低渗透裂缝性油藏测井侧向剩余油挖潜措施研究——以长庆A油田为例

李 震,张金海,李桂山,宗 飞,许 阳,张思顿

(1.中国石油集团测井有限公司地质研究院,陕西西安 710077;2.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安 710200;3.中石油煤层气有限责任公司,北京 100102)

随着勘探开发技术的不断进步,我国低渗透油藏原油开采比重逐步增大。低渗透裂缝性油藏多表现为储层物性差、油水关系复杂,导致测井压裂后产能预测精度低[1]。低渗透裂缝性油藏由于储层自身品质差,导致在开发过程中采收率严重偏低,具体表现为纵向上油层非均质性强,常面临“注不进”和油井含水率迅速上升等问题,产量递减导致采收率偏低,对开发中后期调整造成阻碍[2]。长庆A油田位于鄂尔多斯盆地,其中构造活动较强地区,常发育一些小规模断裂,具较多裂缝[3],这些人工裂缝或天然裂缝导致注入水平面突进现象严重,井网适应性差,主向油井含水上升快,侧向油井见效慢,严重制约着低渗透油田的高效开发。

国内外许多学者对油气藏加密调整及剩余油富集规律等方面开展了相关研究。如张宏友等开展了基于流管法的加密调整评价方法[4],南金浩等开展了海拉尔盆地油藏富集规律研究[5],李向平等开展了低渗透底水油藏剩余油分布规律及挖潜措施研究[6]等。

1 低渗透油藏开发难题

受沉积微相、源储配置关系等因素影响,低渗透油藏隐蔽性强、油水关系复杂,造成隐蔽性油藏测井识别困难。虽然在开发过程中摸索出了利用注水来保持地层能量的措施,但由于地层致密、连通性差,使得注水见效仍然相对滞后。

大庆A油田由于储层微裂缝发育,平面开采矛盾突出,低渗透油藏需先压裂后投产,加之低渗透油藏注采比较高、注采过平衡的现象普遍存在[7]。开发过程中,地下渗流通道由人工裂缝、天然裂缝与渗透孔隙组成。人工裂缝与天然裂缝的方向相同,同为最大水平主应力方向,引起最大主应力方向油井出现高含水,沿此方向的地层压力也超过原始地层压力,而裂缝侧向的油井则受效差。另外,储层纵向非均质性强,砂体间动用状况差别大。低渗透储层砂体发育类型多、纵向叠合规模不一,主力区井网完善程度高,非主力区普遍砂体薄、规模小、连通复杂,造成非主力砂体井网控制程度差、注入水易单向突进、采油速度小、采出程度低。

2 侧向剩余油挖潜

2.1 优先实施检查井

针对以上开采中存在的矛盾,充分挖潜侧向剩余油,在研究区优先沿主裂缝线两侧部署检查井,按照距离水线的远近分别实施排距75 m(AJ75井)、50 m(AJ50井)、25 m(AJ25井)和0(AJ100井)四口检查井。目的在于检查水线沿裂缝侧向推进距离,四口检查井(AJ75、AJ50、AJ100、AJ25)具体井位如图1所示。

图1 A区加密调整前拟合水线分布图

根据邻井动静态结合判别法,精细解释四口检查井测井资料,通过“查特征、比邻井、找水源”的思路将检查井与原采油井资料综合对比分析。实践显示,这种方法可以排除储层岩性、物性等因素的影响,在低渗透油藏水淹层测井解释时具有较高的符合率。对比井选择应遵循距离新井最近,且对应油层的储层岩性、物性、厚度差异最小的原则,找出两者间的测井变化规律,从而确定新井油层的水淹程度。

AJ25井邻井对比时选择离本井最近的基础井网边井A21-45井和角井A22-45井,两口邻井的生产层段为层段2和层段3(图2),其中A21-45井投产后低含水,A22-45井投产后高含水。从测井资料看,A22-45井电阻率形态欠饱满,对应生产层呈明显低值凹状,A21-45井电阻率形态呈相对平直且微凸状,对应性较好。AJ25井分三段(层段1、层段2、层段3)进行评价,层段1中,3口井测井曲线重合度高,电阻率高值为油层响应特征;层段2中,电阻率高值,电性特征变化明显,分析井组注采关系,井组内注水井A21-44注水层位恰与该层段对应,由于水驱油影响引起电性变化,对应取心描述为条带状含油,见水洗;层段3中,电阻率大段低值,均值4.7 Ω·m,为典型高含水响应特征,同时声波时差也明显增大23 μs/m,对应取心也具有明显水洗、味咸有水渗出等显示。

图2 AJ25井目的层段测井响应对比

AJ25全井段测井响应特征接近A22-45角井(高含水),测井解释和取心描述均指示除顶部外生产层段水洗明显,说明井底距水线25 m处早已发生较高强度的水洗。

通过对4口检查井测井响应特征、水淹情况以及邻井生产曲线对比分析,3口检查井水洗、1口检查井未水淹,距离水线越近的检查井水洗程度越严重,且受储层非均质性影响,纵向存在水洗不均匀、呈条带见水特征,平面距离水线75 m的AJ75井测井与取心资料都显示为油层特征,未发生水洗,故部署加密井。

2.2 加密井部署

基于后期二次、三次井网调整基础,加密井部署原则在原菱形反九点井网的侧向油井之间加密两口油井,井距160 m,排距150 m(图3),主向油井实施转注,调整后形成排状注水井网,后期沿裂缝加强注水,促使侧向井见效,提高侧向剩余油的动用率。

图3 加密区井网调整方式

2.3 井网调整后认识

2.3.1 加密区储层接近油藏原始状态

通过测井及取心资料对比分析加密井和老井油层物性、电性及含油性特征参数,对比结果如图4所示,可见各项指标变化不大,说明加密井储层接近油藏原始状态,也佐证了低渗透裂缝油藏水线条带波及范围较窄,通过侧向井加密提高剩余油采收率方案可行。

图4 加密井与老井物性对比

2.3.2 加密区储层流体性质仍以油层为主,中高含水层比例小

统计加密区加密井测井及试油资料,加密井井底流体性质仍以油层为主,未见明显水淹特征。其中由于含油饱和度变化引起的中含水以上级别厚度占整个长61储层有效厚度的7.1%,中含水以上级别厚度占长61油层有效厚度的9.3%(图5)。

图5 加密井水淹厚度系数

2.4 加密效果评价

通过对检查井生产动态进行分析发现,距水线75 m的AJ75井自投产后,该井日产液量开始下降,含水降低,单井产能保持在2.16 t/d,综合含水率30.17%,并逐步稳产,效果明显(图6)。

图6 AJ75井生产曲线

2022年6月底采用加密调整井网进行滚动开发,截至2022年底,研究区加密井开井32口,新建产能70 t/d,平均单井产能2.2 t/d,综合含水率40%(图7)。研究区在2023年继续扩大加密范围,逐步恢复年产能5.86×104t。

图7 A区加密井研究区投产后3个月运行曲线

从区块实际年产油量与累计产油量关系曲线可以明显看出,两次产量递减均为直线[8](图8),直线段可表示为:

图8 A区加密调整前后开发指标对比

Q=A-BNpt

(1)

式中:A、B分别为直线段的斜率和截距,无量纲;Q为区块年产油量,104t;Npt为从投产开始的累计产油量,104t[9]。

根据图8中加密前后的直线段(拟合可采储量趋势线),用回归法即得到加密前后的可采储量由68×104t增加到103×104t,加密效果明显,经济效益良好。但从图中直线段斜率看,加密后的产量年递减率增大了(斜率变大),这是由低渗透裂缝性油藏储层特征决定的[10]。

3 结论

1)低渗透裂缝性油藏,注水开发后会出现驱替系统难以建立、主向油井过快水淹、侧向油井受效差、水驱平面分布不均、产量递减较快等现象,通过部署加密井能大幅度有效动用侧向剩余油。

2)低渗透裂缝性油藏井网调整,应立足检查井,通过优先实施检查井、开展精细测井评价,结合地质、开发动态综合识别油藏水洗范围,指导加密井合理部署,可以有效规避风险,高效挖潜剩余油、确保油藏长期稳产,开发效果良好。

3)在矿场应用中,低渗透裂缝性油藏开发调整多依据经验定性调整,因此下步还应持续关注A油藏的开发指标变化,继续进行实验性调整研究,做好加密调整技术储备,为后期规模调整积累经验。