水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

徐 慧,林承焰,雷光伦,宫 保,范彩匣

(1中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛 266580；2.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580； 3.中国石油大庆油田采油八厂,黑龙江大庆 163514)

水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

徐 慧1,林承焰1,雷光伦2,宫 保3,范彩匣3

(1中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛 266580；2.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580； 3.中国石油大庆油田采油八厂,黑龙江大庆 163514)

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低；砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重；砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重；高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。

水下分流河道；单砂体；水驱控制程度；注采完善程度；剩余油；挖潜

伴随中国大部分油田进入高含水期,以往小层级别的剩余油研究已经不能满足生产需要。精细刻划油藏基本单元——单砂体特别是主力砂体,重新组合井网系统,进一步完善注采系统,提高波及系数是提高采收率的重要途径[1-3]。水下分流河道砂体作为浅水三角洲沉积体系中的主力油层[4],在平面上分布形态较为复杂,对井网及注采系统的优化程度要求较高,且平面挖潜的难度较大[5]。笔者以Maill[6-7]的层次划分思想为指导,识别升平油田葡萄花油层葡一油组水下分流河道单砂体,研究其展布特征,分析剩余油影响因素及分布规律,并提出相应的挖潜对策。

1 研究区概况

升平油田位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷东北部的升平鼻状构造,目的层下白垩统中的姚一段葡萄花油层葡Ⅰ油组属于浅水三角洲前缘沉积,主要发育水下河道、水下分流河道间、前缘席状砂三种沉积微相,其中水下分流河道砂体是其主要的储层。储层岩性主要为棕色含油粉细砂岩、粉砂岩和浅棕色泥质粉砂岩。平均孔隙度为22.9%,平均渗透率为213×10-3μm2,具备中孔中渗特征。该油藏1987年10月依靠天然能量开发,1989年9月采用350 m ×350 m反九点法面积井网进行注水开发,经过三批加密,截至2010年12月,综合含水率已达73.8%,步入高含水中期,采出程度仅为17.5%,单井日产油1.0 t。产油量和采出程度低,对剩余油认识不清,挖潜难度大是目前的突出问题。

2 单砂体划分及展布特征

2.1 单砂体划分

单砂体是指自身垂向上和平面上都连续,但与上下砂体间有泥岩或不渗透夹层分隔的砂体[8]。尽管也有一些单砂体中的一部分因无隔层而与邻层相连接,但其内部流体仍大体自成系统,构成独立油藏[9]。研究区复合河道砂体内部夹层仅在1～2井距范围内,如图1中3单砂体,夹层仅在S28-16井与S29-J17井发育,两侧S27-15井与S28-18井均不发育,内部无法划分更细的单砂体。因此,对研究区来讲,单砂体应相当于复合河道砂体层次,单砂体界面为复合河道砂体界面,相当于Maill[6-7]的Ⅴ级界面。

图1 S27-15井—S28-18井3单砂体连井剖面Fig.1 Well S27-15—well S28-18 profile of single sandbody 3

2.2 单砂体展布形态

水下分流河道单砂体平面展布样式可分为连片式和条带式,其中条带式又可细分为孤立条带式和交切条带式[10](图2)。

(1)连片式。此类单砂体的宽度一般为800～1300 m,平均砂体厚度为4.1 m,平均有效厚度为3.6 m,地质储量占26.9%。

(2)交切条带式。两端2～3条河道呈分支状散开,中间形成较为连片的交切区。此类单砂体的宽度一般为400～600 m,平均砂体厚度为2.2 m,平均有效厚度为1.6 m,地质储量占57.7%。

(3)孤立条带式。此类单砂体的宽度一般小于300 m,平均砂体厚度为1.7 m,平均有效厚度为1.0 m,地质储量占15.4%。

3 高含水期剩余油影响因素及分布

3.1 影响因素

3.1.1 注采不完善

由于砂体展布形态复杂,对井网配置的要求高,规则的面积注水井网往往不能适应所有类型的砂体。梁文富等[11]总结了注水井尖灭型、注水井发育差型、采油井尖灭型、采油井发育差型、断层和尖灭区遮挡型、二线受效型、原井网无井控制型等7种砂体注采不完善类型。笔者认为还应该包括一种采油井单向受效型。以反九点注采井网为例,对于连片式的单砂体,钻遇率高,能够形成规则井网,每口采油井至少有两口以上的水井对应,采油井两侧均能被水波及。对于交切条带式及孤立条带式单砂体,由于砂体分布零散,钻遇率低,导致井网被切割。不少采油井仅仅与一口注水井连通,甚至不连通,另一侧波及较弱或未被波及,采出状况差。图3中S45-15井与S46-16井同时单采22单砂体,截至2011年10月,S46-16井受S46-18井注入水推进的影响,含水率达72.5%,而S45-15井周围无水井连通,且S46-18井的注入水主要受S46-16井分流,导致S45-15井受效弱,含水率仅为11%,累积产油量仅为0.16×104t,仍然有大量剩余油富集。

图2 水下分流河道单砂体展布形态Fig.2 Distribution forms of subaqueous distributary channel single sandbody

图3 S45-15井—S46-18井22单砂体连井剖面Fig.3 Well S45-15—well S46-18 profile of single sandbody 22

3.1.2 平面非均质性

对于连片型单砂体及交切条带式单砂体相对连片的交切区来讲,受河道迁移交切的影响,平面非均质性严重。注水开发过程中,注入水易沿主流线推进,分流线附近波及较弱,驱油效率低,剩余油富集。如图4中22单砂体连片式砂体部位油井S29-15井与图5中3单砂体交切条带式砂体部位油井S43-27井均受砂体厚度大、渗透率高的影响,水井的注入水优先波及,而与之相对的S29-J17井和S43-29井则由于砂体厚度较小,渗透率较低,注入水波及较弱,剩余油富集(图6)。

3.1.3 沉积韵律

水下分流河道砂体整体上表现出正韵律特征[12],受沉积正韵律及注入水的重力作用影响,厚油层上部注入水波及弱,剩余油相对富集。如表1中3单砂体S29-J17井,密闭取芯分析化验资料表明该部位砂体呈正韵律特征,上部未水洗,向下水洗严重。

图4 S29-15井—S30-18井22单砂体连井剖面Fig.4 Well S29-15—well S30-18 profile of single sandbody 22

图5 S42-26井—S43-29井3单砂体连井剖面Fig.5 Well S42-26—well S43-29 profile of single sandbody 3

图6 剩余油饱和度平面分布Fig.6 Residual oil saturation plane distribution

3.1.4 夹 层

研究区的个别井区发育小范围的夹层,夹层上部注入水波及较弱,剩余油相对富集。如表1中6单砂体S41-27井,密闭取芯分析化验资料表明夹层下部中水洗,上部未水洗。

3.2 剩余油分布规律

根据油藏数值模拟结果来看,3类单砂体的开发效果差别较大。连片式单砂体的采出程度高,综合含水率高,含水上升率低,开发效果好；其次是交切条带式单砂体,孤立条带式单砂体开发效果最差(表2、3、4)。

(1)连片式单砂体的剩余油主要分布于分流线井区,其次是厚油层上部,注采不完善井区及夹层上部零散分布剩余油。(2)交切条带单式砂体的剩余油主要分布于两端注采不完善的分支河道,其次是交切区的分流线井区,交切区厚油层上部及夹层上部零散分布剩余油。

(3)孤立式单砂体的剩余油主要分布于注采不完善的河道,其次是注采完善的河道边部,夹层上部零散分布剩余油。

总的来看,砂体越连片,厚度越大,剩余油分布受平面非均质性和沉积韵律影响越严重。砂体越分散,厚度越小,剩余油分布受注采不完善影响越严重。

表1 典型井分析化验资料Table 1 Analysis data of typical wells

表2 三种样式单砂体开发效果Table 2 Development effectiveness of three distribution forms of single sandbody

表3 剩余可采储量分布Table 3 Distribution of remaining recoverable reserves

表4 注采不完善类型剩余可采储量统计Table 4 Distribution of remaining recoverable reserves of not completed well pattern

4 挖潜对策

针对以上影响水下分流河道单砂体剩余油分布的影响因素,有效的挖潜途径应该从完善注采关系、削弱非均质性影响、提高平面及层内波及程度出发,进而提高采收率。

4.1 注采结构调整

4.1.1 连片式砂体调整

连片式单砂体的面积较大,井网相对完善。通过角井转注,将原反九点注采井网调整为五点法注采井网,改变液流方向,扩大注水波及范围,有效动用分流线井区的剩余油。调整后水驱控制程度增加4.4%,注采完善程度增加20.9%。油藏数值模拟结果表明,调整初期含水率降低5.3%,最终采收率可提高3.1%。

4.1.2 交切条带式砂体调整

交切条带式砂体的面积较小,且两端又有2～3条河道呈枝状分散,难以形成规则注采井网。对于这种类型砂体,一般将两端枝状散开的河道部位的油井转注,形成两端分散河道注水,中间相对连片交切区采油的井网形式。既削弱不同分支河道的平面非均质性影响,同时增强注采对应性,提高注采完善程度。调整后水驱控制程度增加14.3%,注采完善程度增加33.4%。油藏数值模拟结果表明,调整初期含水率降低16.2%,最终采收率可提高5.7%。

4.1.3 孤立条带式砂体调整

孤立条带式砂体的水驱控制程度和注采完善程度最低。将原井网调整为点状交错注采井网,每口油井均有两口水井对应,两侧均能得到注入水有效波及。调整后水驱控制程度增加16.4%,注采完善程度增加43.5%。油藏数值模拟结果表明,调整初期含水率降低20.3%,最终采收率可提高7.4%。

图7 水下分流河道单砂体井网调整部署图Fig.7 Well pattern arrangement of subaqueous distributary channel single sandbody

4.2 提 液

放大生产压差提液,不仅提高了地下液流的流速,而且促使一些位于低渗透层(或区段)的原油克服启动压力开始流动,同时可以削弱重力的不利影响,从而改善开发效果,提高油藏采收率[13]。一方面,升平油田葡Ⅰ油组地饱压差较大,为8.6 MPa,生产井底可以适当放大生产压差。另一方面,在含水率80%以后,无因次采液指数上升且含水上升率降低。因此,可以通过放大生产压差提液有效动用厚油层上部及夹层上部剩余油。对厚油层部位的4口油井实施提液措施,平均单井日增液4.4 t,日增油1.4 t,含水率降低4.1%。

4.3 注水方式调整

室内试验和矿场试验均表明,不稳定注水方式,不仅可以扩大水驱波及体积,还可有效地控制含水上升速度,解决平面和层间矛盾,提高注水效果[14-16]。选取连片式砂体部位的1个井区实施周期为6个月的不稳定注水方式,平均单井日增油0.8 t,含水率降低6.1%。

4.4 油层改造

考虑到油水井发育差原因形成的剩余可采储量所占比例达18.5%(表4),有必要对水井实施酸化改造,提高吸水能力,对油井实施压裂改造,提高产液能力,进而有效动用薄差砂体部位的剩余油。对条带式砂体中薄差砂体部位的3口油井实施压裂改造,2口水井实施酸化改造,其中压裂改造平均单井日增产油1.7 t,含水率降低15.9%；酸化改造平均单井日增注水量5 m3。

5 结 论

(1)水下分流河道单砂体平面展布形态可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种,单砂体宽度和厚度逐次降低。交切条带式单砂体储量比例最高,其次是连片式单砂体,孤立条带式单砂体最低。

(2)连片式单砂体剩余油主要分布在分流线井区及厚油层上部。交切条带式单砂体剩余油主要分布在注采不完善的分支河道及交切区的分流线井区。孤立条带式单砂体剩余油主要分布在注采不完善的河道。总的来看,砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重。砂体越分散,受注采不完善影响越严重。

(3)高含水期水下分流河道单砂体的挖潜对策是:连片式单砂体注采井网调整为五点法注采井网,交切条带式单砂体调整为两端枝状河道注水,中间交切区采油的注采井网,孤立条带式单砂体调整为点状交错注采井网。注水井的注水方式调整为周期注水,采油井采取放大生产压差提液。对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。

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(编辑 徐会永)

Remaining oil distribution law and potential tapping measures of subaqueous distributary channel single sandbody

XU Hui1,LIN Cheng-yan1,LEI Guang-lun2,GONG Bao3,FAN Cai-xia3
(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
3.No.8 Oil Production Plant of Daqing Oilfield,Daqing 163514,China)

Based on the analytic hierarchy process,the hierarchy and planar distribution characteristics of single sandbody of PuⅠoil group in Putaohua reservoir of Shengping Oilfield were studied.Then the remaining oil distribution,influencing factors and the potential tapping measures were researched by using reservoir engineering analysis and numerical simulation. The results show that the single sandbody is equal to compound channel sandbody hierarchy,and could be divided into flaky form,cross-cutting banded form and isolated banded form.The width and thickness of single sandbody successively reduce. The more contiguous the sandbody and the greater the thickness,the more seriously the plane heterogeneity and sedimentary rhythm influences remaining oil distribution.The more scattered the sandbody and the smaller the thickness,the more seriously uncompleted well pattern influences remaining oil distribution.The potential tapping measures are as follows.The well pattern of flaky form single sandbody could be adjusted into five-spot water flooding pattern,with cross-cutting banded form single sandbody,the branched channel sands inject water,the cross-cutting areas product oil.The well pattern of isolated banded form single sandbody could be scattered and crossed water flooding pattern.The water injection mode could be adjusted into cyclic waterflooding and the production wells could be enlarged the drawdown pressure.Injectors in poor sands could be acidified and producers in poor sands could be fractured.

subaqueous distributary channel；single sandbody；water flooding control degree；degree of injection to production；remaining oil；potential tapping

TE 122

A

1673-5005(2013)02-0014-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.02.003

2012-09-15

国家科技重大专项(2011ZX05009-003)

徐慧(1984-),男,博士研究生,主要从事剩余油分布及挖潜方面的科研工作。E-mail:xuhui314@163.com。