張 勇，杭雅萍，曲 慧

(中國(guó)石化勝利油田分公司 孤島采油廠地質(zhì)研究所,山東 東營(yíng) 257231)

河灘油田為受南界斷層控制下形成的反向屋脊式的封閉斷塊油藏,構(gòu)造形態(tài)總體呈現(xiàn)南高北低,沉積上為三角洲前緣沉積[1]。具有縱向上含油小層多(44個(gè))、縱向跨度大、空間非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)[2]。油田含油面積3.0 km2,地質(zhì)儲(chǔ)量1 154×104t,1987年投產(chǎn)以來歷經(jīng)產(chǎn)能建設(shè)快速上產(chǎn)階段(1986.12-1987.12)、層系初步細(xì)分持續(xù)高產(chǎn)階段(1988.1-1993.5)、注采調(diào)整、零散挖潛產(chǎn)量遞減階段(1993.6-2011.12)、層系細(xì)分重組、一體化治理階段(2012.1-目前)等四個(gè)開發(fā)階段,2016年12月平均單井日油3.2 t,綜合含水93.9%,采出程度47.3%。油田經(jīng)過初期的強(qiáng)采強(qiáng)注和后期的零散挖潛,開發(fā)后期油田開發(fā)矛盾突出,剩余油分布不清,局部靜態(tài)井網(wǎng)失控,失控儲(chǔ)量達(dá)到419×104t。通過對(duì)油田的儲(chǔ)層進(jìn)行細(xì)分評(píng)價(jià)后層系細(xì)分重組、井網(wǎng)完善,極大地提高了油田的開發(fā)效果[3]。

1 油田后期開發(fā)矛盾突出

河灘油田經(jīng)歷前三個(gè)開發(fā)階段后呈現(xiàn)低速的開發(fā)現(xiàn)狀,“層間、層內(nèi)、平面”三大開發(fā)矛盾突出,制約采收率進(jìn)一步提高。油田空氣滲透率為200～4 000×10-3μm2,平均空氣滲透率為1981×10-3μm2,孔隙度為28.7%,平面滲透率變異系數(shù)平均為0.63。在層系細(xì)分重組調(diào)整前油田存在的主要問題是:(1)層間干擾嚴(yán)重、儲(chǔ)量動(dòng)用差異較大,從分類儲(chǔ)層完成配注情況看,平面發(fā)育好、展布范圍廣的主力Ⅰ類小層吸水強(qiáng)度9.1 m3/m·MPa,完成配注率能達(dá)到67.3%;而平面發(fā)育差、展布范圍小的Ⅲ類小層吸水強(qiáng)度2.4 m3/m·MPa,完成配注率僅為14.1%;介于兩者之間的Ⅱ類小層吸水強(qiáng)度為5.5 m3/m·MPa,完成配注率為40.3%。從儲(chǔ)量動(dòng)用狀況及剩余油情況看,目前Ⅰ類小層采出程度一般在40%左右,水淹程度高,平面上剩余油呈整體水淹局部富集的特點(diǎn),Ⅱ類小層采出程度在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點(diǎn);Ⅲ類小層采出程度僅為8.5%,剩余油呈整體富集的特點(diǎn);(2)現(xiàn)井網(wǎng)不完善、失控儲(chǔ)量大,一方面由于河灘油田現(xiàn)有井網(wǎng)是在二維地震構(gòu)造解釋的基礎(chǔ)上部署的,在精細(xì)構(gòu)造解釋后出現(xiàn)部分?jǐn)鄬訆A角、斷棱附近無井控制導(dǎo)致靜態(tài)井網(wǎng)失控,另一方面,由于1994年以來一直未進(jìn)行整體調(diào)整,加上注水水質(zhì)不合格、注水管網(wǎng)的老化和油井的停產(chǎn)改層、水井停注導(dǎo)致動(dòng)態(tài)井網(wǎng)失控,目前井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度僅為70.7%,失控儲(chǔ)量419×104t。

2 開發(fā)層系適應(yīng)性評(píng)價(jià)

河灘油田1987年一套層系投入開發(fā),1988年細(xì)分注水開發(fā)共分為Es2-1,Es2-2,Es3三套開發(fā)層系,將Es2-2細(xì)分為Es2-21-4、Es2-25-7。

各層系的主力小層較多,滲透率級(jí)差大,層間非均質(zhì)性嚴(yán)重。Es2-1層系地質(zhì)儲(chǔ)量392.1×104t,共5個(gè)小層,其中主力小層4個(gè),滲透率級(jí)差為16.7(表1)。Es2-21-4層系地質(zhì)儲(chǔ)量372.1×104t,共10個(gè)小層,其中主力小層6個(gè),滲透率級(jí)差為6.2;Es2-25-7地質(zhì)儲(chǔ)量115.9×104t,共9個(gè)小層,其中主力小層3個(gè),滲透率級(jí)差為4.6;Es3地質(zhì)儲(chǔ)量550.2×104t,共19個(gè)小層,其中主力小層16個(gè),滲透率級(jí)差為13.7。按照儲(chǔ)層綜合分類，靜態(tài)從儲(chǔ)層物性、砂體展布、儲(chǔ)量級(jí)別、天然能量,動(dòng)態(tài)從采出差異、吸水差異、水淹差異將四套層系進(jìn)行層系內(nèi)分類,儲(chǔ)層共劃分為三類,Ⅰ類儲(chǔ)層含油面積大、物性好、吸水好、動(dòng)用程度高;Ⅱ類儲(chǔ)層含油面積較大、物性中等、吸水相對(duì)中-差、動(dòng)用程度較高;Ⅲ類儲(chǔ)層含油面積小、砂體零散,儲(chǔ)量控制及動(dòng)用程度差。

表1 油田分層系指標(biāo)

2.1 Es2-1層系

Es2-1層系地質(zhì)儲(chǔ)量392.1×104t,疊加效厚21.9 m,平均滲透率2 761×10-3μm2,滲透率級(jí)差16.7,層間干擾嚴(yán)重。

從吸水剖面的測(cè)試情況看,歷年測(cè)吸水剖面41井次,結(jié)果顯示主力層Es2-11、Es2-12吸水相對(duì)均勻,而Es2-131、Es2-132、Es1-3受干擾嚴(yán)重。從飽和度測(cè)試情況來看,主力層Es2-11、Es2-12中-強(qiáng)水淹,Es2-131、Es2-132中水淹,非主力層Es1-3未水淹。從分小層的采出程度情況來看,主力層Es2-11、Es2-12采出程度均大于40%,Es2-131、Es2-132采出程度分別為23.2%、32.9%,非主力層Es1-3基本未動(dòng)用,該層系層間干擾嚴(yán)重。

2.2 Es2-21-4層系

Es2-21-4層系地質(zhì)儲(chǔ)量372.1×104t,疊加效厚24.5 m,平均滲透率1 395×10-3μm2,滲透率級(jí)差6.2,該層系共有小層10個(gè),主力層6個(gè),占總儲(chǔ)量89.7%,其中Es2-231、Es2-242儲(chǔ)量規(guī)模最大為185.1×104t,占到了該層系總儲(chǔ)量的49.7%。非主力小層4個(gè),占總儲(chǔ)量10.3%。按照分類標(biāo)準(zhǔn)將其分為以下3類:Ⅰ類層2個(gè),為Es2-31、Es2-42,儲(chǔ)量比例49.7%;Ⅱ類層4個(gè),儲(chǔ)量比例40%;Ⅲ類層4個(gè)。從分類小層的吸水情況上來看,Ⅰ類層吸水情況好,Ⅱ類層吸水情況較差,Ⅲ類層基本不吸水。從儲(chǔ)層發(fā)育情況來看,Ⅰ類層砂體發(fā)育范圍廣,厚度大,平面滲透率差異小,Ⅱ類層砂體發(fā)育較大,厚度薄,平面滲透率差異大。從采出程度來看,Ⅰ類層平均采出程度高41.4%,Ⅱ類層平均采出程度29.2%,Ⅲ類層平均采出程度低9.9%。該層系Ⅱ類層局部以及Ⅲ類層受干擾嚴(yán)重。

2.3 Es2-25-7層系

Es2-25-7層系共有含油小層10個(gè),儲(chǔ)量115.9×104t,疊加效厚24.5 m,平均滲透率993×10-3μm2,滲透率級(jí)差4.6,其中Ⅱ類層3個(gè),儲(chǔ)量比例57%,Ⅲ類層7個(gè)。

2.4 Es3層系

該層系共有含油小層19個(gè),儲(chǔ)量550.2×104t,疊加效厚69.6 m,平均滲透率2 037×10-3μm2,滲透率級(jí)差13.7,其中主力層占到了16個(gè),地質(zhì)儲(chǔ)量為388×104t,非主力層3個(gè),儲(chǔ)量比例2.7%。分類結(jié)果是Ⅰ類層9個(gè),儲(chǔ)量比例76.6%,Ⅱ類層7個(gè),儲(chǔ)量比例20.7%,Ⅲ類層3個(gè),儲(chǔ)量比例2.7%。

3 井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

3.1 Es2-1層系井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

該層系Ⅰ類層地質(zhì)儲(chǔ)量302×104t,疊合面積2.7 km2,開油井7口,水井12口,單控地質(zhì)儲(chǔ)量15.9×104t,井網(wǎng)密度7.0口/km2,水驅(qū)控制程度78.3%,從平面上儲(chǔ)量控制來看,西部井區(qū)斷層邊角處及腰部?jī)?chǔ)量控制程度較低。從注采對(duì)應(yīng)情況來看,油井注采井距相差800～1 000 m仍能見效,且見效明顯(表2)。

該層系Ⅱ類層地質(zhì)儲(chǔ)量61.9×104t,疊合面積2.0 km2,開油井3口,水井7口,單控地質(zhì)儲(chǔ)量6.2×104t,井網(wǎng)密度5.0口/km2,水驅(qū)控制程度45%(表2)。從儲(chǔ)量控制情況來看,斷層夾角及腰部井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量控制程度較低,從注采對(duì)應(yīng)情況看,在儲(chǔ)層發(fā)育差,滲透率低的區(qū)域,受層間干擾影響水井吸水差,油井見效差,儲(chǔ)層發(fā)育好、滲透率高的區(qū)域?qū)娱g干擾較輕,注采對(duì)應(yīng)較好。

表2 Es2-1層系小層參數(shù)

3.2 Es2-21-4層系井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

Es2-21-4層系井網(wǎng)總體較完善,但不同小層、平面不同區(qū)域差異較大,Ⅰ類層地質(zhì)儲(chǔ)量185.1×104t,疊合面積1.8 km2(表3),開油井3口,水井5口,單控地質(zhì)儲(chǔ)量23.1×104t,井網(wǎng)密度4.4口/km2,水驅(qū)控制程度49.2%,失控地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)到63.9×104t。從儲(chǔ)量控制情況來看,斷層夾角及南部斷棱富集儲(chǔ)量控制較差,以及腰部受停產(chǎn)、停注影響動(dòng)態(tài)井網(wǎng)不完善儲(chǔ)量控制程度低,從注采對(duì)應(yīng)情況來看,油井注采見效井距800 m能見效。Ⅱ類層地質(zhì)儲(chǔ)量148.9×104t,疊合面積1.6 km2,開油井11口,水井5口,單控地質(zhì)儲(chǔ)量9.3×104t,井網(wǎng)密度10口/km2,水驅(qū)控制程度78.2%,失控地質(zhì)儲(chǔ)量40.9×104t,從注采對(duì)應(yīng)情況來看,Ⅱ類層?xùn)|部井區(qū)注采井距800 m能見效,西部井區(qū)注采井距500 m左右能見效。

表3 Es2-21-4層系儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

3.3 Es2-25-7層系分類井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

該層系井網(wǎng)控制程度低,失控儲(chǔ)量大,水驅(qū)控制程度43.8%,單控地質(zhì)儲(chǔ)量11.6×104t,井網(wǎng)密度11.1口/km2,注采對(duì)應(yīng)率40%,失控地質(zhì)儲(chǔ)量39.3×104t。從注采對(duì)應(yīng)情況來看,Ⅱ類層注采井距500 m左右、Ⅲ類層單注200 m井能見效。

3.4 Es3層系分類井網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

Es3層系失控地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)159×104t,主要是由于南部邊界斷層向南推移了100 m左右導(dǎo)致部分儲(chǔ)量失控,從注采對(duì)應(yīng)情況來看,Es3-1砂層組Ⅱ類層占儲(chǔ)量的77%,注采井距400 m左右能見效,Es3-2砂層組Ⅰ類層占儲(chǔ)量的82%,注采井距700 m左右能見效好,Es3-3砂層組Ⅰ類層占73%,注采井距500 m左右能見效。

4 層系細(xì)分重組研究

針對(duì)油田開發(fā)中存在的問題,制定了層系細(xì)分重組的調(diào)整思路:

(1)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行細(xì)分評(píng)價(jià)。通過精細(xì)小層對(duì)比將河灘油田原有的25個(gè)含油小層細(xì)分為44個(gè),并根據(jù)儲(chǔ)量規(guī)模、砂體展布、天然能量等特征,結(jié)合各小層的吸水狀況、動(dòng)用狀況、水淹特點(diǎn)將44個(gè)小層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類層。

(2)根據(jù)小層綜合評(píng)價(jià)的結(jié)果將原有的4套開發(fā)層系進(jìn)行細(xì)分重組劃分為8套開發(fā)層系(圖1)。

圖1 油田層系細(xì)分重組思路示意圖

5 層系細(xì)分重組后的實(shí)施及效果

層系細(xì)分重組后對(duì)油田目前的井網(wǎng)進(jìn)行了重新優(yōu)化,確立井網(wǎng)優(yōu)化的原則:

(1)從提高井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的有效控制和水驅(qū)入手,以最大化提高水驅(qū)采收率為目標(biāo)。

(2)Ⅰ、Ⅱ類層系盡量實(shí)施強(qiáng)化邊部注水,合理調(diào)整注采井距,Ⅲ類層系縮小井距獨(dú)立建立注采井網(wǎng),Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類注采井網(wǎng)在平面上盡量交錯(cuò)相互兼顧。

(3)層系內(nèi)井網(wǎng)考慮構(gòu)造、滲透率、水淹、吸水等參數(shù)分區(qū)域優(yōu)化,充分利用水平井、多靶點(diǎn)井優(yōu)化部署新井井位,同時(shí)配套分采分注工藝,形成立體矢量井網(wǎng)。

(4)合理利用老井,原Ⅰ、Ⅱ類層合采合注老井盡量歸到Ⅰ類層系,原Ⅱ 、Ⅲ類層合采合注老井盡量歸到Ⅱ類層系,原單采單注Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類層井一般保持原層位。

綜合考慮各類層滲透率差異、剩余油豐度和吸水情況在平面上的分布狀況,Ⅰ類層平面分區(qū)較好,采用大井距稀井網(wǎng)開發(fā),利用老井結(jié)合鉆新井開采各層儲(chǔ)量,對(duì)各主力層分層采油、分層注水,部分老水井可與物性較好的Ⅱ類層跨層系合注。Ⅱ類層平面分區(qū)好處與Ⅰ類層部井方式相同,分區(qū)差處采用小井距密井網(wǎng)開發(fā),利用老井結(jié)合新鉆井對(duì)單層進(jìn)行分采分注。Ⅲ類層平面分區(qū)較差,采用小井距密井網(wǎng)開發(fā),單獨(dú)部署老井和新井,對(duì)單層進(jìn)行分采分注。

調(diào)整實(shí)施后,投產(chǎn)新井23口,初期單井日油平均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,達(dá)到調(diào)整的目的,極大提升了油田的開發(fā)效果,為油田的穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。

6 結(jié) 論

(1)含油層系復(fù)雜的油田注采矛盾突出,制約采收率進(jìn)一步提高。

(2)含油層系多,空間非均質(zhì)性強(qiáng),常規(guī)的籠統(tǒng)開發(fā)容易導(dǎo)致儲(chǔ)量動(dòng)用差異大,注采不均衡。

(3)同一開發(fā)層系內(nèi)主力層油水邊界、壓力系統(tǒng)、油藏類型等要比較接近。

(4)各層系具備獨(dú)立開發(fā)的物質(zhì)基礎(chǔ),具備一定的可采儲(chǔ)量,主力含油小層一般小于3個(gè)且滲透率極差在3.0以內(nèi),同一開發(fā)層系開采方式要基本相同。