薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测方法研究

2022-03-17黄俊

石油化工应用 2022年2期

黄俊

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口 570100）

南海西部乌石油田薄互层砂岩油藏由于单砂体厚度薄，且各断块内井控程度低，砂体展布认识不清，开发前期采收率预测难度大，导致薄互层砂岩油藏经济性开发面临巨大挑战。以乌石油田A 井区为例，断块内仅有1 口探井，钻遇单砂体厚度0.5～3.9 m，集中分布在1.0 m 左右，储层物性以中孔、中渗为主，原油为常规轻质原油，但受砂体展布及连通性认识不清影响，后续井网部署及采收率预测难度大，对于类似油藏建产规模合理评估带来较大风险。同时，区域内涠洲M油田薄互层砂岩油藏2007 年投产，为中孔、中高渗储层，ODP 预测注水开发采收率30%，由于储层单砂体厚度仅为0.5～2.4 m，含油砂层的稳定性和连续性差，未能形成有效注采系统，实际为衰竭开采，采收率仅为3%。因此，开展薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测方法研究对于海上薄互层砂岩油藏的合理建产及有效开发具有重要意义。

1 预测方法及结果分析

目前，开发前期采收率评价主要采用经验公式法、类比法及数值模拟法[1]。根据南海西部不同含砂率储层的油田开发效果来看，储层纵向砂岩段越集中，地层含砂率越高，采收率越高，衰竭开采效果则很差。本次以南海西部乌石油田A 井区为例，采用不同方法对薄互层砂岩油藏开发前期采收率进行了预测研究。

1.1 经验公式法

乌石油田A 井区天然能量有限，考虑注水开发，利用水驱砂岩油藏推荐采收率经验公式（见表1），计算得到研究区注水开发采收率25.5%～42.7%（见表2）。不足之处在于，经验公式主要考虑储层物性、原油性质及井网密度，无法考虑砂体连通性。

表1 水驱砂岩油藏采收率计算常用经验公式

表2 乌石油田A 井区薄互层砂岩油藏水驱采收率经验公式计算结果

1.2 类比法

目前，海上薄互层砂岩油藏注水开发的成功经验较少，通过调研陆上相似油田开发经验，指导研究区薄互层砂岩油藏注水开发采收率预测[2-8]。

通过调研可知，薄互层砂岩油藏能量补充方式以注水为主，在合理井距下注水效果明显。井网部署一般经历多次（2～4 次）井网加密过程，注采井距由300～500 m加密到100～200 m，初期井网以反九点面积井网为主，中后期会调整成五点或其他井网，开发井型主要采用直井，最终水驱采收率一般在23.2%～37.9%[2-5]（见表3）。乌石油田A 井区地质油藏特征与调研对象类似，物性略差，单砂体厚度略偏小，预计注水开发采收率25%左右。

表3 乌石油田A 井区薄互层砂岩油藏水驱采收率类比结果

1.3 地质综合法

地质综合法主要考虑油藏类型、储层特征（地层温度、孔隙度、渗透率、非均质性）、原油性质及注采系统，采用综合计分的方法，在基本分和修正参数的研究中加入定量分析[9]。预测乌石油田A 井区在能够形成有效注采系统的情况下，采收率17.1%～29.4%（见表4）。与类比法相比，所考虑的油藏地质特征参数更加全面，预测结果更加客观。不足之处在于，各计算参数定量取值的合理性与地质油藏条件相关，而目前尚未形成适合本地区的评价公式，而且多层合采下无法定量分析层间干扰。

表4 乌石油田A 井区薄互层砂岩油藏水驱采收率地质综合法计算结果

1.4 数值模拟法

1.4.1 合理注采井距分析根据区域定量地质知识库统计结果，按宽度误差10%～30%推测，河口坝宽厚比平均1:80；水下分流河道宽厚比平均1:90；远砂坝宽厚比平均1:95，然后基于沉积相认识和井点测井解释结果，利用定量地质知识库预测单砂体延伸宽度，并在开发过程中进行变井距试验，确定薄互层储层合理注采井距。以乌石油田A 井区为例，根据定量地质知识库计算的砂体延伸宽度，注采井距在200～300 m 时可控制储量为53.5%～87.3%，初期顺物源方向部署井位，注采井距200～300 m，可实现70%的储层连通[10]。

1.4.2 数值模拟法预测采收率基于薄互层油藏开发调研、单砂体展布预测及合理注采井距分析成果，设计8 采7 注井网（注采井距200～300 m，砂体连通率70%），并结合概念模型及均质模型（见图1）开展了注水开发采收率数值模拟预测，其中，概念模型是在三维构造模型精确确定后，在单井沉积微相精细划分的基础上，根据相分布的定量地质知识库，采用沉积微相约束随机建模的方法建立相模型，最后以测井二次解释的物性解释数据为基础，应用随机模拟的沉积微相为约束条件而形成。概念模型预测采收率23.2%，均质模型预测采收率21.7%，认识较为一致。