透镜状油藏差异化调整对策研究——以现河庄油田河146块为例

陈辉

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015)

透镜状油藏作为胜利油田低渗透油藏的主要油藏类型之一，截止到2016年12月，探明储量达到2.22×108t，动用储量1.97×108t，具有巨大的资源量。该类油藏埋藏深、砂体多、分布零散、平面非均质性强，造成井网井距适应性差、注采矛盾突出、开发效果差异大[1～4]。因此有必要针对该类油藏的差异化调整对策进行研究，以提高该类油藏的采收率。

1 区块概况

河146块区域上位于东营凹陷中央隆起带的现河庄油田，为典型的一般低渗透透镜状岩性油藏。含油层系沙河街组三段，面积6.9km2，储量729.2×104t，埋藏深度3050m，含油井段长度400m，渗透率19.3mD，储量丰度105.7×104t/km2，压力系数1.46。

2 差异化调整对策研究

2.1 层系适应性评价

河146块油藏物性一般以低渗透率为主，其中主力小层之间物性接近，孔隙度16.9%～21%，渗透率分布13.8～25.4mD，渗透率级差小(1.84)，突进系数小(1.44)，整体上有利于一套层系开发。

表1 河146块主力层分类表

2.1.1整体一套层系开发

根据各小层储量分布和砂体展布连片状况，分为Ⅰ类、Ⅱ类(表1)和Ⅲ类(储量<25×104t)小层。河146块Ⅰ类小层41全区分布，与其他Ⅱ类小层的平均叠合程度73.4%(图1，表2)，一套层系能够较好地兼顾Ⅱ类主力层。

图1 河146块主力小层砂体叠合图

小层面积/km2储量/104t与41叠合情况/%小层面积/km2储量/104t与41叠合情况/%414.8194.51004411.127.089.6423.263.193.1511.641.453.23111.951.962.3520.9331.965.4

河146块层系划分经济界限动用厚度>7m，目前各砂组的有效厚度仅为2.8～6m，储量丰度仅为(24～44)×104t/km2，整体不具备细分层系的物质基础(表3)。

表3 河146主力层储量丰度统计表

2.1.2局部区域细分层系

由各主力砂体的2m线分布图(图2)、主力小层的剩余储量丰度叠合图(图3)和主力小层有效厚度叠合图(图4)可以看出，局部多砂体叠置区域储量丰度高，有效厚度大，可以考虑采用局部细分(表4)。

细分区域需要具有稳定的隔层，根据统计细分区域的隔层分布情况(图5、图6)，其中区域1隔层厚度8～13m，区域2隔层厚度10～18m，完全符合层系细分要求(隔层厚度>4m)，可以进行层系细分。

2.2 井网方向优化

根据注水见效情况分析(图7)，与主力层的沉积物源方向一致(图8)，北区沿NE120°、南区沿NE90°方向存在优势渗流方向，因此可以按照沉积物源的方向，北区沿NE120°、南区沿NE90°方向部署井网[5～7]。

图2 河146块主力小层2m线分布图

图3 河146块主力小层剩余储量丰度叠合图

图4 河146块主力小层有效厚度叠合图

细分区域主力砂体有效厚度/m剩余储量丰度/(104t·km-2)层系划分结果区域141/42/51/5214^1880^15041/42,51/52区域2311/41/44114^16100^125311,41/441

图5 区域1隔层分布情况图

图6 区域2隔层分布情况图

图7 河146块Ⅰ类小层注水见效情况图

图8 河146块Ⅰ类小层沉积相展布图

2.3 井距优化

由于河146块南北区域投入开发时间差异大，其中南区1993年1月投入开发，采用反九点井网，注采井距400m/283m；北区2007年投入开发，采用点状注水方式，井距230～280m。因此南北区域含水差异大(图9)，计算南、北区域经济注采井距分别为319、270m。由于Ⅰ类与Ⅱ类小层物性存在差异，为保证Ⅱ类层能建立驱替，根据主力层的砂体展布情况和南北区域小层的物性差异，北区考虑Ⅱ类层51、52，确定技术井距174m；南区考虑Ⅱ类层311、441，确定技术井距186m(表5)。

图9 河146块Ⅰ类小层含水率等值线图

区域小层空气渗透率/mD技术极限半径/m技术注采井距/m技术井距(最小值)/m区域小层空气渗透率/mD技术极限半径/m技术注采井距/m技术井距(最小值)/m北区4130.4137274174南区4131.51402801864221.91082164219.2981965116.68717444118.0931865216.68717431118.294188

根据南北区开发状况差异和各主力层的物性差异，最终确定差异化注采井距为270～320m(表6)，计算技术极限井距小于经济注采井距，通过压裂、径向水力射流实现有效驱替和变流线调整[8～10]。

表6 河146块调整井距确定表

2.4 径向水力射流井网适配优化

河146块纵向上物质基础较薄弱，一套层系下主力与非主力砂体物性差异大；平面上老井多且井位固定，造成局部井网与物性、水淹适配性差；因此需要径向水力射流井网适配优化。针对井区注采井距偏大的问题，采用径向水力射流变方向、缩井距进行井网适配，使得压头前移实现有效驱替；针对井组内水淹不均衡的问题，采用径向水力射流避水淹、调流线来避免水淹加剧；针对纵向非均质强吸水差异大的问题，采用在不同层位进行径向水力射流来均衡吸水剖面。

2.4.1注采井距离偏大区域

对于H146-N63注采井组(图10)，根据小层的物性分布，计算技术井距为280m，而老井井位造成实际井距为340m，难以形成有效驱替。对于H146-53井设计不同方位和长度的径向水力射流分支进行优化对比，得出H146-53井41小层径向水力射流方位角为NE315°、长度为90m时，可取得最佳开发效果。

2.4.2井组内水淹不均衡区域

对于H148-X55注采井组(图11)，根据小层的水淹状况，径向水力射流方向沿剩余油相对富集、水淹程度低的区域喷射，沿水井排方向拉水线。对于H148-X55井设计不同方位和长度的径向水力射流分支进行优化对比，得出H148-X55井41小层径向水力射流方位角为NE135°、长度为80m时，可取得最佳开发效果。

图10 河146块H146-N63井组井位图 图11 河146块H148-X55井组井位图

2.4.3纵向非均质性强吸水差异大区域

对于H148-X59注采井组(图12)，纵向涉及多个主力砂体41、51、52。根据2015年7月30日的H148-X59井吸水剖面测试结果(图13)，纵向3个主力砂体吸水能力差异巨大，需要对吸水能力差的2个主力砂体进行井网适配。通过优化确定H148-X59井径向水力射流方向和长度：41小层为NE330°、60m和NE80°、60m；51小层为NE340°、100m和NE125°、100m。

图12 河146块H148-X59井组井位图 图13 H148-X59吸水剖面测试结果

3 结论

1)对于整体不具备细分层系的区块可选取砂体叠置区域，对比分析有效厚度、剩余储量丰度和隔层厚度等参数是否符合局部细分层系的条件。

2)透镜状岩性油藏注水见效方向与沉积物源方向一致，可按照沉积物源方向部署井网。

3)目标区块的区域投产差异性导致含水率和剩余可采储量不同，分区域计算经济注采井距；根据主力层砂体的区域分布分区域计算技术注采井距。综合考虑确定区域注采井距。

4)针对井区注采井距偏大、井组内水淹不均衡以及纵向非均质强吸水差异大的问题，可采用径向水力射流来改善开发效果。

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