细化地质单元分类技术研究

施国法

摘 要：油田属典型的低孔、低渗、低丰度、非均质性强的复杂断层控制的砂岩油藏。受岩层物性、沉积环境、储层发育、资源品质、井网格局、开发阶段等因素影响，平面上不同油藏区块之间开发特征差异大，同一油藏区块内不同区域开发特征差异大，但具有一定的趋同性和差异性。为了提高区块开发效果，在深入动静态油藏研究技术上，开展了细化地质单元工作，本文利用静态资料同时结合动态认识评价，对地质单元进行精细分类，通过同类地质单元对标进行分析，评价不同阶段的开发政策效果，总结经验教训，指导同类单元高效开发，总结出不同渗流单元注水技术和剩余油挖潜技术的适用性，制定提高采收率综合挖潜对策。

关键词：地质单元；差异性；技术对策

1 油田地质概况

储层物性特征：低孔低渗非均质强的特点突出，砂岩孔隙度12-18%，平均15.2%，有效厚度内15.9%。渗透率平均5.4×10-3μm2，有效厚度内8.5×10-3μm2。砂岩非均质系数层内9.6，层间5.6，有效厚度内4.2，层间2.4。

2 开发特点

因断层、水下分流河道、注采井网条件不一导致开发效果差异性明显，在同一地质单元内部不同区域开发效果差异性亦十分明显。基于以上原因，我们开展了地质单元细化与评价工作，深入分析相似地质单元在不同开发阶段的开发特征，总结经验教训指导同类油藏开发政策制定。

3 精细地质单元分类与评价研究

3.1 地质单元分类

考虑物性、构造、井网、开发层系、开发阶段、见效程度、地面受限因素，将18个区块可以进一步细化为76个地质单元。

3.2 地质单元对标提标分析

以物质基础为主线，井网演变及开发政策为辅线，通过开发指标对比找出3类不同储层间开发效果的趋同性与差异性，形成一套分开发层系、分注采单元、分开发对策的评价方法，探索制定开发技术对策。

3.2.1 物质基础决定开发对策

渗透率决定开发效果。以微观孔隙结构特征研究入手，从孔道半径上看，两口岩芯孔道均处于100-200微米之间差距不大，表明孔道半径不是控制渗透率的主要因素。从孔喉半径上看，岩芯1的孔喉渗流能力主要受喉道半径所控制。从喉道半径与渗透率的关系曲线上分析，两者有着很好的线性关系，直接决定了渗透率的高低。

从非线性渗流研究中得出：渗透率与启动压力梯度有着指数关系，渗透率越高，启动压力梯度越低，对比开发效果曲线：一类储层基础井网可以见效；二类储层一次加密后再适当的措施引效，可缓慢见效；三类储层二次加密后初见效，渗透率越低，开发井网排距不断缩短。

3.2.2 井网方式弥补基础差距

基础井网开发特点：一类储层开发效果明显高于二、三类储层，年采油速度高二类储层0.6%。一类储层可形成注采驱替；二、三类储层注采不见效。

加密井网开发特点：一类储层南北向加密年采油速度1%，年平均含水上升率0.1%，加密后采收率提高17.9%；主流线加密年采油速度1.1%，年平均含水上升率0.3%，加密后采收率提高15.7%；三角形重心加密年采油速度0.8%，年平均含水上升率0.2%，加密后采收率提高14%。一类储层南北向加密井网开发效果好于其它两种井网；二类储层南北向加密年采油速度0.7%，年平均含水上升率0.2%，加密后采收率提高12.2%；主流线加密年采油速度10.6%，年平均含水上升率0.4%，加密后采收率提高15.5%。二类储层主流线加密井网开发效果好于南北向加密井网；三类储层启动压力梯度高，无法建立注采关系，无明显开发规律。

3.2.3 注水政策是前者基础的完善

一类储层注水政策对标，基础井网阶段采取低强度注采比，见效明显，稳产形势较好；加密井网阶段排距缩短，注水强度提升，见效加剧，含水上升快，应控制注水强度；二类储层注水政策对标，基础井网无法建立注采关系；加密井网可通过措施引效建立注采关系，持续高强度注水含水上升快，水驱指数变差，水驱效率降低，一旦超破裂压力则暴性水淹。该类储层应采取温和注水政策；三类储层注水政策对标，二次加密井网：排距缩短到53米，采取注采比2-4的注水政策，单元稳产效果较好。

4 取得效果

近几年的递减率逐步平稳，2017年两个递减创历史最好水平，自然递减率稳定在10.1%，综合递减率维持在1.3%，含水也控制在理论范围内，注水利用率持续提高，措施有效率稳定在70%以上，增加可采储量38万吨，采收率稳步提升，稳产形势进一步夯实。

5 结论

通过项目研究，取得了以下几点成果认识：

①地质单元细分主要参考构造圈闭、储层物性、井网格局、开发层系、开发阶段、地面受限等因素；

②以物质基础为主线，井网演变及开发政策为辅线，通过开发指标对比找出三类不同储层间开发效果的趋同性与差异性，形成一套分开发层系、分注采单元、分开发对策的评价方法，探索制定开发技术对策；

③形成不同类型储层的地质单元开发政策：一类储层31个单元完善注采井网，优化注水结构，不断提高水驱控制程度，最终提高采收率。二类储层29个单元缓注缓采尤为重要，需精细研究水驱规律，同时注重层间调整问题，开展整体压裂改善注采关系，提高采收率。三类储层16个单元通过千型泵试验、集团压裂试验、密井网试验等取得突破性进展，进行推广改善开发效果。

參考文献：

[1]刘吉余，马志欣等.高含水期剩余油分布研究现状[J].石油地质与工程，2007，21（3）：61-63.