点坝内部构型与井网匹配性研究*

2014-06-01刘卫丁亚军宋智聪罗水亮

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年2期

刘卫，丁亚军，宋智聪，罗水亮

1.中国石化胜利油田博士后科研工作站，山东东营257002；2.中国石化胜利油田东辛采油厂，山东东营257061；3.中国石油大港油田勘探开发研究院，天津塘沽300280；4.中海石油（中国）有限公司湛江分公司研究院，广东湛江524057；5.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100

点坝内部构型与井网匹配性研究*

刘卫1，2，丁亚军3，宋智聪4，罗水亮5

基于港东油田构型地质模型，开展了曲流河点坝侧积层与注采井网的匹配性研究，分别研究了直井、水平井及侧钻水平井的井网模式对开发效果的影响。研究表明：在采用排状注采井网的情况下，注采井数比低、井排垂直侧积层的注采井网开发效果好。水平井开发时，水平段与侧积层正交时将会取得最佳的开发效果。采用侧钻水平井挖潜时，水平井段与注水井间应保持一定距离，本次研究中，注水井和水平井之间相隔3个侧积层且水平井段与侧积层成45度角斜交时剩余油挖潜效果最好。根据研究区的研究成果，分别从注采井网完善、水平井及侧钻水平挖潜3个方面将研究成果进行了应用，取得了较好的增油效果。

构型；点坝；侧积层；注采井网；匹配性

刘卫，丁亚军，宋智聪，等．点坝内部构型与井网匹配性研究[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（2）：105–113．

Liu Wei,Ding Yajun,Song Zhicong,et al．Research on the Match Between Lateral Accretion Shale Bedding of Point Bar and Flood Pattern[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（2）：105–113．

引言

近年来，国内外学者对曲流河储层构型研究不断深入，从侧重于现代沉积与野外露头资料的构型研究逐步转入到地下储层的构型研究；从单纯的地质研究引申到构型成果的表征研究，并且为了剩余油挖潜的需要，人们开始重视储层构型界面对流体渗流及剩余油的遮挡作用研究[1-6]。

点坝是曲流河储层的重要构型要素，在点坝内部发育的泥质侧积层（3级界面）是影响剩余油分布的主要因素，注采井网与点坝侧积层的匹配性是决定其开发效果与剩余油挖潜的关键所在。前人多侧重于从点坝内部侧积层的分布特征，如点坝侧积层的倾角、侧积体的规模、侧积层的遮挡幅度及侧积层的渗透性等静态因素方面开展剩余油的控制作用研究[7-10]，构型与开发井网的匹配研究性较少。

笔者以大港油田某曲流河点坝砂体为例，建立点坝地质模型，优选井网模式，进行注采井网与构型的匹配性研究，为曲流河储层剩余油挖潜提供一种新的思路。

1 模型的建立

大港油田某曲流河储层构型研究结果表明，目的层曲流河沉积平均河流满岸宽度95.0 m，河流满岸深度7.1 m，共发育12个点坝砂体，其侧积层倾角平均为6.4°，单一侧积体水平宽度63.0 m左右，侧积层厚度0.2～1.1 m，根据该研究成果，选择其中一个点坝建立内部构型地质模型。该点坝规模450 m×500 m×6 m，侧积层间距为60 m，侧积层倾角为5°，废弃河道宽度50 m，侧积层为半遮挡模式。点坝砂体孔隙度30%、渗透率2 000 mD，侧积泥岩孔隙度1%，渗透率1 mD，模型I、J方向网格步长均为5.0 m，K方向步长为0.2 m，模型网格数为386 100（图1a）。为便于数值模拟，将上述模型进一步抽象出能代表该地区的概念模型，模型500 m×600 m×6 m，侧积层的倾角设计为5.0°，每期侧积体规模约为80 m，侧积泥岩发育深度约为砂体厚度的2/3（图1b）。机理模型孔隙度、渗透率等内部属性参数及网格设置与真实模型完全一致，数值模拟过程中用到的流体及岩石数据均取自油藏真实数据。

图1 点坝三维精细概念模型Fig.1 Three-dimensional typical model reflecting reservoir architecture of point bar

2 点坝内部侧积层与直井注采井网的匹配性

2.1 注采井网设计

由于侧积层具有一定的倾斜方向，在不同的注采井网设置时所起的遮挡作用不同，因而对剩余油分布所起作用不同[11-13]。本次研究设计在机理模型的基础上采用排状井网，注采比例设置2：1和1：2两种，考虑到注采井网与点坝内侧积层的匹配因素，又可以分为井排平行侧积层与井排垂直侧积层两种类型（井排平行侧积层指的是油井或水井连线平行于侧积层在水平投影；井排垂直侧积层指的是油井或水井连线垂直于侧积层在水平投影）。因此，设计了（1）注采比例2：1+井排平行侧积层；（2）注采比例1：2+井排平行侧积层；（3）注采比例2：1+井排垂直侧积层；（4）注采比例1：2+井排垂直侧积层等4种井网匹配方式（图2），研究不同的注采井网与侧积层匹配性对剩余油的控制作用。井网设计注采井排间距为250 m，水井排或油井排井距为230 m（图2）。为便于对比分析，模型其他参数保持一致，注水井与采油井均保持50 t/d的注水、采液速度，模拟生产10.0 a后的采收率及剩余油分布。

图2 注采井网示意图Fig.1 The schematic of flooding pattern

2.2 匹配性研究

数值模拟结果表明，4种匹配方式开发效果有较大区别，剩余油分布有明显不同。从开发效果看，注采比例1：2+井排垂直侧积层匹配方式开发效果最好，投产10.0 a后采出程度达55.0%，含水率为93.0%；注采比例2：1+井排平行侧积层匹配方式开发效果最差，投产10.0 a后采出程度达27.0%，含水高达99.0%。从指标分级看，注采比例1：2+井排平行侧积层及注采比例1：2+井排垂直侧积层匹配方式开发效果较好，注采比例2：1+井排平行侧积层及注采比例2：1+井排垂直侧积层匹配方式开发效果较差。说明排状井网开发时注采比例影响较大，1排水井2排油井的开发效果明显好于2排水井1排油井。其中，注采比例1：2+井排垂直侧积层匹配方式的指标好于注采比例1：2+井排平行侧积层，注采比例2：1+井排垂直侧积层匹配方式的指标好于注采比例2：1+井排平行侧积层，说明在同样注采井数比的前提下，井排垂直侧积层的注采井网好于井排平行侧积层的开发效果。

受侧积层遮挡的影响，井排平行侧积层的注采井网剩余油分布零散，而井排垂直侧积层的注采井网由于注水方向与侧积层走向一致，侧积层的遮挡作用小，驱油效果好，剩余油分布集中，便于挖潜。在井网注采比相同的前提下，井排垂直侧积层的注采井网的注采井网剩余油较少且分布较集中；而井排平行侧积层的注采井网的剩余油数量相对较多但分布较零散，不利于挖潜（图3）。因此，对于点坝砂体，采用井排垂直侧积层的注采井网更利于开发。

表1 4种井网开发指标预测表Tab.1 The prognostic index of four flooding patterns

图3 4种井网剩余油分布剖面图Fig.3 The remaining oil distribution of four flooding patterns

3 点坝内部侧积层与水平井网的匹配性

3.1 水平井网设计

利用水平井进行点坝砂体开发时，水平井的水平轨迹和侧积层的水平投影之间将出现各种相交状态，平行、正交或以一定的夹角相交，不同状态下侧积层所起的遮挡作用不同，开发效果也不同。设计3种不同的方案进行研究，水平井段与侧积层交角分别为：0°、45°和90°（图4）。

图4 水平段轨迹与侧积层相交示意图Fig.4 The cross matching of horizontal section and lateral accretion shale bedding

模拟终止条件为水平井含水率96.0%。评价参数包括水平井极限含水（含水率96.0%）时累积产油量，水平井含水率变化趋势和累积产油量达到1×105t时的含水率。

3.2 匹配性评价

应用数模结果建立的3种方案的累计产油量、含水率、日产油量随时间变化曲线及累计产油量与含水率关系图进行评价，水平段与侧积层交角90°（正交）时开发效果最好。交角90°时具有最高的累积产油量，最高的日产油量和最低的含水率，累积产油量达到1×105t时，水平段与侧积层交角90°具有最低的含水率。水平段与侧积层交角0°（平行）时最差。水平段与侧积层交角45°时开发效果处于中间。因此，水平井开发时，水平段与侧积层交角90°（正交）时将会取得最佳的开发效果（图5）。

图5 水平井评价曲线Fig.5 The evaluation curves of horizontal well

4 点坝内部侧积层与侧钻水平井的匹配性

4.1 方案设计

虽然水平井在开发上具有很大的优势，但由于其钻井成本较高，对于开发后期的剩余油挖潜，则更倾向于利用原来的井网侧钻水平井[14-16]。

研究区采用直井井网开发，目前已进入高含水期，剩余油主要分布在侧积层间未受注入水波及的区域。为研究水平井对侧积层间剩余油挖潜效果，设计在直井排状注采井网生产的基础上，对部分油井采取封堵底部高含水层，上部侧钻水平井的挖潜措施。方案主要研究水平井不同的延伸方向及延伸长度对剩余油挖潜效果的影响，设计了水平井与侧积层成90°直角相交，水平井与侧积层成45°角斜交，水平井方向平行于侧积层3种模型研究延伸方向对剩余油开发效果的影响（图6）。设计了水平井穿过1个侧积层，水平井穿过2个侧积层，水平井穿过3个侧积层，水平井穿过4个侧积层4种机理模型（图7），研究水平井不同的延伸长度对剩余油开发效果的影响。为便于对比分析，模型其他参数保持一致。在所建机理模型开发10.0 a后，对油井采取封堵底部高含水层，上部侧钻水平井的措施投产。

图6 侧钻水平段轨迹与侧积层相交示意图Fig.6 The cross matching of sidetracking horizontal section and lateral accretion shale bedding

图7 侧钻水平井水平段长度设计示意图Fig.7 The horizontal length selection of sidetracking horizontal well

4.2 水平段方位评价

在原有排状注采井网（左侧3口注水井，右侧3口采油井）开发的基础上，将其中两口油井在开发10.0 a后侧钻水平井开发。数值模拟结果表明，剩余油开发效果受水平井延伸方向影响，当水平井与侧积层成45°角斜交时，剩余油挖潜效果最好；当水平井与侧积层平行时，剩余油挖潜效果最差（图8）。

4.3 水平段长度评价

水平井段的长度对剩余油的挖潜影响较大，数值模拟结果表明，在一定长度内，水平井段越长其开发效果越好。在本次方案设计中，在水平井段长度未突破3个侧积层的情况下，剩余油挖潜效果随水平井段长度增加而变好，当水平井长度穿过3个侧积层后，开发效果略有变差，而当水平井长度穿过4个侧积层后，开发效果明显变差。在方案四中水平井与注水井之间仅有一个侧积层遮挡，注水井和采油井之间极易形成窜流通道，造成开发效果变差。因此，当水平井井段过短时，将不利于侧积层间剩余油的挖潜，但水平井段过长又容易造成水窜，在本次研究中，注水井和水平井之间相隔3个侧积层时挖潜效果最好（图9）。

图8 侧钻水平井水平段方位评价曲线Fig.8 The direction evaluation curves of sidetracking horizontal well

图9 侧钻水平井水平段长度评价曲线Fig.9 The horizontal length evaluation curves of sidetracking horizontal well

5 成果应用

在曲流河点坝砂体构型深入研究的基础上，港东油田开展了侧积层与井网的匹配性研究，进一步认识构型与井网共同作用下控制的剩余油分布规律，为曲流河点坝砂体剩余油挖潜提供了准确依据。

该油田在二次开发中，根据点坝井网的匹配原则，强化注采井网配套治理，完善注采井网。共实施油水井措施26井次，增加水驱储量115.8×104t，预测增加可采储量45.6×104t，提高采收率9.2%。优选控制储量较高的点坝砂体进行水平井挖潜，改善点坝砂体开发效果。部署水平井2口，实施2口。优选点坝砂体剩余油富集区，规模实施定向侧钻井效果突出，实施侧钻井8口，初期日产油121.0 t，平均单井日产油15.0 t，目前日产油35.6 t，累产油3.7×104t。

6 结论

（1）提出了从曲流河点坝侧积层与注采井网的匹配性角度开展对剩余油的控制作用研究，基于港东油田构型地质模型，研究了3种井别下的井网模式对开发效果的影响，表明直井注采井网的井排方向及注采井数比、水平井及侧钻水平井的水平井段延伸方向及长度对开发效果及剩余油的分布具有较大的影响作用。

（2）根据研究区的点坝侧积层与注采井网的匹配性研究，分别从注采井网完善、水平井挖潜、侧钻水平挖潜3个方面将研究成果进行了应用，取得了较好的增油效果，为油田开发后期曲流河储层精细挖潜提供了新的思路。

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编辑：张云云

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Research on the Match Between Lateral Accretion Shale Bedding of Point Bar and Flood Pattern

Liu Wei1，2,Ding Yajun3,Song Zhicong4,Luo Shuiliang5
1.Postdoctoral Scientific Research Workstation of Shengli Oilfield，SINOPEC，Dongying，Shandong 257002，China 2.Dongxin Oil Recovery Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257061，China 3.Research Institute of Exploration and Development，Dagang Oilfield Company，PetroChina，Tanggu，Tianjin 300280，China 4.Research Institute of Zhanjiang Branch，CNOOC Energy Technology&Services Co.Ltd.，Zhanjiang，Guangdong 524057，China 5.School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan，Hubei 430100，China

Based on the reservoir architecture model of Gangdong Oilfield，the matching between lateral accretion shale bedding of point bar and flood pattern is analyzed.The effects of different well networks on the development efforts are studied respectively，including vertical well，horizontal well and sidetracking horizontal well.The results show that，a better development effect can be obtained with a low ratio of injection-production wells and the line of wells vertical to lateral accretion shale bedding when row pattern is utilized for exploitation.In horizontal wells development，when the horizontal section is perpendicular to incident lateral accretion shale bedding，remarkable effects can be achieved.The horizontal section should be keep away from injection wells when sidetracking horizontal wells were drilled out for potential tapping.In this study，remarkable potential tapping results were achieved when the horizontal section was three lateral accretion shale bedding away from injection wells，and horizontal section crossing with lateral accretion shale bedding at a 45-degree angle.The results of study are applied to completion of injection-production pattern horizontal wells and sidetracking horizontal wells with the good effect of oil increment.

internal architecture；point bar；lateral accretion shale bedding；flood pattern；matching

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.09.14.02.html