大庆长垣油田井震结合高效井挖潜研究

2019-10-11梁文福

西安石油大学学报（自然科学版） 2019年5期

梁文福

(1.大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆 163000；2.大庆油田有限责任公司油田开发专业软件研发应用项目部，黑龙江大庆 163000)

引言

王秀娟等人[1-4]通过精细构造研究，深化了对油藏特征的认识，但忽略对断层的认识。吕双兵[5-8]通过三维地震像素处理和地震属性处理技术、结合井震标定精细甄别确定小断层，杨柏[9-12]通过井震结合研究“一井多断”小断层特征，但对于大断层的准确性和合理性未提出合理解释。本文将以井震结合精细油藏描述成果为指导，根据不同类型的剩余油进行局部挖潜，以期为特高含水开发阶段剩余油挖潜提供参考。

1 油田开发现状

大庆长垣油田通过多次加密调整，达到较高的开发水平，油田处于特高含水开发阶段，剩余油普遍存在，局部相对富集，总体呈高含水状态。截至目前，共钻加密调整井6万多口，对提高油田采收率、实现高产稳产发挥了重要作用。2016年底，长垣油田综合含水95%，采出程度48.9%，标定采收率52.8%(图1)。

图1 开发指标变化曲线Fig.1 Varying curves of development indexes

近三年新投产的水驱调整井主要开采薄差油层及表外储层，初期平均含水93.7%，但仍有10.0%的井含水低于85%，平均单井日产油6.2 t。新投产的三次采油井开采一、二类油层，初期平均含水94.1%，但仍有11.0%的井含水低于85%，平均单井日产油7.9 t。

可以看出，长垣油田不具备整体规模加密调整的潜力，但可以通过精准地质研究，寻找剩余油富集区，钻打高效井，进行局部挖潜。

2 井震结合成果

2008年以来，长垣油田以井震结合精细油藏描述成果(表1)为指导，钻打高效井498口，初期平均单井日产油9.8 t，含水78.5%，取得了较好的效果。长垣油田实现三维地震全覆盖(图2)，井震结合精细油藏描述为部署高效井挖潜提供了可靠依据。

图2 地震资料采集区域分布Fig.2 Distribution map of seismic data acquisition areas

2.1 构造精细表征

由于部分井钻遇的断点无法组合，断层空间分布认识不够精准，井位部署要躲断层，影响了断层附近剩余油挖潜。

2008年以来，利用三维地震资料，建立三维构造模型，全面开展了井震结合精细构造描述研究。形成“井定位置，震控形态”的井震结合三维构造描述特色技术，实现了断距3 m以上断层的精准表征。完成了长垣油田所有区块(65个)的精细构造解释和三维地质建模。利用整体构造建模技术建立了长垣油层组级整体构造模型(图3)，断距3 m以上断层的断点组合率由78.5%提高到94.3%。

表1 井震结合精细构造描述技术发展历程Tab.1 Development process of fine structure description technology by well-seismic data combination

井震结合后断层变化主要有以下几点：(1)断层数量明显增多，新发现断层多为低序级小断层，断层空间展布形态变化较大，断层变化率达64.1%。断层组合搭接关系改变，新增断层，导致局部封闭及半封闭断块增加较多。(2)大断层刻画更加准确。规模较大断层井震结合后变化相对较小，主要表现在局部位置、首尾延伸长度或走向发生变化。大断层位置的描述更加准确，使开发调整敢于贴近断层部署新井。

图3 油层组整体构造模型Fig.3 Integral structural model of oil layers

2.2 储层精细描述

长垣油田以往主要依靠测井资料，依据模式绘图法进行储层细分沉积相描述，指导开发调整发挥了重要作用。但井间砂体预测精度低，河道砂体边界、走向及微相组合存在多解性，不能满足特高含水期精准挖潜的需要。随着井网加密，河道砂体宽度变窄，井间新增部分窄小河道砂体。2008年以来，持续开展了井震结合精细储层描述技术攻关。依托典型区块探索了3种井震结合储层预测技术，明确了各项技术的成熟度和适用条件(表2)。

由表3可知，地震沉积学属性分析技术能够将分流河道和水下分流河道砂体井间预测精度提高10%以上，预测符合率较高(表3)。应用思路为水上分流河道：“砂中找泥”确定单一河道边界；水下分流河道：“泥中找砂”确定窄河道边界、走向。

地质统计学地震反演技术能够对河道砂体实现三维描述(表4)，对厚度大于2 m河道砂体的预测精度可提高12%以上。预测砂体厚度大于2 m时，与实际发育砂体符合。

通过井震结合精细储层描述，深化了井间砂体连通关系的认识，为剩余油挖潜提供了重要依据。

表2 地震储层预测技术适用性Tab.2 Applicability and perfection of seismic reservoir prediction technology

表3 地震沉积学属性分析技术适用性及符合情况Tab.3 Applicability and conformity of seismic sedimentology attribute analysis technology

表4 地质统计学地震反演技术适用性及符合情况Tab.4 Applicability and conformity of geostatistics seismic inversion technology

3 高效井部署方法与效果

2008年以来，长垣油田将井震结合精细油藏研究成果用于指导剩余油挖潜，拓宽了挖潜空间。断层附近已由风险区变成潜力区，开发调整由“躲断层”向“找断层-靠断层”转变。针对不同潜力部位，划分了7种潜力类型并提出了相应的挖潜对策。对于断层附近的部位，划分了大断层附近“井网控制不住型”、断层变化导致“注采不完善型”以及小断层变化导致的“局部遮挡型”3种潜力类型，相应的挖潜对策依次为大斜度井、高效直井、补充直井、井别调整压裂补孔；提出了微构造附近部位微幅度构造导致“局部剩余油”潜力类型，其挖潜对策为压裂补孔；过渡带边部为构造变化导致油水边界认识变化潜力类型，对应的挖潜对策为外扩布井；砂体变化部位存在砂体变化(走势、边界)导致“注采不完善型”、新发现窄小河道砂体2种潜力类型，其挖潜对策为井别调整压裂补孔、钻打水平井。

针对复杂断块区直井与配套措施综合挖潜、断层边部钻大斜度定向井以及窄河道砂体钻水平井这3种挖潜对策提出了对应的高效井部署方法。

3.1 直井+配套调整

萨北纯油区西部以往布井时以“躲断层”为主，本可在断层区均匀布井219口，实际只钻井167口，且以油井为主，断层区注采完善程度低。井震结合研究后，该区断层展布形态变化较大，需重新完善注采关系(表5)。

表5 注采系统调整Tab.5 Injection-production system adjustment

由表5可知，应用井震结合研究成果认识指导该区进行注采系统调整，共部署新井184口，配套措施井88口。调整后效果显著，水驱控制程度在调整前为80.1%，调整后上升至89.5%。多向连通比例在调整前为20.6%，调整后上升至30.4%。聚驱控制程度在调整前为27.3%，调整后上升至59.8%。预计纯油区西部提高采收率2.21%，增加可采储量124.45104t。

2010年，依据测井资料地质认识成果，在南二区西部区域进行了井震结合构造再认识，依据新的认识布署了二类油层聚驱井。

在断层区补充聚驱井14口，其中采油井9口，初期平均单井日产油25.8 t，含水59.7%，增加产能6.97104t。又在断块区补充设计16口二次加密井(采油井14口)，初期平均单井日产油8.8 t，含水75.7%，增加产能3.7104t、可采储量9.6104t。

3.2 在断层边部钻大斜度定向井

开发实践证明，断层区剩余油主要是沿断层面以倾斜立体空间形式分布。应用井震结合精细构造认识成果，提出了“贴断层，掏墙角”的挖潜思路，即平行断层面钻定向井来挖掘剩余油(图4)。其优点为：①轨迹远离直井控制区，②油层视厚度增加，③起到多口直井作用。

截至2016年底，共编制方案井107口井，已投产77口(表6)，建成产能相当于新投350口三次加密井，节省钻井和基建投资3.5亿元，同时降低了运维管理成本。

图4 定向井设计思路Fig.4 Schematic map for design thought of directional well

以杏十三区为例，2008年开始注聚，2012年完成井震结合构造研究，依据新成果发现断层附近井网控制程度低。为了不影响聚驱开发效果，将挖潜延后。2015年转为后续水驱后及时在断层附近设计10口定向井，已投产9口，初期平均单井日产油14.0 t，综合含水60.9%。

如杏13-44-P38井组，按五点法布井应在332#断层附近布1口聚驱采油井，但距断层近且存在聚驱目的层断失风险，因此，未布井(图5)。井震结合研究后，332#断层西移，受断层遮挡和聚合物驱替双重作用，该区潜力大。进入后续水驱后，在该区设计定向井2口，已投产1口。虽然断层附近剩余油相对富集，但仍有11.7%的井初期含水较高、产油量较低。大斜度定向井增加了油层视厚度和泄油面积，能够有效挖潜较大规模断层附近的剩余油富集区。