复杂断块平面差异划分开发区研究与应用

2018-11-14杨行军

非常规油气 2018年5期

杨行军

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

分层系开发能解决层间的开发矛盾，改善油藏水驱效果，从而提高采收率。但是，在分层系开发的过程中不能盲目全面进行，应从油藏条件和经济效益出发，平面上差异划分开发区，确定分层系开发区和合采区。海14-18块含油井段长、层多层薄，剩余油富集，具备分层系开发的基础条件。但是，该块油层发育及剩余油分布不均，在平面上如何划分开发区值得深入分析。

1 区块概况

截至分层系开发前，区块于1993年采用一套开发层系直井注水开发，共有油井7口，开井7口，日产油14.0 t，综合含水85.0%，年产油0.3×104t，累产油32.8×104t，采油速度0.26%，采出程度15.03%；注水井4口，开井3口，日注水160 m3，年注水3.6×104m3，累注水73.5×104m3，累注采比0.73。

2 油藏开发存在的主要问题

海14-18块以前构造不落实，区块北部一部分一直归属于北边海26块开发，后通过精细地层对比并结合VSP测井，发现原大洼断层向北移200 m，且新发现海12-16断层，形成独立的小断块，构造面积0.49 km2(图1)。由于区块发生较大变化，油藏开发存在以下3个问题。

图1 海14-18块东二段底构造(新)Fig.1 Bottom boundary structure of Ed2 of Hai 14-18 block (new)

2.1 储量动用程度低

区块平面上井数少、井距大，东二段平均井距202 m，东三段平均井距220 m，均大于海1块的平均井距150 m，并且区块东部、西部储量未动用。纵向上区块共有4口井未钻穿东三段油层，平均每口井少钻油层16 m。经计算，区块东二段储量动用程度为62%，东三段的储量动用程度为45%，储量动用程度低。

2.2 注采井网不完善，水驱控制程度低

目前区块内正常生产油井有7口，而正常注水井仅有3口，且均位于区块边部，注采井数比为1∶2.3；区块中心区域无注水井对应，单向受效井占57%，水驱控制程度仅为34.8%。

2.3 含油井段长，油层多且薄，纵向动用不均

统计钻穿东三段3口井的钻遇情况来看，平均含油井段为281 m，平均叠加油层厚度为44.7 m，平均层数有27个，平均单油层厚度为1.7 m，说明区块纵向含油井段长，油层多且薄。受层间矛盾影响，层间干扰严重，各油层动用不均[3]。例如，海14-16井层间渗透率级差为73倍，未吸水厚度占总厚度的50%；海14-17井多层合采时，46%油层厚度未动用。

3 区块油层及剩余油分布规律

3.1 油层分布规律

区块油层整体具有东厚西薄的特点。东部d2Ⅲ上部和d2Ⅳ为边水油藏，以d2Ⅳ含油边界线为界，将区块分为东、西两部分，东二段油层分布为东厚西薄。同时块内东三段为纯油藏，受沉积微相影响，东部砂体发育，东三段油层分布也为东厚西薄。区块东部油层平均厚47.3 m，其中东二段、东三段分别为26.5 m和20.8 m；西部油层平均厚21.8 m，其中东二段、东三段分别为10.5 m和11.3 m(图2)。

3.2 剩余油分布规律

剩余油分布研究是注水开发油田后期挖潜储量的主要研究内容之一[4]。剩余油分布的影响因素可分为地质因素和开发因素[5]，海14-18块受断块面积变大、含油井段长、储层非均质性强、注采井数比低、采出程度低等因素影响，造成区块储量动用程度低、注采井网不完善、水驱控制程度低、纵向动用程度不均等问题，导致区块剩余油较富集。通过对4个油层组水淹状况进行分析，东二段高部位及东三段整体水淹程度低，剩余油主要集中在平面未动用区域、纵向未动用油层和井间，东部剩余可采储量为40.07×104t，是西部的2.3倍(表1)。

图2 海14-18块东二段、东三段叠加油层厚度等值线图Fig.2 Contour map of superimposed reservoir thickness of Ed2 and Ed3 of Hai 14-18 block

表1 海14-18块剩余可采储量统计Table 1 Statistics of remaining recoverable reserves of Hai 14-18 block

4 开发区差异划分及实施效果

4.1 开发区差异划分

由于该块存在含油井段长、油层多且薄、纵向动用程度不均的问题，原来一套开发层系不能有效动用，因此需要重新划分开发层系。结合区块油藏特点，开发层系划分与组合应遵循以下原则[6-9]：①能形成井网和注采系统，使各类油层发挥最大的生产能力；②各套开发层系要有一定的油层厚度、油井的生产能力和单井控制储量，以保证达到最低经济效益要求；③各层系构造形态、压力系统、原油性质应相近；④上下各套开发层系之间隔层(水井)厚度大于2.5 m。

根据开发层系划分与组合的原则，为了最大限度地提高开发效果和经济效益，针对区块油层东厚西薄及剩余油东富西贫的分布规律，区块平面不适合统一分层系开发，需要差异划分开发区。区块东部东二段、东三段油层均发育较厚，分别为26.5 m和20.8 m；东二段、东三段剩余可采储量均较大，分别为19.81×104t和20.26×104t，满足最低经济效益；同时各层系构造形态、压力系统、原油性质相近，东二段与东三段之间发育一套稳定的15～20 m厚的泥岩隔层，因此区块东部适合分东二段、东三段两套开发层系开发，即分采区，分为上层系和下层系(表2)。相反，区块西部东二段油层薄，仅10.5 m，且东二段剩余可采储量少，仅2.49×104t，满足不了最低经济效益，因此区块西部适合一套开发层系开发，即合采区。

表2 海14-18块东、西部油层厚度、剩余可采储量统计Table 2 Statistics of reservoir thickness and remaining recoverable reserves in east and west of Hai 14-18 block

4.2 调整井位部署

由于该区块注采井网不完善、水驱控制程度低、储量动用程度低，因此需要部署调整井，提高开发效果。鉴于该区块与邻块海1块地质条件类似，故采用与海1块同样的开发井网和井距，开发井网为反七点法[10]，井距为158 m。

由于受大洼断层倾角大的影响，区块分采区上层系含油面积相比下层系会变小，井距会变短，且下层系剩余油相对富集，同时为了节省投资，因此采用优先开发下层系，等下层系开发殆尽，再上返开发上层系的开发方案。下层系形状显宽，因此设计2个井组，空白区单独部署二线油井动用，共部署油井9口，注水井2口，均设计双靶点，保证上返时上层系能形成两个井距为100 m的规则的注采井网开发。区块合采区受外形不规则的影响，根据已有注采井加密部署油井3口(图3)。