东营凹陷北部陡坡带复杂叠置砂砾岩油藏井网优化技术研究

2017-03-02季迎春

石油地质与工程 2017年1期

关键词：通体井距井网

曹刚,季迎春

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015)

东营凹陷北部陡坡带复杂叠置砂砾岩油藏井网优化技术研究

曹刚,季迎春

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015)

东营北部陡坡带砂砾岩油藏由多期砂砾岩体叠置而成，砂体空间叠置关系复杂、储层物性差、非均质性强，单个连通体储量规模小，造成开发难度大，开发效果差。以盐22区块中深层砂砾岩体油藏的储层地质特征为基础，综合考虑连通体规模、储层物性及非均质性、沉积物源方向、地层主应力方向等因素，优化建立了井网形式、井距、井排方向及连通体组合开发方式等。研究认为矩形五点注采井网为砂砾岩油藏注水开发有效井网形式，矩形井网短井排方向与地应力方向一致的方式部署井网，优选一套井网控制储量，接替开发。研究成果应用于现场，取得了良好的开发效果。

东营凹陷北部陡坡带；盐22区块；砂砾岩油藏；井网优化

砂砾岩油藏通常由多期砂砾岩体叠置而成，岩体空间展布复杂，储层物性差、横向变化快，内部非均质性强，开发难度大[1-4]。

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏构造位于中央背斜北侧，坨庄—胜利村—永安镇断裂构造带的东段，与中央背斜带的东辛油田相连。盐22区块砂砾岩体油藏是东营北部陡坡带典型的砂砾岩区块，属于多期碎屑流沉积物，水下快速堆积，横向变化快，储层埋深大(3 140～ 3 590 m)，发育43个连通体。这些连通体多为宽度较窄的舌形形态，其中两个连通体解释为干层，41个是有流体储集的连通体，面积从0.17 km2到3.54 km2不等，有效厚度最小的只有0.8 m，最大可达33.9 m，单个连通体平均有效厚度10.1 m，平均渗透率4.1 ×10-3μm2。以盐22区块储层地质特征为基础，研究适用于砂砾岩体油藏的注采井网配置优化方法，确定合理井距及注采井网配置，提高有效驱替，改善开发效果，对东营北部陡坡带砂砾岩油藏的高效开发具有重要意义。

1 砂砾岩体规模与物性双因素确定井网形式

形成有效的驱动是低渗透砂砾岩油藏开发的基础，合理的井距是建立有效驱动的根本。砂砾岩油藏连通体的形态规模受沉积物源方向影响，不同沉积方向储层物性不同[5]，因此在建立井网井距时需要综合考虑连通体规模及其物性。盐22区块特低渗透砂砾岩连通体多为舌形形态，顺物源方向延伸长度为0.5～2.2 km，一般长度为1.0～1.5 km；垂直物源方向延伸较窄，为0.10～0.55 km，一般长度为0.3 km左右(图1)。物性变化也有相同的规律，顺物源方向渗透率变化较慢，渗透率变化梯度一般为0.5 ×10-3μm2/100 m；而垂直物源方向，随着距离的延伸，渗透率会迅速降低，渗透率变化梯度一般为2.0～3.5 ×10-3μm2/100 m(图2)。

依据盐22区块有效连通体扇体规模及物性变化规律，进行双因素控制下的注采井网形式优化，共设计五点法、矩形五点法等6套注采井网开展优化研究。

对比6套井网15年开发效果，其中，矩形五点法注采井网开发效果最好，采出程度可达到25.4%(图3)，比其他井网形式高1.4～4.2个百分点。因此，推荐矩形五点法注采井网为砂砾岩油藏注水开发部署井网形式。

综合考虑砂砾岩连通体非均质状况，利用渗流理论建立极限注采井距与储层渗透率关系图版[6-9]，用于预测砂砾岩体注采井网合理技术井距(图4)。

图1 有效连通体延伸长度统计柱状图

图2 有效连通体渗透率统计柱状图

图3 不同井网15年采出程度对比

图4 极限注采井距与储层渗透率关系图版

根据计算结果，在平均渗透率4 ×10-3μm2的条件下，垂直物源方向渗透率变化梯度为(2～3)×10-3μm2/100 m，则技术极限井距为90～110 m，顺物源方向渗透率变化梯度为0.5 ×10-3μm2/100 m，则技术极限井距为140～160 m。

2 扇体发育方向与地应力方向双因素确定井排方向

低渗透砂砾岩油藏同时受地应力方向和砂体发育的影响，渗透率存在各向异性。沿不同方向驱替水淹速度不同。为了尽可能实现均衡驱替，提出了综合考虑扇体发育方向与地应力方向双因素来确定井排方向的方法。由于盐22区块沙四段深层特低渗透砂砾岩油藏连通体发育两个非均质方向，一个是物源方向(北西26°)，另一个是地应力方向(北东60～70°)，两个非均质方向呈近似90°角。因此，在注采井网部署时，需同时考虑两个非均质性方向对注采流线的影响，设计不同注采井网方向的对比方案。对比不同角度注采井网流线分布情况(图5)，可以看出，角度为0°，说明矩形井网短边方向与地层主应力方向一致时，流线波及范围最大，分布最均匀，波及系数为83%，其他三种井网方向波及系数分别为76%、67%和63%。因此，推荐按矩形井网短井排方向与地应力方向一致的方式部署井网。

图5 不同井排方向流线分布

3 纵向连通体组合确保单井控制储量

一定的物质基础是一套井网开发取得经济效益的保证。由于砂砾岩连通体储量规模大小不一，从单井控制储量出发，建立纵向连通体的有效组合方式。

计算盐22区块沙四段深层砂砾岩体油藏不同油价下单井应该控制的经济合理地质储量(图6)。在油价60 $/bbl时，所对应的单井控制地质储量应该达到10.9 ×104t。而在技术极限175 m注采井距的矩形五点井网控制下，单个连通体每口井控制地质储量约为3.62 ×104t，可见单个连通体条件下的平均单井控制地质储量远远小于所需的单井经济控制地质储量。

厚层复杂叠置砂砾岩体油藏的主要特点为纵向叠置连通体多，一般单井可钻遇4～15个有效连通体，单井平均钻遇连通体厚度累积可达到157 m，储量丰度高达245 ×104t/km2。因此，可通过纵向有效连通体组合的方式来弥补单个连通体单井控制地质储量不足的矛盾，实现特低渗透砂砾岩体油藏的经济有效开发。

图6 单井控制储量与油价关系曲线布

根据地质研究，部分纵向连通体间发育渗透能力极低或不渗透的渗流隔层，一般厚度为2～30 m(图7)，选择厚度大于10 m，且分布面积占含油面积80%以上的不渗流隔层作为连通体组合的划分界限，有利于保证连通体组合的开发效果。对比统计得到盐22区块发育的不渗流隔层共有3个，纵向可划分为1～4个连通体组合。

图7 砂砾岩连通体间渗流隔层分布

按照不渗流隔层进行纵向组合划分及优化，设计四套组合方案。

第一套方案：一套开发层系，一套井网，一次射开全部储层，一次投产，平均单井控制地质储量为35.33 ×104t。

第二套方案：分两套开发层系，两种动用方式。第一种，一套井网接替开发，当单井达到经济极限日产油量或井组达到经济极限产量时上返，接替一次。第二种，两套井网同时投产，各控制上下两套储层，下套井网单井控制地质储量19.58 ×104t，上套井网单井控制地质储量15.75 ×104t，符合油价60$/bbl时单井经济极限控制地质储量要求。

第三套方案：分三套开发层系，两种动用方式。第一种，一套井网接替开发，当单井达到经济极限日产油量或井组达到经济极限产量时上返，接替两次。第二种，三套井网同时投产，各控制上、中、下三套储层。自下而上每套井网单井控制地质储量分别为15.75×104t、11.03×104t和11.25×104t，同样满足油价60 $/bbl时单井经济极限控制地质储量要求。

第四套方案：分四套开发层系，两种动用方式。第一种，一套井网接替开发，当单井达到经济极限日产油量或井组达到经济极限产量时上返，接替三次。第二种，四套井网同时投产，各控制一套储层。自下而上每套井网单井控制地质储量分别为8.33 ×104t、6.75 ×104t、11.03 ×104t和11.25 ×104t，下面两套井网单独开采不能够满足油价60 $/bbl时单井经济极限控制地质储量的要求。

经过数模研究和经济评价，第三套方案中的接替上返方式，尽管15年末采出程度小于第三方案中的三套井网同时投产方式和第四套方案的采出程度，但其投入产出比最大，经济效益最好(表1)。

因此，优选的组合开发方式为一套井网控制储量，接替两次开发。15年末采出程度16.6%，投入产出比为2.17。