徐家围子地区油藏工程方案产能后评价认识

潘益民，李源平 (中石油大庆油田分公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)

徐家围子地区油藏工程方案产能后评价认识

潘益民，李源平 (中石油大庆油田分公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)

油藏工程方案后评价是建设项目全过程管理的重要组成部分，徐家围子油田油藏工程方案后评价主要包括油藏基本情况、地质认识、开发技术适应性、实施效果和开发预测等几个方面的内容。总体来看，油藏工程设计方案设计合理，有效指导了采钻工程和地面工程的设计。主要通过前后对比分析法，通过实施效果和指标预测情况对徐家围子油田油藏工程方案进行评价，总结经验教训,为同类油田制订合理完善的油藏工程方案提供参考。

徐家围子油田；油藏工程；方案评价；后评价

油藏工程设计方案是根据油藏的基本地质特征,在油藏构造特征、沉积类型、储层物性、油层展布、流体性质、温度压力系统描述的基础上确定的油田开发方案,是钻采工程和地面工程设计的依据[1-2]。油藏工程方案后评价是在项目完成、投入正常生产经营之后进行的,通过后评价总结经验教训,为同类油田制订合理完善的油藏工程方案提供参考。

1 油藏基本情况

2007年投产的徐家围子及周边地区构造趋势明显具有西高东低、南北高、中间低的趋势，以徐家围子向斜和升西向斜为构造低点，向四周逐渐抬升形成升平鼻状构造、宋芳屯鼻状构造、肇州鼻状构造。中小断层发育，断层频度平均为2.4条/km2。断裂条带性特征明显，区域内发育延伸方向不同的6组断裂，形成地垒和地堑相间分布的构造格局。砂体展布受沉积相带控制，总体上呈北厚南薄的趋势，局部厚度差异较大，以厚薄相间分布。砂体规模小，分布零散。油水分布复杂，没有统一的油水界面。油藏类型复杂，升平西部区块主要以构造控制因素为主，徐家围子油田、宋芳屯油田和升平南部是以岩性和构造双重作用为主成藏。徐家围子地区葡萄花油层的取心分析统计结果，平均有效孔隙度21.9%～22.5%，平均空气渗透率(109.8～209.7)×10-3μm2，属中等渗透率储层。油藏方案对3个油田共7个小区块设计钻井145口，方案实施过程中根据储层地质情况，及时免钻井位，共基建油水井131口，其中油井94口，水井37口。

2 油藏工程方案后评价

2.1地质再认识

徐家围子地区油藏工程方案编制前期，钻井、取心、测井、录井资料翔实、可靠，油藏方案从构造特征、储层特征、地震反演预测、油水分布、探评井试油情况详细分析，方案实施后，对该区构造特征、油水分布认知基本一致，砂体发育状况较方案设计好，通过对后评价区块完钻井的测井资料统计来看(见表1)，平均单井砂岩厚度8.8m，有效厚度 3.4m(含同层1.2m)，平均单井发育有效厚度层数3.0个，平均单层有效厚度1.1m，总体来看，有效厚度比方案设计时的2.4m高，局部区块有一定的差异，如徐家围子油田徐28、州541-1区块砂体厚度较薄，升平油田和宋芳屯油田的储层发育较好。

2.2开发技术适应性评价

表1 徐家围子地区产能后评价区块储层发育情况统计表

1)井网适应评价 徐家围子及周边地区油藏工程方案采用300×300m井网，大部分区块水驱控制程度在70%以上，基本可以满足油田开发的需要。

2)斜井、丛式井开发方式 由于在徐家围子地区储量提交面积内部分地区地面存在着乡镇、草地保护区、鱼塘等多种情况，采用常规的直井开发方式面临高额的投资费用，这部分投资的加大直接影响着外围低丰度油田的经济有效动用与开发。在充分分析对比不同开发方式对油田储量动用影响因素的基础上，针对出现上述地面情况的地区决定采用丛式井及斜井开发方式。采用丛式井开发，能够最大限度的减少地面投资费用，同时又能够很好的保持井网以及注采系统的完善。

3)技术创新评价 一是以现代沉积学理论为指导，依据测井曲线所能反映出的各种沉积特征和沉积界面，采用模式预测描述方法，由大到小、由粗到细逐级解剖砂体几何形态和内部建筑结构，对该油田储层的沉积模式进行了详细研究与具体论述，建立了地质模型，划分适合油田开发实际需要的储层微相。二是通过合理解剖砂体，预测性地确定出砂体边界，将复合型砂体解剖为单砂体，在此基础上，从砂体的沉积模式和连通关系入手，分析了影响驱油效果的地质因素和不同类型井注水后动态变化特征，给出了一套砂体沉积的韵律类型、连通状况、微幅度构造，并在确定剩余油分布状况及措施挖潜工作中得到广泛应用，为编制油田开发方案及投产后的跟踪调整、提高驱油效果提供了地质依据。三是通过部署水平井，以增加产能，评价区芳29区块部署了2口水平井，优化水平井地质设计，提高地质导向水平，并通过岩屑和气测录井，对砂岩的含油性进行评价，从而总结优化射孔和压裂层段的原则，力求提高水平井单井产量，水平井投产后初期单井日产油达12.35t/d，是直井初期单井日产油的3倍以上。四是通过优化射孔方案，控制区块含水。根据小层发育情况，进行选择性射孔。如果全井为油层，全部射开；如果油底以上油层厚度较大、孔渗物性较好，能满足产能需要的，原则上只射开油层同层待含水高后期挖潜时射开；油底以上发育一般，同层电性显示偏油，考虑射开同层；油底以上发育较差，油底以下同层偏水，为了避免层间干扰，只射开上部油层，同层待后期含水高时射开； 油底以上不发育，同层厚度较大、物性较好的，射开下部同层。

2.3实施效果评价

1)产能达到方案设计要求 徐家围子周边地区方案设计井数145口，区块于2007年底投产，共投产油水井131口(其中油井94，水井37口)，方案设计产能8.55×104t，实际建成产能8.25×104t，产能到位率高达96.49%，基本达到方案设计要求。平均单井日产油高，平均单井日产油3.01t/d，高于方案设计的平均单井日产油2.55t/d，主要由于一是水平井产量高，芳29区块2口水平井投产后初期单井日产油达12.35t/d，高于方案设计值8.0t/d；二是完钻后区块厚度变大，方案设计有效厚度2.4m，实际完钻厚度2.8m(同层厚度折半)；三是直井采油强度略高于方案设计值，方案设计采油强度1.0t/(d·m)，完钻后平均单井射开有效厚度2.5m(同层厚度折半)，实际投产后直井初期日产油2.8t/d，采油强度为1.12t/(d·m)。从产能方面来说徐家围子周边区块方案总体实施效果较好。

2)部分井投产后高含水导致低效 徐家围子周边共投产7区块，油水井总数131口，投产后其中有16口油井投产后高含水(含水大于90%)，其产油量税后收入小于其操作成本，为低效井，平均单井日产油0.09t，低效井比例为12.21%。低效井成因分析如下：一是位于构造低部位的井投产后含水较高。这类井有5口，主要分布在断层下降盘或邻近向斜生油中心，构造位置较低，投产高含水导致低效；二是射开偏水同层导致高含水。这类井有7口，平均单井射开油层有效厚度0.3m，同层有效厚度2.0m，由于偏水同层的渗透性较好，投产后液量较高，但由于含水也较高，产油量低导致低效；三是储层发育较差导致低效。这类井有4口，主要分布在砂体边部，厚度薄，储层物性较差，投产后产液量小，同时含水也较高，导致油井低效。

3)地层压力保持较高水平 徐家围子周边区块投产后，地层压力下降为11.79MPa，地层压力保持程度为84%，实际生产压差为8.78MPa，略低于方案设计值，总体来看，地层压力保持较高水平，开发效果较好。

4)区块综合含水保持稳定 徐家围子周边区块同层比例较大，通过优化射孔方案，有效控制区块含水，区块投产后第2年综合含水为27.52%，较方案设计的22.00%略高，截止到2009年底综合含水为29.02%，含水上升速度相对较慢，区块综合含水保持稳定。

2.4开发指标预测情况

开发方案总结油田开发经验，采取双曲递减规律对产量进行预测，利用采油速度与含水之间的关系(见图1、图2)，合理预测各项开发指标。根据实际生产情况，对应方案预测生产年限，重新进行开发指标预测到第10年，预测指标累积产油量47.69×104t，与方案设计时48.06×104t对比减少了0.77%；采出程度为10.43%，比方案设计值11.25%低；综合含水66.03%，较方案设计时61.21%高4.82%，总体来看实际开发指标与方案设计指标基本相符。随着综合含水率的增高，年产油量逐年下降，采油速度变慢。实际和重新预测综合含水比方案预测指标稍高，主要原因是完钻后区块平均有效厚度由设计时的2.5m增加到2.8m，单井产量高，采油速度比方案设计值高，导致含水上升速度快。

图1 生产期油气产量与含水指标对比图

图2 生产期采油速度与采出程度对比图

3 评价结果

评价区油藏工程方案是在综合地质研究、常规油藏工程计算、数值模拟、借鉴同类油藏开发经验等多种方法综合评价的基础上，最终根据区块开发及经济效益优选出适合徐家围子油田及周边区块地质特点的井网形式和开发技术政策，并最终由大庆油田有限责任公司油藏评价部批准实施。从生产指标评价，与方案设计比较，认为指标完成情况达到行业标准，实施效果良好。油藏工程方案设计科学合理实用。

[1]吴爱新，李广梅.对油(气)藏工程方案后评价的若干认识[J].石油工程与地质,2009(5)：128-130.

[2]佘健明，王永银.项目决策分析与评价[M].北京:中国计划出版社,2007:115-170.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.03.023

TE372

A

1673-1409(2012)03-N068-03

2011-10-18

潘益民(1984-)，男，2007年大学毕业，助理工程师，现主要从事油气田开发方面的研究工作。