潘益民，李源平 (中石油大慶油田分公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

徐家圍子地區(qū)油藏工程方案產(chǎn)能后評價認(rèn)識

潘益民，李源平 (中石油大慶油田分公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

油藏工程方案后評價是建設(shè)項目全過程管理的重要組成部分，徐家圍子油田油藏工程方案后評價主要包括油藏基本情況、地質(zhì)認(rèn)識、開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性、實施效果和開發(fā)預(yù)測等幾個方面的內(nèi)容?？傮w來看，油藏工程設(shè)計方案設(shè)計合理，有效指導(dǎo)了采鉆工程和地面工程的設(shè)計。主要通過前后對比分析法，通過實施效果和指標(biāo)預(yù)測情況對徐家圍子油田油藏工程方案進行評價，總結(jié)經(jīng)驗教訓(xùn),為同類油田制訂合理完善的油藏工程方案提供參考。

徐家圍子油田；油藏工程；方案評價；后評價

油藏工程設(shè)計方案是根據(jù)油藏的基本地質(zhì)特征,在油藏構(gòu)造特征、沉積類型、儲層物性、油層展布、流體性質(zhì)、溫度壓力系統(tǒng)描述的基礎(chǔ)上確定的油田開發(fā)方案,是鉆采工程和地面工程設(shè)計的依據(jù)[1-2]。油藏工程方案后評價是在項目完成、投入正常生產(chǎn)經(jīng)營之后進行的,通過后評價總結(jié)經(jīng)驗教訓(xùn),為同類油田制訂合理完善的油藏工程方案提供參考。

1 油藏基本情況

2007年投產(chǎn)的徐家圍子及周邊地區(qū)構(gòu)造趨勢明顯具有西高東低、南北高、中間低的趨勢，以徐家圍子向斜和升西向斜為構(gòu)造低點，向四周逐漸抬升形成升平鼻狀構(gòu)造、宋芳屯鼻狀構(gòu)造、肇州鼻狀構(gòu)造。中小斷層發(fā)育，斷層頻度平均為2.4條/km2。斷裂條帶性特征明顯，區(qū)域內(nèi)發(fā)育延伸方向不同的6組斷裂，形成地壘和地塹相間分布的構(gòu)造格局。砂體展布受沉積相帶控制，總體上呈北厚南薄的趨勢，局部厚度差異較大，以厚薄相間分布。砂體規(guī)模小，分布零散。油水分布復(fù)雜，沒有統(tǒng)一的油水界面。油藏類型復(fù)雜，升平西部區(qū)塊主要以構(gòu)造控制因素為主，徐家圍子油田、宋芳屯油田和升平南部是以巖性和構(gòu)造雙重作用為主成藏。徐家圍子地區(qū)葡萄花油層的取心分析統(tǒng)計結(jié)果，平均有效孔隙度21.9%～22.5%，平均空氣滲透率(109.8～209.7)×10-3μm2，屬中等滲透率儲層。油藏方案對3個油田共7個小區(qū)塊設(shè)計鉆井145口，方案實施過程中根據(jù)儲層地質(zhì)情況，及時免鉆井位，共基建油水井131口，其中油井94口，水井37口。

2 油藏工程方案后評價

2.1地質(zhì)再認(rèn)識

徐家圍子地區(qū)油藏工程方案編制前期，鉆井、取心、測井、錄井資料翔實、可靠，油藏方案從構(gòu)造特征、儲層特征、地震反演預(yù)測、油水分布、探評井試油情況詳細(xì)分析，方案實施后，對該區(qū)構(gòu)造特征、油水分布認(rèn)知基本一致，砂體發(fā)育狀況較方案設(shè)計好，通過對后評價區(qū)塊完鉆井的測井資料統(tǒng)計來看(見表1)，平均單井砂巖厚度8.8m，有效厚度 3.4m(含同層1.2m)，平均單井發(fā)育有效厚度層數(shù)3.0個，平均單層有效厚度1.1m，總體來看，有效厚度比方案設(shè)計時的2.4m高，局部區(qū)塊有一定的差異，如徐家圍子油田徐28、州541-1區(qū)塊砂體厚度較薄，升平油田和宋芳屯油田的儲層發(fā)育較好。

2.2開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性評價

表1 徐家圍子地區(qū)產(chǎn)能后評價區(qū)塊儲層發(fā)育情況統(tǒng)計表

1)井網(wǎng)適應(yīng)評價 徐家圍子及周邊地區(qū)油藏工程方案采用300×300m井網(wǎng)，大部分區(qū)塊水驅(qū)控制程度在70%以上，基本可以滿足油田開發(fā)的需要。

2)斜井、叢式井開發(fā)方式 由于在徐家圍子地區(qū)儲量提交面積內(nèi)部分地區(qū)地面存在著鄉(xiāng)鎮(zhèn)、草地保護區(qū)、魚塘等多種情況，采用常規(guī)的直井開發(fā)方式面臨高額的投資費用，這部分投資的加大直接影響著外圍低豐度油田的經(jīng)濟有效動用與開發(fā)。在充分分析對比不同開發(fā)方式對油田儲量動用影響因素的基礎(chǔ)上，針對出現(xiàn)上述地面情況的地區(qū)決定采用叢式井及斜井開發(fā)方式。采用叢式井開發(fā)，能夠最大限度的減少地面投資費用，同時又能夠很好的保持井網(wǎng)以及注采系統(tǒng)的完善。

3)技術(shù)創(chuàng)新評價 一是以現(xiàn)代沉積學(xué)理論為指導(dǎo)，依據(jù)測井曲線所能反映出的各種沉積特征和沉積界面，采用模式預(yù)測描述方法，由大到小、由粗到細(xì)逐級解剖砂體幾何形態(tài)和內(nèi)部建筑結(jié)構(gòu)，對該油田儲層的沉積模式進行了詳細(xì)研究與具體論述，建立了地質(zhì)模型，劃分適合油田開發(fā)實際需要的儲層微相。二是通過合理解剖砂體，預(yù)測性地確定出砂體邊界，將復(fù)合型砂體解剖為單砂體，在此基礎(chǔ)上，從砂體的沉積模式和連通關(guān)系入手，分析了影響驅(qū)油效果的地質(zhì)因素和不同類型井注水后動態(tài)變化特征，給出了一套砂體沉積的韻律類型、連通狀況、微幅度構(gòu)造，并在確定剩余油分布狀況及措施挖潛工作中得到廣泛應(yīng)用，為編制油田開發(fā)方案及投產(chǎn)后的跟蹤調(diào)整、提高驅(qū)油效果提供了地質(zhì)依據(jù)。三是通過部署水平井，以增加產(chǎn)能，評價區(qū)芳29區(qū)塊部署了2口水平井，優(yōu)化水平井地質(zhì)設(shè)計，提高地質(zhì)導(dǎo)向水平，并通過巖屑和氣測錄井，對砂巖的含油性進行評價，從而總結(jié)優(yōu)化射孔和壓裂層段的原則，力求提高水平井單井產(chǎn)量，水平井投產(chǎn)后初期單井日產(chǎn)油達12.35t/d，是直井初期單井日產(chǎn)油的3倍以上。四是通過優(yōu)化射孔方案，控制區(qū)塊含水。根據(jù)小層發(fā)育情況，進行選擇性射孔。如果全井為油層，全部射開；如果油底以上油層厚度較大、孔滲物性較好，能滿足產(chǎn)能需要的，原則上只射開油層同層待含水高后期挖潛時射開；油底以上發(fā)育一般，同層電性顯示偏油，考慮射開同層；油底以上發(fā)育較差，油底以下同層偏水，為了避免層間干擾，只射開上部油層，同層待后期含水高時射開； 油底以上不發(fā)育，同層厚度較大、物性較好的，射開下部同層。

2.3實施效果評價

1)產(chǎn)能達到方案設(shè)計要求 徐家圍子周邊地區(qū)方案設(shè)計井?dāng)?shù)145口，區(qū)塊于2007年底投產(chǎn)，共投產(chǎn)油水井131口(其中油井94，水井37口)，方案設(shè)計產(chǎn)能8.55×104t，實際建成產(chǎn)能8.25×104t，產(chǎn)能到位率高達96.49%，基本達到方案設(shè)計要求。平均單井日產(chǎn)油高，平均單井日產(chǎn)油3.01t/d，高于方案設(shè)計的平均單井日產(chǎn)油2.55t/d，主要由于一是水平井產(chǎn)量高，芳29區(qū)塊2口水平井投產(chǎn)后初期單井日產(chǎn)油達12.35t/d，高于方案設(shè)計值8.0t/d；二是完鉆后區(qū)塊厚度變大，方案設(shè)計有效厚度2.4m，實際完鉆厚度2.8m(同層厚度折半)；三是直井采油強度略高于方案設(shè)計值，方案設(shè)計采油強度1.0t/(d·m)，完鉆后平均單井射開有效厚度2.5m(同層厚度折半)，實際投產(chǎn)后直井初期日產(chǎn)油2.8t/d，采油強度為1.12t/(d·m)。從產(chǎn)能方面來說徐家圍子周邊區(qū)塊方案總體實施效果較好。

2)部分井投產(chǎn)后高含水導(dǎo)致低效 徐家圍子周邊共投產(chǎn)7區(qū)塊，油水井總數(shù)131口，投產(chǎn)后其中有16口油井投產(chǎn)后高含水(含水大于90%)，其產(chǎn)油量稅后收入小于其操作成本，為低效井，平均單井日產(chǎn)油0.09t，低效井比例為12.21%。低效井成因分析如下：一是位于構(gòu)造低部位的井投產(chǎn)后含水較高。這類井有5口，主要分布在斷層下降盤或鄰近向斜生油中心，構(gòu)造位置較低，投產(chǎn)高含水導(dǎo)致低效；二是射開偏水同層導(dǎo)致高含水。這類井有7口，平均單井射開油層有效厚度0.3m，同層有效厚度2.0m，由于偏水同層的滲透性較好，投產(chǎn)后液量較高，但由于含水也較高，產(chǎn)油量低導(dǎo)致低效；三是儲層發(fā)育較差導(dǎo)致低效。這類井有4口，主要分布在砂體邊部，厚度薄，儲層物性較差，投產(chǎn)后產(chǎn)液量小，同時含水也較高，導(dǎo)致油井低效。

3)地層壓力保持較高水平 徐家圍子周邊區(qū)塊投產(chǎn)后，地層壓力下降為11.79MPa，地層壓力保持程度為84%，實際生產(chǎn)壓差為8.78MPa，略低于方案設(shè)計值，總體來看，地層壓力保持較高水平，開發(fā)效果較好。

4)區(qū)塊綜合含水保持穩(wěn)定 徐家圍子周邊區(qū)塊同層比例較大，通過優(yōu)化射孔方案，有效控制區(qū)塊含水，區(qū)塊投產(chǎn)后第2年綜合含水為27.52%，較方案設(shè)計的22.00%略高，截止到2009年底綜合含水為29.02%，含水上升速度相對較慢，區(qū)塊綜合含水保持穩(wěn)定。

2.4開發(fā)指標(biāo)預(yù)測情況

開發(fā)方案總結(jié)油田開發(fā)經(jīng)驗，采取雙曲遞減規(guī)律對產(chǎn)量進行預(yù)測，利用采油速度與含水之間的關(guān)系(見圖1、圖2)，合理預(yù)測各項開發(fā)指標(biāo)。根據(jù)實際生產(chǎn)情況，對應(yīng)方案預(yù)測生產(chǎn)年限，重新進行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測到第10年，預(yù)測指標(biāo)累積產(chǎn)油量47.69×104t，與方案設(shè)計時48.06×104t對比減少了0.77%；采出程度為10.43%，比方案設(shè)計值11.25%低；綜合含水66.03%，較方案設(shè)計時61.21%高4.82%，總體來看實際開發(fā)指標(biāo)與方案設(shè)計指標(biāo)基本相符。隨著綜合含水率的增高，年產(chǎn)油量逐年下降，采油速度變慢。實際和重新預(yù)測綜合含水比方案預(yù)測指標(biāo)稍高，主要原因是完鉆后區(qū)塊平均有效厚度由設(shè)計時的2.5m增加到2.8m，單井產(chǎn)量高，采油速度比方案設(shè)計值高，導(dǎo)致含水上升速度快。

圖1 生產(chǎn)期油氣產(chǎn)量與含水指標(biāo)對比圖

圖2 生產(chǎn)期采油速度與采出程度對比圖

3 評價結(jié)果

評價區(qū)油藏工程方案是在綜合地質(zhì)研究、常規(guī)油藏工程計算、數(shù)值模擬、借鑒同類油藏開發(fā)經(jīng)驗等多種方法綜合評價的基礎(chǔ)上，最終根據(jù)區(qū)塊開發(fā)及經(jīng)濟效益優(yōu)選出適合徐家圍子油田及周邊區(qū)塊地質(zhì)特點的井網(wǎng)形式和開發(fā)技術(shù)政策，并最終由大慶油田有限責(zé)任公司油藏評價部批準(zhǔn)實施。從生產(chǎn)指標(biāo)評價，與方案設(shè)計比較，認(rèn)為指標(biāo)完成情況達到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，實施效果良好。油藏工程方案設(shè)計科學(xué)合理實用。

[1]吳愛新，李廣梅.對油(氣)藏工程方案后評價的若干認(rèn)識[J].石油工程與地質(zhì),2009(5)：128-130.

[2]佘健明，王永銀.項目決策分析與評價[M].北京:中國計劃出版社,2007:115-170.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.03.023

TE372

A

1673-1409(2012)03-N068-03

2011-10-18

潘益民(1984-)，男，2007年大學(xué)畢業(yè)，助理工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。