中孔中渗小断块油藏开发部署设计

董凤龙

（中油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦124010）

1 油藏简况

试验区块构造受断裂控制整体形成次一级斜坡带，被多条北西向正断层切割形成多个复杂断块，整体构造形态为北高南低单斜，由深至浅具有一定继承性。物源主要来自西北方向，沉积类型为辫状河三角洲前缘沉积，沉积相可细分为辫状河三角洲前缘水下分流河道、辫状河三角洲前缘水下分流河道间、辫状河三角洲前缘席状砂3 个微相，各微相带特征有所不同。辫状河三角洲前缘水下分流河道呈北西向展布。储层岩性主要为细砂岩、砂砾岩为主，岩石成分和结构成熟度低，矿物成份主要为长石、石英，其次为岩屑，岩性主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩及少量的岩屑砂岩。填隙物以杂基为主。颗粒分选中等，磨圆为次圆- 次棱。颗粒间点- 线接触为主，孔隙- 接触式胶结。储集空间以原生粒间孔为主，其次粒间溶孔、粒内溶孔和微孔隙。根据岩心物性分析资料统计，孔隙度主要分布在20%～25%之间，有效储层平均孔隙度22%，渗透率主要分布在50mD-500mD，有效储层平均渗透率为230mD，为中孔中渗储层。油层分布主要受岩性构造双重影响，高部位受砂体分布控制，低部位受油水界面控制，油藏类型为层状边水油藏。属正常温度压力系统，原油性质为稀油。

2 开发部署设计

2.1 开发层系划分

根据层系划分与组合原则，结合本块储层发育特征，纵向上主力油层发育相对集中，属中等储量丰度，因此，确定采用一套层系开发。

2.2 开发方式确定

首先通过同类型油藏开发经验类比加以论证。通过筛查对比，认为c6 块与本块油藏特征相似，油藏参数接近。该块整体水驱开发效果较差主要表现在水驱控制程度及动用程度均较差。平面上注水见效井数少，规律性较差，且存在注水单向受效；纵向上吸水状况差异大，整体动用较差。虽然整体注水开发效果较差，但在构造相对整装、连通情况相对较好区域，共有8 个井组对应23 口油井见到明显注水效果，表现为液量、油量上升，含水下降。综合分析来看，影响该块注水开发效果的主要因素包括：断裂系统破碎，造成储层变化大，油气水关系复杂；受岩性影响，在横向上油层分布具有透镜体特点，连通较差；井下事故井数多，井况复杂，导致注采井网不完善。C6 块与本块油藏性质接近，但构造相对整装，主力层发育相对集中，连通相对较好，经统计，S1Ⅱ砂组连通系数为74.6%，S1Ⅲ砂组连通系数为68.8%，预计注水开发可取得较好效果。通过水驱砂岩油藏经验公式计算，预测注水开发水驱采收率可达23.1%。

2.3 开发井型设计

通过对比直井与水平井适用地质条件，直井适合储量丰度相对较高，直井开发经济效益好，纵向油层多，油层分布有一定规模，可形成注采井网的油藏；水平井则适用于储量丰度相对较低，直井开发经济效益差，纵向油层少，油层分布稳定，水平井油层钻遇率高的油藏。结合本块储层发育特点，考虑以下主要因素：纵向上油层数量较多，单层较薄；储量丰度属中等储量丰度；已投产直井获得较高产量，生产效果较好。综合考虑，推荐本块采用直井开发。

2.4 井网井距优化

2.4.1 井网形式设计

开发井网部署过程中主要考虑的因素有储层物性、地层原油性质、开采工艺以及采油速度等，只有采用合理的开发井网，才能提高储量控制程度及动用程度，获得较高的石油采收率。目前国内外常用的开发井网主要有两种：正方形井网和三角形井网。理论上在井网密度一定下，两种井网对储量的控制程度和最终的水驱采收率基本相当，三角形可能还要稍好于正方形井网。因为地质条件非常复杂，在油田开发过程中，地质认识和开发规律认识都不能一步到位，都是逐步深入的，都会经历先认识、调整、再认识、再调整的过程，不断完善。所以在开发井网的选择上，要考虑到开发过程中调整的可能性和便利性。在注采关系调整和开发井网加密方面，相对三角形井网正方形井网具有很大的优越性。在进行注采关系调整时，三角形注采井网不管怎么调整，注采关系都具有多向性，在与储层非均质性配置方面适应性很差，而正方形井网则可以进行不同角度的调整，要灵活很多。在进行井网加密调整时，同样开展井网均匀加密，正方形井网的井网密度只提高一倍，三角形井网则会增加到两倍，所以，相比比三角形井网，正方形井网加密的效率要高很多。二十世纪九十年代以前，由于对井网设计特别是在井网与储层合理配置方面的研究处于探索阶段，不够深入，我国油田开发一般都是三角形井网与正方形井网并举。到了二十世纪九十年代以后，吸取总结了以往的开发经验，大部分都采用了正方形井网开发。

考虑以上认识，结合本区小断块的构造形态以及储层展布特征，为了更有效控制储层，且便于后期井网调整和注采系统完善，确定本块采用正方形井网开发。另外考虑构造、砂体、油层分布特征，选择正方形井排方向为北东向，更能合理控制储层。

2.4.2 井距设计

首先，统计区块连通情况，260m 井距连通系数为61.8%，200m 井距连通系数提高到了77.1%。可见，井距由260m 缩小至200m 左右时可有效提高连通系数，更能合理控制储层。另外，采用油藏工程方法（曲线交会法）进行井距计算，得出合理井距在170～260m。

综合以上分析，针对本块构造形态及有利砂体展布状况，最终确定采用170～200m 井距、近正方形井网注水开发比较合理。

2.5 注采参数设计

2.5.1 注采井网设计

考虑本区小断块的构造形态及储层发育状况，依托现有170-200m 井距近正方形井网，设计高部位与低部位相结合相对灵活的面积注采井网，尽量保证油井多向受效，提高水驱控制程度。

2.5.2 注水时机确定

从已投产井的生产状况来看，投产时间相对较长油井出现了快速的产量递减趋势，动液面也下降较快，表明油藏天然能量不足，急需补充地层能量。另外考虑到随地层压力的下降上覆压力发生变化，会对储层渗透性产生部分不可逆的伤害，因此，建议采用同步注水的方式。

2.5.3 注采比确定

在注水开发中，注采比决定了地层压力保持水平，而地层压力保持水平是影响油田开发效果的一个非常重要的因素，它直接影响油井的生产潜力、油井的开采方式及各种采油工艺效果的发挥等，在很大程度上决定了油田开发的主动权。因此，保持一定的地层压力水平是保证油井具有旺盛的生产能力，实现油田较长时间稳定的重要条件。

从注水实践分析，压力保持水平主要由以下因素决定：保持一定地层压力是油井有比较旺盛的生产能力的需要；要避免注采比过高，造成较大外溢量，提高注水利用率。鉴于区块目前处于开发初期，采出程度只有2.0%，为了减缓水窜实现稳定驱替，设计注采比为1:1，以采定注，有效补充地层能量。

3 结论

3.1 油田开发上常用的井网形式主要分为两种：一种是正方形井网，一种是三角形井网。在一定井网密度下，两种井网的储量控制程度和水驱油效率差别不是很大，甚至三角形还略优于正方形井网。但考虑井网加密调整和注采关系调整，正方形井网比三角形井网具有无法替代的优越性。

3.2 及时补充地层能量，保持一定的地层压力水平是保证油井具有旺盛的生产能力，实现油田较长时间稳定的重要条件。