低幅强底水油藏规模水平井网微层系开发技术

党胜国

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)



低幅强底水油藏规模水平井网微层系开发技术

党胜国

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

针对低幅构造强底水富砂辫状河油藏储层结构复杂，高含水期剩余油预测困难的问题，根据井点静态资料和规模化水平井网生产动态资料和运用储层构型精细解剖方法和基于储层构型界面的剩余油层次综合分析方法，建立了储层构型分布模式，理清了剩余油分布规律。利用四级构型界面和规模化水平井网将不同辫流带砂体进行微分层系、整体加密调整，形成了辫流带1和辫流带2共44口井的调整井网。2015年实施的8口调整井前6个月平均产能为50～260 m3/d，研究成果对高含水期强底水富砂辫状河油藏开发调整具有重要意义。

低幅构造；强底水油藏；规模水平井网；微层系开发；曹妃甸油田馆三油组M油藏

0 引 言

曹妃甸油田馆三油组M油藏位于渤海西部海域，是已开发低幅构造强底水油藏的典型代表，开发理念和开发模式在国内外同类型油藏中处于领先地位。该油藏为北东向展布，为一组呈雁行排列、近东西向分布的正断层切割的低幅背斜构造强底水油藏，储量规模大，最大构造幅度和油柱高度分别为40、22 m，发育小气顶，油水体积比大于1∶550，地层原油黏度为4.3 mPa·s，油水界面东西落差为14 m。油层分布在厚储层顶部30～40 m范围内，储层平均孔隙度为26%，平均渗透率为570×10-3μm2，平均砂地比为83%，横向分布稳定，垂向多期河道砂体叠置，夹层发育，岩性主要为含细砾中—粗砂岩。自2006年投产，利用天然能量、采用不规则规模化水平井网开发，截至2015年7月底，研究区内有54口井和29个400 m左右的水平段，井距为200～400 m，生产井水平段避气高度为4～12 m，避水高度为8～16 m，采出程度为16%，综合含水为90%，已进入高含水开发阶段，但采出程度偏低。因此，提出利用储层构型界面和规模化水平井网进行微层系开发的新思路。

1 储层精细解剖及剩余油分析

1.1 基于构型层次的储层精细解剖

在精细小层划分与对比、井震结合的基础上，采取模式指导、层次解剖、动静结合的原则，依据Maill的储层构型解剖思路[1-2]，分层次研究了富砂辫状河的五级、四级、三级构型界面及其对应的复合河道、辫流带、心滩坝、河道充填和垂积体等沉积单元。

五级构型界面为厚度约为5～10 m的灰绿色泥岩，横向分布稳定，由一次规模较大的洪水事件形成。其限定的构型单元为复合河道砂体，每一个五级构型单元都具有独立的气、油、水系统，砂体厚度为20～90 m，砂地比为70%～90%，电测曲线为厚层箱型或钟型，正韵律沉积，由多期河道在纵向和平面上往复摆动形成，表现为不完全叠拼型和完全叠拼型，与现代辫状河流和露头研究结果一致[3]。该界面作为区域上局部发育的稳定隔层，对流体系统具有分割作用，所限定的沉积单元为此次研究的目标油藏。

四级构型界面以厚度约为2 m的粉砂质泥岩为主，形成于规模较小的洪水事件，具有分布范围大、遮挡底水能力强的特点。充分应用过路井及水平段录井、测井、方位电阻率成像探边资料和大量的产油、产液、压力变化等生产动态资料辅助确定井间夹层的分布范围，半定量评价遮挡底水能力的强弱[4](图1)。该构型界面的发育为目标油藏进行微层系开发提供了物质条件，其所限定的四级构型单元主要发育半泥质充填型河道和规模不等的斜列心滩坝，在横向上连通性比较好[5-6]。心滩坝内部较稳定发育的半泥质细粒沉积“落淤层”为三级构型界面，是造成储层非均质性和剩余油分布差异性的重要原因，对应的构型单元为垂积体。

图1 Massive砂体第2期夹层分布

1.2 构型界面约束下的剩余油分析

从油藏整体角度可知，井网较均匀、单井含水约为90%，难于理清剩余油分布模式。但在四级构型界面约束下，不同辫流带井网差异大，分层次研究不同辫流带的剩余油分布主控因素和分布规律及来水方向，则剩余油分布模式清晰。

油层和剩余油主要分布在辫流带1和辫流带2，2期辫流带间的四级构型界面(较稳定夹层)从北东向南西连片分布，在生产平台及砂体东南部厚度大于1 m，砂体周缘厚度为0.2～0.9 m。生产动态资料表明，辫流带1的多口生产井(D8H1、D1H、D30H)表现为边水生产特征，生产5 a后，含水上升至60%，且后期供液能力不足，地层压力下降1～2 MPa。砂体东北部的D6H1底部夹层不发育，表现为暴性水淹，生产不到1 a含水上升至90%。辫流带1剩余油主要沿气顶周边的油环分布，在砂体西侧和南侧比较发育。

辫流带2有12口水平生产井，主要集中在中东部，平面上剩余油主要分布在西部、南部井网不完善区域以及大井距的井间，中、东部水淹强。此外，剩余油还受生产井水平段避气高度、三级构型界面、小断距断层、低幅油藏微构造、倾斜油水界面等因素控制[7-10](图2)。由于受辫流带2下部四级构型界面遮挡，水淹范围平面上沿生产井呈条带状分布，具有“似边水”油藏的水淹特征，在平面上剩余油呈块状分布，主要分布在砂体西部、南部和东部CFD12-1-7—D4P井区；垂向上避气较大的D13H井区及东侧井网较密的D18H、D27H井间和D15H、D33H井间剩余油较富集。

2 微层系开发技术及效果分析

2.1 储层构型界面与生产动态响应规律

水平生产井的生产动态与储层构型界面的响应规律表明，夹层是一把“双刃剑”。夹层厚度越大，延伸范围越宽，纵向遮挡期次越多，越有利于改变水平段下部底水流动方向，使底水沿夹层下部发生绕流[11-12]，控制底水直接纵向发生锥进，延长水平井在低、中含水期的生产时间，延缓中、高含水期的含水率上升速度，达到提高水平生产井累计产油量和经济效益的目的。夹层厚度和分布范围过大，或者纵向受多期夹层遮挡，或者同时和断层等渗透屏障组合起遮挡作用，常会造成生产井供液能力不足，地层压力下降，不利于水平井后期的提液稳产。无夹层遮挡和弱遮挡的水平生产井，底水锥进快，寿命周期短，累计产油量低。

图2 辫流带2含水率等值线图

2.2 基于构型界面的微层系水平井网开发技术

在明确四级构型界面与生产井动态响应规律的基础上，结合剩余油分布规律，在辫流带1油环井网不完善区域、辫流带2西侧和南侧油水界面低、油层厚度大、井网控制程度较低区域，以及断层附近剩余油滞留区域以及东侧井距较大、井间剩余油较富集区域，统筹考虑，整体部署水平调整井，水平段尽量靠近正向微构造、过渡型微构造和气油界面位置，井间加密井水平段要和原生产井水平段跟部错落放置(图3)。

图3 M油藏整体调整井网

考虑原井网、井距，在辫流带1部署调整井13口，在辫流带2部署调整井10口，形成辫流带1油环共20口生产井、辫流带2共24口生产井，总计44口水平生产井分2套微层系开发的生产井网。

调整后井距由原来的400～600 m调整为200～300 m。综合考虑原井网及数值模拟结果，优化水平段长度为350～450 m。约80%的水平生产井垂向位于四级构型界面之上，可有效延缓底水锥进。气顶下部生产井避气高度由4～12 m调整为1～4 m，达到垂向挖潜剩余油的目的。边部生产井避水高度下限根据老井生产特征回归及数值模拟结果确定为大于6 m，若底部有较稳定夹层分布，可适当降低避水高度。

总结邻井生产规律，设计初期生产压差为0.5 MPa，夹层遮挡较强区域可适当放大生产压差至1.0 MPa。类比邻井采油指数及JOSHI公式预测初期产能为100～200 m3/d，数值模拟预测提高采收率14%。

2.3 调整井实施效果

2015年优先实施了其中8口调整井，3口位于辫流带1，5口位于辫流带2，从4月份陆续投产，前6个月平均产能为50～260 m3/d，含水率为4%～25%，生产气油比为40～100 m3/m3，调整效果好，证实井间剩余油富集、气顶能量萎缩、减小避气高度结论的准确性。钻前分析8口调整井水平段下部均有夹层分布，实际生产也佐证8口调整井均受益于四级构型界面遮挡，含水上升缓慢，表现为边水生产特征。例如D46H井，2015年5月底投产，初期日产油为400 m3/d，生产6个月含水为8%，但避水高度仅为4.6 m，钻穿邻井及周边水平井动态资料显示其底部发育的四级构型界面厚度约为4 m，分布范围广，表现为强遮挡型，高产能也表明单一辫流带储层横向连通性好。

3 结 论

(1) 动、静态资料结合，从构型角度精细解剖了储层分布特征和隔夹层的分布级次，得出剩余油主控因素和分布规律，提出利用四级构型界面、水平井网微分层系整体加密调整策略。

(2) 基于储层构型界面与不同辫流带水平井生产动态的响应规律，提出利用较稳定分布的四级储层构型界面将M油藏分为2套微层系开发，将低幅构造强底水驱油藏转换为半边水、半底水油藏的开发模式，大幅提高了油藏采收率，先期试验井取得了很好的调整效果。

[1] Miall A D. The geology of fluvial deposits[M].Berlin： Springer Verlag Berlin Heidelberg，1996：30-49.

[2] Miall A D.Architectural-element analysis is a new method of facies analysis applied to fluvial deposits[J].Earth Science Reviews，1985，22(2)：261-308.

[3] 金振奎，杨友星，尚建林，等.辫状河砂体构型及定量参数研究[J].天然气地球科学，2014，25(3)：311-317.

[4] 饶良玉，吴向红，李香玲，等.夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理[J].油气地质与采收率，2013，20(1)：96-99.

[5] 刘钰铭，侯加根，王连敏，等.辫状河储层构型分析[J].中国石油大学学报，2009，33(1)：7-17.

[6] 陈莉，芦风明，范志勇.大港油田官80断块辫状河储层构型表征[J].大庆石油学院学报， 2012，36(2)：71-90.

[7] 印森林，吴胜和，许长福，等.砂砾质辫状河沉积露头渗流地质差异分析[J].中国矿业大学学报，2014，43(2)：286-293.

[8] 王应斌，黄雷，刘延海.渤海新构造运动主要特征与构造样式[J].中国海上油气，2012，24(1)：6-10.

[9] 郝雪峰，尹丽娟.油藏类型与属性的动力学涵义[J].油气地质与采收率，2013，20(2)：1-4.

[10] 崔建，李海东，冯建松，等.辫状河储层隔夹层特征及其对剩余油分布的影响[J].特种油气藏，2013，20(4)：26-30.

[11] 薛永超，梁卫.夹层对底水油藏油水运动规律的控制作用[J].西安石油大学学报：自然科学版，2011，26(1)：14-17.

[12] 刘超，廖新武，李廷礼，等.海上特低幅构造稠油底水油藏水平井开发策略[J].特种油气藏，2013，24(4)：81-84.

编辑 张耀星

20150708；改回日期：20151012

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术”(2011ZX05024-002)

党胜国(1980-)，男，工程师，2004年毕业于西北大学地质学专业，2007年毕业于该校矿产普查与勘探专业，获硕士学位，现从事油气田开发地质研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.027

TE349

A

1006-6535(2015)06-0118-04