陳輝

(中石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

透鏡狀油藏作為勝利油田低滲透油藏的主要油藏類型之一，截止到2016年12月，探明儲量達到2.22×108t，動用儲量1.97×108t，具有巨大的資源量。該類油藏埋藏深、砂體多、分布零散、平面非均質(zhì)性強，造成井網(wǎng)井距適應(yīng)性差、注采矛盾突出、開發(fā)效果差異大[1～4]。因此有必要針對該類油藏的差異化調(diào)整對策進行研究，以提高該類油藏的采收率。

1 區(qū)塊概況

河146塊區(qū)域上位于東營凹陷中央隆起帶的現(xiàn)河莊油田，為典型的一般低滲透透鏡狀巖性油藏。含油層系沙河街組三段，面積6.9km2，儲量729.2×104t，埋藏深度3050m，含油井段長度400m，滲透率19.3mD，儲量豐度105.7×104t/km2，壓力系數(shù)1.46。

2 差異化調(diào)整對策研究

2.1 層系適應(yīng)性評價

河146塊油藏物性一般以低滲透率為主，其中主力小層之間物性接近，孔隙度16.9%～21%，滲透率分布13.8～25.4mD，滲透率級差小(1.84)，突進系數(shù)小(1.44)，整體上有利于一套層系開發(fā)。

表1 河146塊主力層分類表

2.1.1整體一套層系開發(fā)

根據(jù)各小層儲量分布和砂體展布連片狀況，分為Ⅰ類、Ⅱ類(表1)和Ⅲ類(儲量<25×104t)小層。河146塊Ⅰ類小層41全區(qū)分布，與其他Ⅱ類小層的平均疊合程度73.4%(圖1，表2)，一套層系能夠較好地兼顧Ⅱ類主力層。

圖1 河146塊主力小層砂體疊合圖

小層面積/km2儲量/104t與41疊合情況/%小層面積/km2儲量/104t與41疊合情況/%414.8194.51004411.127.089.6423.263.193.1511.641.453.23111.951.962.3520.9331.965.4

河146塊層系劃分經(jīng)濟界限動用厚度>7m，目前各砂組的有效厚度僅為2.8～6m，儲量豐度僅為(24～44)×104t/km2，整體不具備細(xì)分層系的物質(zhì)基礎(chǔ)(表3)。

表3 河146主力層儲量豐度統(tǒng)計表

2.1.2局部區(qū)域細(xì)分層系

由各主力砂體的2m線分布圖(圖2)、主力小層的剩余儲量豐度疊合圖(圖3)和主力小層有效厚度疊合圖(圖4)可以看出，局部多砂體疊置區(qū)域儲量豐度高，有效厚度大，可以考慮采用局部細(xì)分(表4)。

細(xì)分區(qū)域需要具有穩(wěn)定的隔層，根據(jù)統(tǒng)計細(xì)分區(qū)域的隔層分布情況(圖5、圖6)，其中區(qū)域1隔層厚度8～13m，區(qū)域2隔層厚度10～18m，完全符合層系細(xì)分要求(隔層厚度>4m)，可以進行層系細(xì)分。

2.2 井網(wǎng)方向優(yōu)化

根據(jù)注水見效情況分析(圖7)，與主力層的沉積物源方向一致(圖8)，北區(qū)沿NE120°、南區(qū)沿NE90°方向存在優(yōu)勢滲流方向，因此可以按照沉積物源的方向，北區(qū)沿NE120°、南區(qū)沿NE90°方向部署井網(wǎng)[5～7]。

圖2 河146塊主力小層2m線分布圖

圖3 河146塊主力小層剩余儲量豐度疊合圖

圖4 河146塊主力小層有效厚度疊合圖

細(xì)分區(qū)域主力砂體有效厚度/m剩余儲量豐度/(104t·km-2)層系劃分結(jié)果區(qū)域141/42/51/5214^1880^15041/42,51/52區(qū)域2311/41/44114^16100^125311,41/441

圖5 區(qū)域1隔層分布情況圖

圖6 區(qū)域2隔層分布情況圖

圖7 河146塊Ⅰ類小層注水見效情況圖

圖8 河146塊Ⅰ類小層沉積相展布圖

2.3 井距優(yōu)化

由于河146塊南北區(qū)域投入開發(fā)時間差異大，其中南區(qū)1993年1月投入開發(fā)，采用反九點井網(wǎng)，注采井距400m/283m；北區(qū)2007年投入開發(fā)，采用點狀注水方式，井距230～280m。因此南北區(qū)域含水差異大(圖9)，計算南、北區(qū)域經(jīng)濟注采井距分別為319、270m。由于Ⅰ類與Ⅱ類小層物性存在差異，為保證Ⅱ類層能建立驅(qū)替，根據(jù)主力層的砂體展布情況和南北區(qū)域小層的物性差異，北區(qū)考慮Ⅱ類層51、52，確定技術(shù)井距174m；南區(qū)考慮Ⅱ類層311、441，確定技術(shù)井距186m(表5)。

圖9 河146塊Ⅰ類小層含水率等值線圖

區(qū)域小層空氣滲透率/mD技術(shù)極限半徑/m技術(shù)注采井距/m技術(shù)井距(最小值)/m區(qū)域小層空氣滲透率/mD技術(shù)極限半徑/m技術(shù)注采井距/m技術(shù)井距(最小值)/m北區(qū)4130.4137274174南區(qū)4131.51402801864221.91082164219.2981965116.68717444118.0931865216.68717431118.294188

根據(jù)南北區(qū)開發(fā)狀況差異和各主力層的物性差異，最終確定差異化注采井距為270～320m(表6)，計算技術(shù)極限井距小于經(jīng)濟注采井距，通過壓裂、徑向水力射流實現(xiàn)有效驅(qū)替和變流線調(diào)整[8～10]。

表6 河146塊調(diào)整井距確定表

2.4 徑向水力射流井網(wǎng)適配優(yōu)化

河146塊縱向上物質(zhì)基礎(chǔ)較薄弱，一套層系下主力與非主力砂體物性差異大；平面上老井多且井位固定，造成局部井網(wǎng)與物性、水淹適配性差；因此需要徑向水力射流井網(wǎng)適配優(yōu)化。針對井區(qū)注采井距偏大的問題，采用徑向水力射流變方向、縮井距進行井網(wǎng)適配，使得壓頭前移實現(xiàn)有效驅(qū)替；針對井組內(nèi)水淹不均衡的問題，采用徑向水力射流避水淹、調(diào)流線來避免水淹加劇；針對縱向非均質(zhì)強吸水差異大的問題，采用在不同層位進行徑向水力射流來均衡吸水剖面。

2.4.1注采井距離偏大區(qū)域

對于H146-N63注采井組(圖10)，根據(jù)小層的物性分布，計算技術(shù)井距為280m，而老井井位造成實際井距為340m，難以形成有效驅(qū)替。對于H146-53井設(shè)計不同方位和長度的徑向水力射流分支進行優(yōu)化對比，得出H146-53井41小層徑向水力射流方位角為NE315°、長度為90m時，可取得最佳開發(fā)效果。

2.4.2井組內(nèi)水淹不均衡區(qū)域

對于H148-X55注采井組(圖11)，根據(jù)小層的水淹狀況，徑向水力射流方向沿剩余油相對富集、水淹程度低的區(qū)域噴射，沿水井排方向拉水線。對于H148-X55井設(shè)計不同方位和長度的徑向水力射流分支進行優(yōu)化對比，得出H148-X55井41小層徑向水力射流方位角為NE135°、長度為80m時，可取得最佳開發(fā)效果。

圖10 河146塊H146-N63井組井位圖 圖11 河146塊H148-X55井組井位圖

2.4.3縱向非均質(zhì)性強吸水差異大區(qū)域

對于H148-X59注采井組(圖12)，縱向涉及多個主力砂體41、51、52。根據(jù)2015年7月30日的H148-X59井吸水剖面測試結(jié)果(圖13)，縱向3個主力砂體吸水能力差異巨大，需要對吸水能力差的2個主力砂體進行井網(wǎng)適配。通過優(yōu)化確定H148-X59井徑向水力射流方向和長度：41小層為NE330°、60m和NE80°、60m；51小層為NE340°、100m和NE125°、100m。

圖12 河146塊H148-X59井組井位圖 圖13 H148-X59吸水剖面測試結(jié)果

3 結(jié)論

1)對于整體不具備細(xì)分層系的區(qū)塊可選取砂體疊置區(qū)域，對比分析有效厚度、剩余儲量豐度和隔層厚度等參數(shù)是否符合局部細(xì)分層系的條件。

2)透鏡狀巖性油藏注水見效方向與沉積物源方向一致，可按照沉積物源方向部署井網(wǎng)。

3)目標(biāo)區(qū)塊的區(qū)域投產(chǎn)差異性導(dǎo)致含水率和剩余可采儲量不同，分區(qū)域計算經(jīng)濟注采井距；根據(jù)主力層砂體的區(qū)域分布分區(qū)域計算技術(shù)注采井距。綜合考慮確定區(qū)域注采井距。

4)針對井區(qū)注采井距偏大、井組內(nèi)水淹不均衡以及縱向非均質(zhì)強吸水差異大的問題，可采用徑向水力射流來改善開發(fā)效果。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997：47～48.

[2] 黃延章.低滲透油層滲流機理[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998：86～93.

[3] 胡志明，把智波，熊偉，等.低滲透油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報，2006，30(3)：51～53.

[4] 李海燕，徐樟有.新立油田低滲透儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及分類評價[J].油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(1)：17～21.

[5] 李松泉，唐曾熊.低滲透油田開發(fā)的合理井網(wǎng)[J].石油學(xué)報，1998，19(3)：52～55.

[6] 陳秋軍.低滲透砂巖油藏注采井網(wǎng)的調(diào)整[J].油氣田地面工程，2012，31(9)：71～76.

[7] 曲瑛新.低滲透砂巖油藏注采井網(wǎng)調(diào)整對策研究[J].石油鉆探技術(shù)，2012,40(6)：84～89.

[8] 谷維成，莫小國，朱學(xué)謙，等.文留油田低滲透油藏合理注采井距研究[J].油氣地質(zhì)與采收率，2004，11(5)：54～56.

[9] 賈振岐，趙輝，汶鋒剛.低滲透油藏極限井距的確定[J].大慶石油學(xué)院院報，2006，30(1)：104～105.

[10] 陳家曉，黃全華.低(特低)滲透油藏極限注采井距確定的新方法探索[J].鉆采工藝，2008，31(5)：47～48.