孤岛油田中一区馆1+2小砂体油藏高效开发模式研究

2017-04-06刘海成

长江大学学报(自科版) 2017年3期

关键词：直井井网砂体

刘海成

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015)

孤岛油田中一区馆1+2小砂体油藏高效开发模式研究

刘海成

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015)

孤岛油田中一区馆1+2小砂体分布零散，现有井网储量控制程度低，采收率低。基于理论测算及矿场实际，在砂体分类评价的基础上，开展不同类型砂体开发对策研究，结合经济评价，确定不同类型砂体的最佳开发模式。截至2015年10月共投产新井13口，其中油井7口，水井6口，新建产能1.76×104t，日油水平由调整前的124.1t增加到182.9t，日注水量由791m3增加到1263m3，综合含水率下降2%，小砂体挖潜取得了较好的效果。研究结果为同类小砂体油藏的开发决策提供了有效指导。

小砂体；砂体类型；开发模式；孤岛油田

孤岛油田中一区馆1+2砂体发育零散,呈现小、窄、薄的特点，目前的大部分砂体未动用，加强这部分储量的动用，提高水驱控制程度[1]，对于稳定孤岛油田产量、减缓递减具有重要意义。

多位学者对小砂体的开发技术进行了相关研究，许洪东等[2]认为采用点状注水完善单砂体注采系统能有效地提高窄小砂体油田水驱控制程度,改善开发效果；王端平等[3]提出采用多靶点跨块定向井多油层合采,最大限度地提高储量动用率；王贺强等[4]对亲水砂岩油藏注水开发模式进行了研究，但均未对该类油藏的高效开发模式进行系统研究。笔者通过典型砂体开发技术政策界限优化的研究，建立了不同类型砂体高效开发模式，可对同类油藏的开发提供有效指导。

1 研究区概况

孤岛油田中一区馆1+2小砂体位于济阳坳陷-沾化凹陷的东部，为一披覆背斜构造油气藏。中一区馆陶组属河流相正韵律沉积，孔隙度高，渗透性好，储层非均质性强，岩性以细砂岩为主，胶结类型为孔隙接触式，胶结疏松，易出砂。油藏含油面积3.64km2，油藏埋深1350m，地质储量450×104t。

该区块1982年投产，利用下层系报废井上返实施弹性开发。天然能量弱，初期含水低，地层亏空严重。1994年转水驱开发，利用老井注水补充地层能量。注水见效快，压力恢复快，后期由于井网不完善，水驱控制程度差，地层出砂严重，含水上升快，开发效果变差。其中动用砂体11个，储量299×104t，占66.4%。储量动用率低，已动用主力砂体16-13井区馆27小层井网不完善，水驱控制程度差，因此有必要对区块的砂体进行分类评价，改善水驱开发效果。

2 砂体划分标准及分类评价

2.1 砂体分类标准的确定

中一区馆1+2单元一直没有形成完善的井网，因此根据经济极限井网密度公式计算，在油价为70美元/桶的情况下，该块经济极限井网密度为9.3井/km2，此时计算合理油井距为232m，如果形成行列井网或五点法井网，能形成一注一采最小面积为0.1km2(图1)。如果形成一注三采九点面积井网(图2)，最小面积井网需要的面积是0.2km2。

图1 正对行列井网图2 反九点注采井网

技术井网：借用中一区馆3单元非均相复合驱先导试验区中实际井网来看，井距较小。中一区馆3单元原井网形式为270m×300m的行列井网，先导试验区通过加密调整，老水井间加密油井，老油井间加密水井，排间加密一排新井，由原南北向流线转变为东西向流线，井距由270m×300m调整为150m×135m。依据先导试验区的井距计算，形成一注一采最小面积为0.04km2。

根据以上经济井距与技术井距综合分析，从面积上将该块划分为4类砂体进行研究，分别为：①面积小于0.04km2的砂体；②面积在0.04～0.1km2之间的砂体；③面积大于0.1～0.2km2的砂体；④面积大于0.2km2的砂体。

2.2 砂体分类评价

在砂体分类的基础上，对该块砂体进行综合评价。从分类结果看，半数砂体面积小，储量小，而面积较大砂体个数少，但储量所占比重大。

面积小于0.04km2的砂体57个，占总砂体个数的将近一半(47.9%)，储量占总储量的4.9%；砂体面积大于0.2km2的砂体只有16个，占总砂体个数的13.4%，储量大，占总储量的75.5%。

在相同面积下，按照砂体储量大小对砂体进一步进行分类评价。

从面积小于0.04km2的砂体分类看，该类砂体储量基本上都比较小，集中在小于1.5×104t的范围内，该类砂体不能形成注采关系，可考虑采用单井注水吞吐[5，6]开发。面积在0.04～0.1km2之间的砂体中，少部分砂体储量相对较大；其中储量小于1.5×104t的砂体24个，占该类砂体总数的75%，储量占48.2%。储量在1.5×104～3.0×104t之间的砂体7个，占该类砂体总数的21.9%，储量占37.2%，该类砂体部分能形成注采关系。面积在0.1～0.2km2之间的砂体个数少，储量在1.5×104～3.0×104t、大于3.0×104t两个区间内，砂体数量占78.6%，储量占94.1%，该类砂体部分能形成注采关系。面积大于0.2km2的砂体有16个，储量339.4×104t，这类砂体普遍能形成注采关系。

3 砂体高效开发模式研究

表1 典型砂体模型参数表

3.1 典型砂体模型的建立

图3 孤岛油田老区新井经济极限累油图版

根据砂体分类标准，选取典型砂体开展开发模式研究，砂体基本参数见表1。

通过经济评价计算，油价为70美元/桶条件下，孤岛油田老区新井直井经济极限累计产油量为2712t，水平井新井经济极限累计产油量为3640t(图3)。通过数值模拟预测投资回收期(6年)内累计产油量以优选最佳开采方式。

不同类型砂体通过有效厚度(1、2、3、4、5m)、采液速度(5%、10%、15%、20%)、转注时机(6、8、10MPa)、水平段长度(50、80、100m)、开采方式多因素多水平数值模拟研究，确定不同开采方式经济技术政策界限及最佳开发模式。

3.2 不同类型砂体开发对策优化研究

对面积小于0.04km2的砂体，开展直井弹性开采、水平井弹性开采、直井注水吞吐开采优化研究，结果见图4。由图4可以看出该类砂体弹性开采无经济效益；对直井注水吞吐开采，对转注时机及有效厚度进行了优化研究，研究结果表明该类砂体有效厚度大于4m，直井注水吞吐可实现经济有效动用。

对面积0.04～0.1km2的砂体，开展直井弹性开采、水平井弹性开采、直井注水吞吐、直井一注一采、直井注水平井采优化研究，结果见图5。由图5可见，厚度大于4m，储量大于5.5×104t直井弹性开采才能获得经济效益，水平井弹性开采无经济效益；厚度大于2m，储量大于2.8×104t，直井一注一采、直井注水平井采均能获得经济效益。直井注水平井采，采液速度大于10%(水平井生产压差0.8MPa)才能实现效益开发，但水平井采油一旦注水突破后，水平井含水率迅速上升，效果较直井一注一采差；直井注水吞吐的有效厚度界限为3m，储量为3.2×104t，不同方式对比结果表明，直井一注一采效果最好。

图4 不同开采方式累产油曲线(有效厚度5m) 图5 不同开发方式累计产油量曲线

对面积0.1～0.2km2砂体，主要开展直井弹性开采、直井一注一采、直井一注两采、直井一注三采、水平井弹性开采、直井注水平井采、水平井注采优化研究[7,8]，结果见图6。可以看出，对该类砂体，直井一注两采、一注三采均能获得较好的开发效果，直井一注一采的投入产出比最高，是最优开发方式。

图6 不同开采方式开发效果对比

图7 不同方案含水率采出程度关系对比

对主力窄薄砂体开展完善井网[9,10]研究，以现有井网为基础方案，设计井排垂直河道正对行列井网、井排平行河道井网、抽稀井网、面积井网4套井网完善方案开展对比研究，结果见图7。数值模拟结果表明，井排垂直河道正对行列井网方案初始含水率低，井网完善程度高，后期含水率上升平缓，效果明显优于其他设计方案，预测采收率为31.7%，较基础方案提高采收率6.1%。研究结果汇总见表2。

4 调整效果分析

孤岛油田中一区馆1+2单元主力窄薄

砂体采用300m×200m行列式注采井网；单层发育的区域采用水平井挖潜，多层发育的区域采用直井开发兼顾其他小层。非主力小层采用一注一采、一注多采开发，共设计油井20口，水井10口，截至2015年10月共投产新井13口，其中油井7口，水井6口，新建产能1.76×104t，日油水平由调整前的124.1t增加到182.9t，日注水量由791m3增加到1263m3，综合含水率下降2%，小砂体挖潜取得了较好的效果。

表2 不同类型砂体开发技术政策汇总表

5 结论

1)面积小于0.04km2的砂体无法形成注采井网，采用直井注水吞吐或“串糖葫芦”开发能实现该类砂体的经济动用。

2)面积0.04～0.1km2的砂体能建立注采井网系统，该类砂体一注一采能取得较好的开发效果。直井一注一采的有效厚度界限为2m，储量界限为2.8×104t；厚度大于3m，储量大于3.2×104t，可以采用直井注水吞吐、直井注水平井采、直井一注一采开发；厚度大于4m，储量大于5.5×104t，直井弹性开采能获得经济效益，但采收率偏低。

3)面积0.1～0.2km2的砂体能建立注采系统，该类砂体可采用一注一采、一注两采、一注三采开发。直井一注两采开发的有效厚度界限为1.8m，储量界限为3.35×104t；直井一注三采开发的有效厚度大于2.42m，储量大于4.52×104t。对于窄薄砂体，水平井开发含水率上升快，不推荐采用水平井开发。

4)面积大于0.2km2的主力河道砂体，可部署完善井网，井排垂直河道正对行列井网初始含水率低，数值模拟预测含水率上升平缓，能取得较好的开发效果。

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