复杂油田层系细分重组研究与实践

张 勇，杭雅萍，曲 慧

(中国石化胜利油田分公司 孤岛采油厂地质研究所,山东 东营 257231)

河滩油田为受南界断层控制下形成的反向屋脊式的封闭断块油藏,构造形态总体呈现南高北低,沉积上为三角洲前缘沉积[1]。具有纵向上含油小层多(44个)、纵向跨度大、空间非均质性强等特点[2]。油田含油面积3.0 km2,地质储量1 154×104t,1987年投产以来历经产能建设快速上产阶段(1986.12-1987.12)、层系初步细分持续高产阶段(1988.1-1993.5)、注采调整、零散挖潜产量递减阶段(1993.6-2011.12)、层系细分重组、一体化治理阶段(2012.1-目前)等四个开发阶段,2016年12月平均单井日油3.2 t,综合含水93.9%,采出程度47.3%。油田经过初期的强采强注和后期的零散挖潜,开发后期油田开发矛盾突出,剩余油分布不清,局部静态井网失控,失控储量达到419×104t。通过对油田的储层进行细分评价后层系细分重组、井网完善,极大地提高了油田的开发效果[3]。

1 油田后期开发矛盾突出

河滩油田经历前三个开发阶段后呈现低速的开发现状,“层间、层内、平面”三大开发矛盾突出,制约采收率进一步提高。油田空气渗透率为200～4 000×10-3μm2,平均空气渗透率为1981×10-3μm2,孔隙度为28.7%,平面渗透率变异系数平均为0.63。在层系细分重组调整前油田存在的主要问题是:(1)层间干扰严重、储量动用差异较大,从分类储层完成配注情况看,平面发育好、展布范围广的主力Ⅰ类小层吸水强度9.1 m3/m·MPa,完成配注率能达到67.3%;而平面发育差、展布范围小的Ⅲ类小层吸水强度2.4 m3/m·MPa,完成配注率仅为14.1%;介于两者之间的Ⅱ类小层吸水强度为5.5 m3/m·MPa,完成配注率为40.3%。从储量动用状况及剩余油情况看,目前Ⅰ类小层采出程度一般在40%左右,水淹程度高,平面上剩余油呈整体水淹局部富集的特点,Ⅱ类小层采出程度在20～35%,水淹程度中～高,平面上剩余油呈局部水淹局部富集的特点;Ⅲ类小层采出程度仅为8.5%,剩余油呈整体富集的特点;(2)现井网不完善、失控储量大,一方面由于河滩油田现有井网是在二维地震构造解释的基础上部署的,在精细构造解释后出现部分断层夹角、断棱附近无井控制导致静态井网失控,另一方面,由于1994年以来一直未进行整体调整,加上注水水质不合格、注水管网的老化和油井的停产改层、水井停注导致动态井网失控,目前井网对储量的控制程度仅为70.7%,失控储量419×104t。

2 开发层系适应性评价

河滩油田1987年一套层系投入开发,1988年细分注水开发共分为Es2-1,Es2-2,Es3三套开发层系,将Es2-2细分为Es2-21-4、Es2-25-7。

各层系的主力小层较多,渗透率级差大,层间非均质性严重。Es2-1层系地质储量392.1×104t,共5个小层,其中主力小层4个,渗透率级差为16.7(表1)。Es2-21-4层系地质储量372.1×104t,共10个小层,其中主力小层6个,渗透率级差为6.2;Es2-25-7地质储量115.9×104t,共9个小层,其中主力小层3个,渗透率级差为4.6;Es3地质储量550.2×104t,共19个小层,其中主力小层16个,渗透率级差为13.7。按照储层综合分类，静态从储层物性、砂体展布、储量级别、天然能量,动态从采出差异、吸水差异、水淹差异将四套层系进行层系内分类,储层共划分为三类,Ⅰ类储层含油面积大、物性好、吸水好、动用程度高;Ⅱ类储层含油面积较大、物性中等、吸水相对中-差、动用程度较高;Ⅲ类储层含油面积小、砂体零散,储量控制及动用程度差。

表1 油田分层系指标

2.1 Es2-1层系

Es2-1层系地质储量392.1×104t,叠加效厚21.9 m,平均渗透率2 761×10-3μm2,渗透率级差16.7,层间干扰严重。

从吸水剖面的测试情况看,历年测吸水剖面41井次,结果显示主力层Es2-11、Es2-12吸水相对均匀,而Es2-131、Es2-132、Es1-3受干扰严重。从饱和度测试情况来看,主力层Es2-11、Es2-12中-强水淹,Es2-131、Es2-132中水淹,非主力层Es1-3未水淹。从分小层的采出程度情况来看,主力层Es2-11、Es2-12采出程度均大于40%,Es2-131、Es2-132采出程度分别为23.2%、32.9%,非主力层Es1-3基本未动用,该层系层间干扰严重。

2.2 Es2-21-4层系

Es2-21-4层系地质储量372.1×104t,叠加效厚24.5 m,平均渗透率1 395×10-3μm2,渗透率级差6.2,该层系共有小层10个,主力层6个,占总储量89.7%,其中Es2-231、Es2-242储量规模最大为185.1×104t,占到了该层系总储量的49.7%。非主力小层4个,占总储量10.3%。按照分类标准将其分为以下3类:Ⅰ类层2个,为Es2-31、Es2-42,储量比例49.7%;Ⅱ类层4个,储量比例40%;Ⅲ类层4个。从分类小层的吸水情况上来看,Ⅰ类层吸水情况好,Ⅱ类层吸水情况较差,Ⅲ类层基本不吸水。从储层发育情况来看,Ⅰ类层砂体发育范围广,厚度大,平面渗透率差异小,Ⅱ类层砂体发育较大,厚度薄,平面渗透率差异大。从采出程度来看,Ⅰ类层平均采出程度高41.4%,Ⅱ类层平均采出程度29.2%,Ⅲ类层平均采出程度低9.9%。该层系Ⅱ类层局部以及Ⅲ类层受干扰严重。

2.3 Es2-25-7层系

Es2-25-7层系共有含油小层10个,储量115.9×104t,叠加效厚24.5 m,平均渗透率993×10-3μm2,渗透率级差4.6,其中Ⅱ类层3个,储量比例57%,Ⅲ类层7个。

2.4 Es3层系

该层系共有含油小层19个,储量550.2×104t,叠加效厚69.6 m,平均渗透率2 037×10-3μm2,渗透率级差13.7,其中主力层占到了16个,地质储量为388×104t,非主力层3个,储量比例2.7%。分类结果是Ⅰ类层9个,储量比例76.6%,Ⅱ类层7个,储量比例20.7%,Ⅲ类层3个,储量比例2.7%。

3 井网适应性评价

3.1 Es2-1层系井网适应性评价

该层系Ⅰ类层地质储量302×104t,叠合面积2.7 km2,开油井7口,水井12口,单控地质储量15.9×104t,井网密度7.0口/km2,水驱控制程度78.3%,从平面上储量控制来看,西部井区断层边角处及腰部储量控制程度较低。从注采对应情况来看,油井注采井距相差800～1 000 m仍能见效,且见效明显(表2)。

该层系Ⅱ类层地质储量61.9×104t,叠合面积2.0 km2,开油井3口,水井7口,单控地质储量6.2×104t,井网密度5.0口/km2,水驱控制程度45%(表2)。从储量控制情况来看,断层夹角及腰部井网对储量控制程度较低,从注采对应情况看,在储层发育差,渗透率低的区域,受层间干扰影响水井吸水差,油井见效差,储层发育好、渗透率高的区域层间干扰较轻,注采对应较好。

表2 Es2-1层系小层参数

3.2 Es2-21-4层系井网适应性评价

Es2-21-4层系井网总体较完善,但不同小层、平面不同区域差异较大,Ⅰ类层地质储量185.1×104t,叠合面积1.8 km2(表3),开油井3口,水井5口,单控地质储量23.1×104t,井网密度4.4口/km2,水驱控制程度49.2%,失控地质储量达到63.9×104t。从储量控制情况来看,断层夹角及南部断棱富集储量控制较差,以及腰部受停产、停注影响动态井网不完善储量控制程度低,从注采对应情况来看,油井注采见效井距800 m能见效。Ⅱ类层地质储量148.9×104t,叠合面积1.6 km2,开油井11口,水井5口,单控地质储量9.3×104t,井网密度10口/km2,水驱控制程度78.2%,失控地质储量40.9×104t,从注采对应情况来看,Ⅱ类层东部井区注采井距800 m能见效,西部井区注采井距500 m左右能见效。

表3 Es2-21-4层系储层评价

3.3 Es2-25-7层系分类井网适应性评价

该层系井网控制程度低,失控储量大,水驱控制程度43.8%,单控地质储量11.6×104t,井网密度11.1口/km2,注采对应率40%,失控地质储量39.3×104t。从注采对应情况来看,Ⅱ类层注采井距500 m左右、Ⅲ类层单注200 m井能见效。

3.4 Es3层系分类井网适应性评价

Es3层系失控地质储量达159×104t,主要是由于南部边界断层向南推移了100 m左右导致部分储量失控,从注采对应情况来看,Es3-1砂层组Ⅱ类层占储量的77%,注采井距400 m左右能见效,Es3-2砂层组Ⅰ类层占储量的82%,注采井距700 m左右能见效好,Es3-3砂层组Ⅰ类层占73%,注采井距500 m左右能见效。

4 层系细分重组研究

针对油田开发中存在的问题,制定了层系细分重组的调整思路:

(1)对储层进行细分评价。通过精细小层对比将河滩油田原有的25个含油小层细分为44个,并根据储量规模、砂体展布、天然能量等特征,结合各小层的吸水状况、动用状况、水淹特点将44个小层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层。

(2)根据小层综合评价的结果将原有的4套开发层系进行细分重组划分为8套开发层系(图1)。

图1 油田层系细分重组思路示意图

5 层系细分重组后的实施及效果

层系细分重组后对油田目前的井网进行了重新优化,确立井网优化的原则:

(1)从提高井网对储量的有效控制和水驱入手,以最大化提高水驱采收率为目标。

(2)Ⅰ、Ⅱ类层系尽量实施强化边部注水,合理调整注采井距,Ⅲ类层系缩小井距独立建立注采井网,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类注采井网在平面上尽量交错相互兼顾。

(3)层系内井网考虑构造、渗透率、水淹、吸水等参数分区域优化,充分利用水平井、多靶点井优化部署新井井位,同时配套分采分注工艺,形成立体矢量井网。

(4)合理利用老井,原Ⅰ、Ⅱ类层合采合注老井尽量归到Ⅰ类层系,原Ⅱ 、Ⅲ类层合采合注老井尽量归到Ⅱ类层系,原单采单注Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层井一般保持原层位。

综合考虑各类层渗透率差异、剩余油丰度和吸水情况在平面上的分布状况,Ⅰ类层平面分区较好,采用大井距稀井网开发,利用老井结合钻新井开采各层储量,对各主力层分层采油、分层注水,部分老水井可与物性较好的Ⅱ类层跨层系合注。Ⅱ类层平面分区好处与Ⅰ类层部井方式相同,分区差处采用小井距密井网开发,利用老井结合新钻井对单层进行分采分注。Ⅲ类层平面分区较差,采用小井距密井网开发,单独部署老井和新井,对单层进行分采分注。

调整实施后,投产新井23口,初期单井日油平均11.8 t,油井老井日油平均提升60 t/d,水井日注平均上升900 m3/d,达到调整的目的,极大提升了油田的开发效果,为油田的稳产奠定了基础。

6 结 论

(1)含油层系复杂的油田注采矛盾突出,制约采收率进一步提高。

(2)含油层系多,空间非均质性强,常规的笼统开发容易导致储量动用差异大,注采不均衡。

(3)同一开发层系内主力层油水边界、压力系统、油藏类型等要比较接近。

(4)各层系具备独立开发的物质基础,具备一定的可采储量,主力含油小层一般小于3个且渗透率极差在3.0以内,同一开发层系开采方式要基本相同。