塔中M油田储层分类评价及注水开发方案优选

张 宇，闫更平，王 林，宋新利

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)



塔中M油田储层分类评价及注水开发方案优选

张 宇1,2，闫更平1，王 林1,2，宋新利1,2

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

塔中M油田含砾砂岩段储层条件较差，边水能量弱，地层压力下降快，储量动用程度低，亟需注水补充地层能量，改善开发效果。针对含砾砂岩段单砂体层薄、层数多、纵横向变化快的特点，综合应用录井、测井、岩心、薄片及压汞曲线等资料，开展含砾砂岩段储层分类评价研究，在此基础上编制注水开发方案，应用数值模拟方法对方案开发指标进行预测，优选最佳方案。结果表明，纵向以含砾砂岩段12、13、21、22等4个主力砂体作为一套开发层系，平面在塔中M、塔中M-H1两个砂体发育区构建边缘环状注水加中心点状注水的9注8采混合注采井网，开发指标最佳，年产油3×104t，可稳产2年，预测期末较基础方案净增油15.45×104t，采收率提高2.1%。研究成果对同类油藏开发调整具有一定借鉴意义。

塔中M油田；含砾砂岩段；储层分类；注水开发

塔中M油田位于塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中10号构造带上，目的层为石炭系东河砂岩，发育含砾砂岩段和均质砂岩段两套油层，油藏埋深约为4329m，探明含油面积为15.6km2、石油地质储量为719×104t 。地面原油密度为0.825～0.961g/cm3，黏度为3.47～23.45mPa·s，属正常—偏轻黑油。油藏于2001年投入开发，采用两套水平井井网利用天然能量分别开发均质砂岩段和含砾砂岩段。其中均质砂岩段储层条件好，底水能量充足(目前地层压力保持程度为91.5%)，开发效果好，阶段采出程度为23.36%；含砾砂岩段储层条件较差，边水能量弱，地层压力下降快(目前地层压力保持程度为53%)，处于低采油速度(0.15%)、低含水(36.6%)、低采出程度(8.2%)阶段，需要注水补充地层能量，改善开发效果。大量研究和开发实践表明[1-10]，注水层位的选择和平面注采井网的规划是决定注水开发成败的关键，针对含砾砂岩段单砂体厚度薄、层数多、纵横向变化快的特点，综合录井、测井、岩心、薄片及压汞曲线等资料，开展储层分类评价研究。在此基础上编制注水开发方案，重点对层系组合、井网井型、合理井距等参数进行论证，开展注采井网优化部署。应用数值模拟方法对开发指标进行预测，优选最佳方案，指导研究区注水工作调整。

1 单层划分与对比

以砂层组内部泥岩为辅助标志层，按沉积旋回特征将该区含砾砂岩段划分为5个小层，各小层发育稳定，砂体厚度受沉积影响，规律性明显。在小层划分基础上按 “旋回对比，标志层控制，厚度约束”开展单砂体对比，以测井曲线精度条件下所能识别出的单层砂体为最小单元，将含砾砂岩段划分为10个含油单砂体(表1)。

表1 塔中M油田含砾砂岩段单砂体划分简表

应用取心井为标准井建立连井对比骨架剖面，完成全区闭合，实现平剖一致；在单砂体精细刻画基础上，实现整个工区单砂体的统一对比。

2 储层分类评价研究

2.1 储层分类标准的建立

(1)标准井的选择：标准井应尽量选择揭露地层全、资料全且有一定代表性的井。塔中M-H2导井含砾砂岩段全段取心，取得各项岩心分析化验593块次，录井、测井资料齐全，是该区取资料最多、最全的一口井。本次选该井作为标准井，统筹分析各项资料，研究储层分类的宏观和微观标准。

(2)分类标准建立：根据岩性、沉积微相、物性、含油性，薄片、孔喉结构、毛细管压力等特征参数，通过聚类分析，将工区含砾砂岩段储层划分为4类(表2)。

表2 塔中M油田含砾砂岩段储层分类标准表

续表

I类储层：岩性为灰褐色细砂岩，GR小于40API，物性好，孔隙度大于15%，渗透率大于50mD，中值孔喉半径一般大于1μm，压汞排驱压力小于0.1MPa，测井解释为油层，以水下分流河道沉积为主。

II类储层：岩性为灰褐色细砂岩，GR小于40 API，物性较好，孔隙度为10%～15%，渗透率为10～50mD，中值孔喉半径一般大于1μm，压汞排驱压力小于0.1MPa，测井解释为油层，以水下分流河道沉积为主。

III类储层：岩性为灰色含粉砂细砂岩，GR为40～50API，物性较差，孔隙度为8%～10%，渗透率为1～10mD，中值孔喉半径一般为0.3～1μm，压汞排驱压力为0.1～1MPa，测井解释为差油层，多为分流间湾沉积。

Ⅳ类储层：岩性为灰白色粉砂岩、泥质粉砂岩，GR为50～65API，物性差，孔隙度小于8%，渗透率小于1mD，中值孔喉半径一般小于0.3μm，压汞排驱压力大于1MPa，测井解释为干层，多为分流间湾沉积。

从分类标准来看，注水调整应以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，Ⅲ、Ⅳ类储层属于特低孔、特低渗甚至无效储层，不能作为注水调整的对象。

2.2 储层分类评价研究

2.2.1 纵向单砂体储层分类评价

根据储层分类标准，对工区26口井含砾砂岩段单砂体储层进行分类，统计结果见表3。从统计对比结果来看，纵向上12、13、21、22等4个单砂体储层最有利，Ⅰ、Ⅱ类储层钻遇率较高，平均在50%以上，因此将这4个单砂体作为本次注水调整的主要对象。51单砂体和下部均质砂岩段为一套油水系统，底水能量充足，无需注水补充能量。

表3 塔中M油田含砾砂岩段单砂体储层分类统计表

2.2.2 单砂体平面储层分类

在含砾砂岩段单砂体储层分类基础上，结合精细地层对比及沉积相研究成果，刻画12、13、21、22单砂体平面储层分类规律(图1、图2)，从图中可以看出，平面上储层基本沿北东向展布，塔中M、塔中M-H1井区储层最为发育，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，因此把这两个井区作为本次注采井网调整的主要目标区，有利于注水开发见效。

3 注水开发方案优选

3.1 注水开发方案编制

3.1.1 层系划分与组合

根据储层分类评价及剩余油研究成果，确定纵向上以含砾砂岩段12、13、21、22等4个主力砂体单独作为一套开发层系建立注采井网，覆盖地质储量340×104t。

3.1.2 井网井型论证

调研了国内外26个典型低渗透油田井网形式，同时结合塔中M油田含砾砂岩段油藏地质条件，认为本区应充分利用老井，注水井尽量部署在油藏边部，形成边缘环状注水加中心点状注水的注采井网。

由于该块采油井以水平井为主，所以重点论证注水井采取何种井型。塔中M油田含砾砂岩段为薄互层油藏，纵向发育10个含油单砂体，单层厚度为1～2m，采用直井部署可以兼顾多个含油单砂体，纵向上控制程度优于水平井，因此确定本区注水井首选直井。此外，数值模拟显示，直井注水油藏各项开发指标均优于水平井注水。

3.1.3 合理井距论证

利用注采见效井距法、数值模拟法及贾振岐法等7种方法对该区合理井距进行计算(表4)，考虑技术经济因素，结合油藏地质储量特征，综合确定合理井距为450m，油藏边部井距可适当增大。

表4 塔中M油田合理井距计算结果统计表

3.1.4 方案部署

在上述地质认识和井网参数论证的基础上，充分考虑目前剩余油分布状况，充分利用老井，完善注采井网，共设计4套对比方案(图3、表5)。

表5 塔中M油田合理注采井距计算结果统计表

3.2 开发指标预测

3.2.1 技术界限论证

在预测方案开发指标之前，需要对油藏相关技术界限进行论证，计算方法及结果见表6。

3.2.2 开发指标预测及方案优选

应用ECLIPSE数值模拟软件预测了塔中M油田15年(2015—2030年)的开发指标，并对4个方案的主要开发指标进行对比(表7、图4)。从预测15年末的开发指标来看，注水开发对油田稳产有着极其重要的意义，方案2与方案3预测期末累计增油和综合含水基本相当，但方案2经济成本相对较低。综合技术和经济指标，方案2为推荐优化方案，通过注水调整，峰值采油速度为0.56%，年产油3×104t稳产两年，预测期末较基础方案净增油15.45×104t，采收率提高2.1%。

表6 塔中M油田含砾砂岩段注水开发技术界限计算表

表7 塔中M油田各方案主要开发指标对比表

4 结 论

(1)开展单砂体储层分类评价研究，在此基础上应用数值模拟方法优选注水开发方案。结果表明，纵向上含砾砂岩段12、13、21、22等4个主力砂体作为一套开发层系，平面在塔中M、塔中M-H1两个井区构建边缘环状注水加中心点状注水的9注8采混合注采井网开发指标最佳，年产油3×104t稳产2年，预测期末较基础方案净增油15.45×104t，采收率提高2.1%。

(2)对薄互层状砂岩油藏注水开发方案来说，搞好单砂体储层分类评价是重组开发层系和规划平面注采井网的基础，数值模拟是预测开发指标的有效工具，根据数值模拟结果优选最佳方案组织实施，可较好地保证注水开发效果。

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Reservoir Classification Evaluation and Water Injection Scheme Selection in M Oilfield

Zhang Yu1, 2, Yan Gengping1, Wang Lin1, 2, Song Xinli1, 2

(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin,Liaoning124110,China)

The gravel-bearing sandstone reservoir features in poor conditions, weak energy of edge water, fast decline of formation pressure, and low producing degree. It is urgent to inject water to supplement formation energy and improve development. In view of the thin single sand body, multiple horizons and fast vertical and horizontal change of gravel-bearing sandstone reservoir, we comprehensively used mud logging, well logging, core, thin sections and pressure mercury curves, etc., and carried out evaluation of reservoir classification. On the basis, we compiled waterflooding programs, applied the method of numerical simulation to predict the scheme development indicators, and selected the optimal scheme. Results showed that the indicators were the best by taking the four major sand bodies like 12,13,21, 22at conglomeratic sandstones vertically as a set of development horizons and constructing edge cyclic water injection and central point like nine injection and eight production injection-production well pattern in M and M-H1 sand body development areas. Annual oil production of 3×104t could be kept for two years. It was predicted that oil production would rise by15.45×104t at the end of the period as compared with the basic scheme, and the recovery would increase by 2.1%. The research results would be of

ignificance to adjustment of similar reservoir development schemes.

M oilfield; gravel-bearing sandstone; reservoir classification; waterflooding

张宇(1981年生)，男，工程师，现从事油田开发地质研究工作。邮箱：xiaoyu863b@126.com。

TE323

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