層斷塊油藏井網(wǎng)井距優(yōu)化

3.1 開發(fā)井網(wǎng)合理性

研究區(qū)為被斷層封閉而復(fù)雜化的油藏，斷塊面積小。目前，國(guó)內(nèi)斷塊油氣藏采用的井網(wǎng)形式主要為不規(guī)則三角形井網(wǎng)。這是因?yàn)?，三角形井網(wǎng)排間井位交錯(cuò)分布，比較適合不規(guī)則的復(fù)雜斷塊油藏，且儲(chǔ)量控制程度較高，同時(shí)也有利于落實(shí)小斷層的分布[6]。

若不考慮經(jīng)濟(jì)因素，則可采用以下常用方法來(lái)確定井網(wǎng)密度：產(chǎn)能公式法(采收率)、改進(jìn)的謝爾卡喬夫公式法(采油速度)和水驅(qū)控制程度法[7-8]。圖2所示為不同方法的井網(wǎng)密度確定圖。綜合比較各方法的計(jì)算結(jié)果，可知潿洲A油田的合理井網(wǎng)密度應(yīng)設(shè)計(jì)為4～15井km2。

圖2 不同方法的井網(wǎng)密度確定圖

3.2 開發(fā)井距合理性

3.2.1 儲(chǔ)層展布

海上油田地震資料通常存在品質(zhì)較差、分辨率較低、探井?dāng)?shù)量較少等特點(diǎn)，難以通過(guò)地震和探井資料得到砂體的展布情況。針對(duì)此情況，可借助定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)對(duì)砂體展布進(jìn)行預(yù)測(cè)。定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)的建立，基于野外露頭測(cè)量及油田密井網(wǎng)區(qū)砂體對(duì)比結(jié)果，能夠用于相同或類似沉積環(huán)境下的地質(zhì)體砂體展布預(yù)測(cè)。根據(jù)定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，可知不同沉積相帶砂體的寬厚比，進(jìn)而預(yù)測(cè)砂體延伸寬度；基于開發(fā)層系縱向上各個(gè)砂體的延伸范圍，可統(tǒng)計(jì)連通率及可控儲(chǔ)量，綜合確定開發(fā)井距。

針對(duì)西區(qū)L3Ⅰ油組單砂體厚度薄、儲(chǔ)層含砂率低的特征，根據(jù)潿西南凹陷其他密集井網(wǎng)油田建立扇三角洲定量地質(zhì)知識(shí)庫(kù)。水下分流河道寬厚比為1 ∶90，灘壩寬厚比為1 ∶70，據(jù)此計(jì)算砂體的延伸寬度。以W1井區(qū)為例，井距在300～400 m時(shí)可控制儲(chǔ)量為51.9%～76.2%，初期順物源方向部署井位，注采井距橫切物源方向距離為300～400 m，有望使70%的井實(shí)現(xiàn)井間連通。圖3所示為W1井區(qū)注水連通率與注采井距關(guān)系圖。

圖3 W1井區(qū)注水連通率與注采井距關(guān)系圖

3.2.2 儲(chǔ)層物性

根據(jù)低滲油藏滲流理論，可知極限采油(注水)半徑受有效驅(qū)替壓力梯度的制約。當(dāng)注采井間驅(qū)替壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，注采井間流體能夠流動(dòng)，這時(shí)對(duì)應(yīng)的注采井距為極限井距[9]。A油田西區(qū)儲(chǔ)層主要為中低滲儲(chǔ)層。在此，以W4Sa井區(qū)為例，運(yùn)用理論模型和類比法綜合確定啟動(dòng)壓力梯度，進(jìn)而根據(jù)不等產(chǎn)量“一源一匯”下的注水驅(qū)替壓力梯度分布表達(dá)式計(jì)算得到技術(shù)極限井距(450～700 m)。圖4所示為W4Sa井區(qū)壓力梯度與注采井矩的關(guān)系曲線。

3.2.3 已開發(fā)油田合理井距

對(duì)儲(chǔ)層和油藏特征相似的已開發(fā)油田進(jìn)行類比分析，是確定井距的一種有效方法，在油田前期方案編制中應(yīng)用廣泛。通過(guò)類比陸地上物性相似、開發(fā)情況較好的薄互層斷塊油田，認(rèn)為潿洲A油田西區(qū)有效注采井距應(yīng)為200～400 m。表1所示為國(guó)內(nèi)斷塊油藏井網(wǎng)形式統(tǒng)計(jì)表。

圖4 W4Sa井區(qū)壓力梯度與注采井距關(guān)系曲線圖

4 薄互層油藏開發(fā)技術(shù)優(yōu)化

4.1 可行性研究

(1) 天然能量開發(fā)可行性研究。根據(jù)潿洲A油田東區(qū)已開發(fā)區(qū)塊實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，可知部分油藏天然能量采出程度較高(南塊E3井區(qū)天然能量采出程度達(dá)23.3%)。因此，在中 — 高氣油比油藏開發(fā)中，利用天然能量(主要為溶解氣驅(qū))進(jìn)行開發(fā)也可以獲得較好的開發(fā)效果。油田西區(qū)為輕質(zhì)油，溶解氣油體積比為中 — 高水平(67～210)，飽和壓力為中 — 高水平(13.60～22.98 MPa)，彈性能量較充足，故而對(duì)于儲(chǔ)量規(guī)模較小不足以部署注采井網(wǎng)的斷塊，可利用天然能量開發(fā)。

(2) 注水開發(fā)可行性研究。潿洲A油田西區(qū)為弱邊水層狀油藏，由于斷層封隔及受砂體展布的影響，天然水體能量有限。因此，對(duì)于儲(chǔ)量規(guī)模較大，在滿足經(jīng)濟(jì)性的前提下，盡量采用人工注水補(bǔ)充能量以獲得較好的開發(fā)效果。

(3) 注氣吞吐開發(fā)可行性研究。根據(jù)注氣吞吐機(jī)理，可知注入氣體在高部位儲(chǔ)集而形成次生氣頂，或溶于油中對(duì)油進(jìn)行驅(qū)動(dòng)，補(bǔ)充油層能量，迅速提高地層壓力，加大生產(chǎn)壓差，改善油井舉升能力。大壓差氣體的沖刷，使得井眼周圍污阻帶的滲透性得到了恢復(fù)，黏度得以降低，油層滲透條件有所改善。 對(duì)于連通性差、天然能量較弱的封閉小斷塊油藏，注氣吞吐是提高開采效果的有效途徑[10]。在東區(qū)的E9井區(qū)采用注氣吞吐開發(fā)，利用自噴停產(chǎn)的采油井向地層注入天然氣，然后關(guān)井，待天然氣擴(kuò)散至高部位再重新開井生產(chǎn)。注氣吞吐開發(fā)中，一個(gè)周期包括“注氣 — 平衡 — 生產(chǎn)”3個(gè)階段。E9井注氣吞吐開發(fā)階段累計(jì)產(chǎn)油21.72×104m3，占單井總產(chǎn)量的90%。這種成功的應(yīng)用實(shí)例驗(yàn)證了注氣吞吐方式的有效性。

4.2 開發(fā)方式優(yōu)選

針對(duì)天然能量開發(fā)、注水開發(fā)和注氣吞吐開發(fā)方式的指標(biāo)參數(shù)，優(yōu)選最佳開發(fā)方式。

(1) 總井?dāng)?shù)與平均單井動(dòng)用儲(chǔ)量。注水開發(fā)需要井?dāng)?shù)最多，平均單井動(dòng)用儲(chǔ)量?jī)H25×104m3，其他方案平均單井動(dòng)用儲(chǔ)量約60×104m3。

(2) 采收率與采出程度。天然能量開發(fā)采收率最低僅10.4%，補(bǔ)充地層能量開發(fā)能夠提高采收率，其中注氣吞吐采收率為13.7%～17.6%，注水開發(fā)采收率為24%。

(3) 平均單井可采儲(chǔ)量。注水開發(fā)與天然能量開發(fā)平均單井可采儲(chǔ)量相近，約6×104m3，前者提高了采收率，后者開發(fā)井?dāng)?shù)少、平均單井控制儲(chǔ)量較大。與天然能量開發(fā)方式相比較，注氣吞吐開發(fā)的采收率有所提高； 與注水開發(fā)方式相比較，注氣吞吐開發(fā)方式的平均單井控制儲(chǔ)量更大，平均單井可采儲(chǔ)量相對(duì)較多，為8×104～10×104m3。

綜上所述，推薦采用人工注水開發(fā)方式。考慮到油田注水開發(fā)中存在不確定性，可先優(yōu)選區(qū)塊進(jìn)行注采試驗(yàn)，然后推廣應(yīng)用。

5 結(jié) 語(yǔ)

根據(jù)分析，優(yōu)選三角形井網(wǎng)作為研究區(qū)的井網(wǎng)形式。分別采用產(chǎn)能公式法、改進(jìn)的謝爾卡喬夫公式法和水驅(qū)控制程度法從不同角度進(jìn)行開發(fā)井網(wǎng)密度合理性研究，認(rèn)為研究區(qū)井網(wǎng)密度應(yīng)該分布在4～15井km2比較合理。在地質(zhì)定量知識(shí)庫(kù)和啟動(dòng)壓力梯度研究成果的基礎(chǔ)上，通過(guò)展開對(duì)儲(chǔ)層連通率和極限井距的分析，分別研究?jī)?chǔ)層展布和儲(chǔ)層物性對(duì)薄互層油藏合理井距的影響，并最終確定各油藏合理井距約為200～400 m。

分別對(duì)注水開發(fā)、天然能量開發(fā)和注氣吞吐開發(fā)開發(fā)方式的可行性展開研究，對(duì)比采出程度、平均單井控制儲(chǔ)量、平均單井可采儲(chǔ)量等參數(shù)，認(rèn)為注水開發(fā)是比較合理的開發(fā)方式。

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Study on the Development Strategy of Thin Interbed Fault Block Reservoir in Offshore Oilfield: A Case Study of A Oilfield in Weizhou

HUANGDongmeiZENGXiaomingCHENXiaowuYANGYong

(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

Reservoirs in the 3rd member of Liushagang Formation of Weizhou A Oilfield, Weixinan sag, Beibu Gulf basin are characterized by thin interbed, small fault block area and poor economic feasibility, though there are large scale of oil and gas resources. The well pattern and well density were determined by analogy method, formula of production capacity, modified Shercachev formula method and the water flooding control degree method, according to the present situation of reservoir development. The well spacing was confirmed via a comprehensive study of reservoir distribution, reservoir physical properties and developed fault block oil field analogy. The development mode was decided by comprehensive analysis and comparison of natural energy development, water injection and gas injection and puff to determine the way energy is added.

reservoir; thin interbed; fault block; well pattern; well space; development mode

2017-03-05

“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“南海西部海域低滲油藏勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(206ZX05024-006)

黃冬梅( 1983 — )，女，湖北松滋人，碩士，工程師，研究方向?yàn)橛筒毓こ獭?/p>

TE532

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1673-1980(2017)04-0009-04