有效動用非主力層改善油田開發(fā)效果

張鐵帝

(中油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

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有效動用非主力層改善油田開發(fā)效果

張鐵帝

(中油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

通過對新立油田扶楊油層非主力層泥質粉砂巖層巖性、物性等的研究，揭示了泥質粉砂巖層分布特點及其與有效儲層間的相互關系、潛力規(guī)模和可利用條件。利用水力壓裂與細分層注水等工藝手段，完善了單砂體注采關系，達到增加可采儲量、改善開發(fā)效果的目的。通過現(xiàn)場實踐，實現(xiàn)了165口油井泥質粉砂巖層的有效動用，取得年增油4.22×104t/a的效果，證明有效動用泥質粉砂巖改善油田開發(fā)效果的方法是可行的，具有廣泛的適用性和推廣性。

泥質粉砂巖；動用試驗；挖潛；開發(fā)效果；新立油田

1 泥質粉砂巖地質特點

新立油田開發(fā)目的層為白堊系泉頭組三段(K1q3)和四段(K1q4)的扶余油層以及楊大城子油層上部(簡稱扶楊油層)，共分9個砂巖組26個小層。沉積環(huán)境為曲流河-三角洲沉積，砂體多呈條帶狀、透鏡狀分布。扶楊油層各小層內的泥質粉砂巖與有效儲層同屬于一個水下沉積體系，因此，泥質粉砂巖層的沉積特征、分布特點與有效儲層具有緊密的關系。

通過對取心井資料研究分析，泥質粉砂巖層的孔隙度平均為11.0%，平均空氣滲透率為1.0×10-3μm2，原始含油飽和度為20%～40%，孔隙類型主要為原生粒間孔、粒間溶孔等。自油田開發(fā)以來，由于泥質粉砂巖層的顆粒細、泥質含量高、含油性差而沒有達到有效厚度標準，動用很少。因此泥質粉砂巖層具有物性差、含油飽和度低的特點，開發(fā)利用難度大[1-2]。

2 泥質粉砂巖的分布特征與潛力研究

2.1 泥質粉砂巖層厚度和縱向分布特點

根據(jù)取心井資料分析，泥質粉砂巖層平均單井厚度為7.8 m，并且在非主力油層中分布更廣些，厚度比例占61.5%，含油產狀以油浸和油斑為主(表1)。

表1 泥質粉砂巖層含油產狀與厚度統(tǒng)計

2.2 泥質粉砂巖層平面分布特點和潛力分析

2.2.1 泥質粉砂巖層平面分布特點

新立油田扶楊油層的泥質粉砂巖層與有效儲層屬于同一沉積體系產物[3]，是有效儲層向泥巖過渡的砂體，泥質粉砂巖層的沉積特征及分布特點與有效儲層有著密切的關系。

按照泥質粉砂巖層平面幾何形態(tài)和與有效儲層間的組合關系[4]，可劃分為3種類型。

(1) 砂體邊部型。這類泥質粉砂巖層平面上主要分布于水下河道砂體和主體席狀砂的邊部，是水下河流活躍期形成的沉積產物，其面積小而分散，平面上以局部鑲邊或搭橋的形式與有效儲層砂巖相連接；縱向上分布在河道砂的頂部及底部。這類砂體有利于水驅開發(fā)，占泥質粉砂巖層的58.9%。

(2) 相對連片型。這類泥質粉砂巖層充填于河道砂體中間，是由于儲層局部粗碎屑物質供給缺乏而形成的，分布廣且分散，周圍被有效儲層所包圍。這類砂體也有利于水驅開發(fā)，占泥質粉砂巖層的31.3%。

(3) 獨立型。主要分布于過渡帶三角洲內前緣的沉積環(huán)境中，以薄層席狀砂形式充填于河道砂之間或極不穩(wěn)定的有效儲層中間。盡管發(fā)育面積相對較穩(wěn)定，但由于單井或多井均鉆遇，與有效層不連通，不利于水驅開發(fā)。該類砂體占泥質粉砂巖層的9.8%。

扶楊油層泥質粉砂巖層發(fā)育較好，主要分布于水下分流河道變差部位，平面上與有效儲層共存，使得有效儲層的砂體形態(tài)分布連片性增強，增加了連通方向，有利于有效儲層挖潛。

2.2.2 泥質粉砂巖層儲量評價

根據(jù)已動用泥質粉砂巖層效果和取心井資料綜合研究，應用容積法計算扶楊油層泥質粉砂巖層的地質儲量為473.9×104t。現(xiàn)井網(wǎng)下單井控制儲量較低，為0.23×104t，因此目前技術條件下無法構成獨立的開發(fā)或調整層系。

2.2.3 泥質粉砂巖層提高有效儲層水驅控制程度的潛力研究

由扶楊油層沉積剖面精細解剖可知，泥質粉砂巖層雖然發(fā)育規(guī)模小，但由于其在整個砂體中的分布使得有效儲層的連片性增強，連通性變好，從而使利用泥質粉砂巖層來改善有效儲層的開發(fā)效果成為可能。由泥質粉砂巖層與有效儲層的連通關系統(tǒng)計可知，泥質粉砂巖層與有效儲層3口以上油水井連通所占比例為55.5%，兩向連通所占比例為24.8%，一向連通所占比例為19.7%。表明泥質粉砂巖層與有效儲層的連通較好，平面上完善了砂體幾何形態(tài)。

由目前注采井網(wǎng)統(tǒng)計結果可知，如果考慮動用泥質粉砂巖層，則有效儲層的水驅控制程度可以提高7.0%以上。因此，利用泥質粉砂巖層挖掘有效儲層的剩余油[5]潛力成為可能。

2.3 已動用泥質粉砂巖層產液和吸水能力分析

在油田開發(fā)過程中，為改善局部井組開發(fā)效果和挖潛需要，已經(jīng)陸續(xù)動用了部分泥質粉砂巖層。其產液和吸水狀況如表2所示。

表2 已動用泥質粉砂巖層產液和吸水狀況統(tǒng)計

2.3.1 泥質粉砂巖層產液能力評價

統(tǒng)計15口已動用泥質粉砂巖層油井26個小層的產液情況，射開的泥質粉砂巖層厚度為33.8 m，平均單層厚度為1.3 m。其中連續(xù)產液的層數(shù)僅占總層數(shù)的15.4%，間歇產液層數(shù)占總層數(shù)的53.8%，不產液層數(shù)占總層數(shù)的30.8%。動用層的產油強度為0.22 t/(m·d)。泥質粉砂巖層總體為偶爾產液，低含水。分析表明：①原始含油飽和度不高，平均為38.0%；②采取壓裂動用的井初期產量較高，維持產液的時間較長，油層供給半徑較大；③與地層能量有關，由于部分小層在動用后，與現(xiàn)有井網(wǎng)注水井建立起注采關系，地層能量充足，致使產液較高且一直連續(xù)產液。因此，在目前工藝技術條件下，通過壓裂改造，可以使其得到部分動用。

2.3.2 泥質粉砂巖層吸水能力評價

統(tǒng)計21口已動用注水井69個泥質粉砂巖層吸水情況，其中連續(xù)吸水的小層占總層數(shù)的21.7%，間歇吸水的層數(shù)占總層數(shù)的55.1%，不吸水的層數(shù)占總層數(shù)的23.2%。吸水厚度占77.3%，表明注水井中大多數(shù)泥質粉砂巖層可以吸水。

(1) 連續(xù)吸水的泥質粉砂巖層原因分析。泥質粉砂巖層吸水好壞主要與周圍油井有效儲層連通性有關，吸水好的15個層與周圍油井連通關系好，其中三向以上連通的7個，兩向連通的5個，單向連通的3個。另外，與同一注水層段其他層的滲透率有關[6]，吸水好的15個層，與所在層段其他層的平均滲透率級差為30，平均注入壓力為11.5 MPa。

(2) 偶爾吸水泥質粉砂巖層的吸水能力分析。在連續(xù)吸水剖面上，偶爾(間歇)吸水的泥質粉砂巖層有38個，厚度為38.0 m。由精細沉積微相解剖可知，有25個層與周圍油井連通好，具備吸水的地質條件。其余的間歇吸水層有8個層由于與其他已動用層在一個注水層段內，受層間干擾影響導致間歇吸水，而剩余的5個層間歇吸水是由于與周圍油井連通差造成的。對間歇吸水層中的12個小層進一步分析，其與同一注水層段其它層的平均滲透率級差高達51，平均注入壓力為10.5 MPa。

(3) 不吸水的泥質粉砂巖層分析。吸水狀況統(tǒng)計有16個層不吸水，厚度為16.4 m。這類泥質粉砂巖層主要為獨立型泥質粉砂巖層，基本上是由于與相鄰油井不連通或者連通關系不好造成的。

根據(jù)新立油田細分層注水標準，當滲透率級差大于50時，同一層段內層間干擾大，低滲透層的吸水效果受相對高滲層的影響明顯。為此，在保證一定滲透率級差下，通過細分層注水或注水層段重組，同時適當提高注水壓力，可以減緩層間干擾，為泥質粉砂巖層動用提供條件，進而有效地增加有效儲層的水驅控制程度，改善其水驅開發(fā)效果。

2.4 泥質粉砂巖層增加可采儲量分析

根據(jù)中石油可采儲量計算標準中經(jīng)驗公式[7]，對泥質粉砂巖層動用后的采收率進行計算：

ER=0.3078-0.0069μo

(1)

式中：ER為采收率；μo為原油黏度，mPa·s。

根據(jù)新立油田采收率與水驅控制程度關系式，對有效儲層采收率[8]進行計算：

ER=0.0024f+0.4795Wf-1.2677φ

(2)

式中：ER為采收率；f為井網(wǎng)密度，口/km2；Wf為水驅控制程度；φ為孔隙度。

計算表明，泥質粉砂巖層動用后預測最終采收率為26.3%，可新增可采儲量124.6×104t；有效儲層預測最終采收率增加3.35%，即增加可采儲量為196.0×104t，總新增可采儲量為320.6×104t。

2.5 現(xiàn)場試驗效果評價

2.5.1 泥質粉砂巖層電性標準制定

為確保動用泥質粉砂巖層后既有產出又能改善附近生產井開發(fā)效果，根據(jù)取心井與試油資料，以及已動用泥質粉砂巖層產出資料，制訂出泥質粉砂巖層物性下限和電性指標下限標準(表3)。

依據(jù)上述標準，進一步對泥質粉砂巖層進行優(yōu)選，確保動用取得較好效果。

表3 新立油田泥質粉砂巖物性下限和電性標準

2.5.2 泥質粉砂巖層動用原則

(1) 優(yōu)先動用砂體邊部型和相對連片型泥質粉砂巖層，完善單砂體注采井網(wǎng)[9]。

(2) 先動用注水井進行超前注水，在地層壓力達到原始壓力的1.2倍后，開始動用油井。

(3) 油井動用時根據(jù)其連通狀況，采取不同的動用方式[10]。單向連通的泥質粉砂巖層采取定位射孔與壓裂相結合的方式，兩向以上連通的泥質粉砂巖層采取縫網(wǎng)壓裂方式。注水井采取復合射孔工藝方式進行動用。

2.5.3 泥質粉砂巖層動用效果評價

自2008年以來，新立油田先后動用泥質粉砂巖層233口井，其中油井165口，注水井68口，累計動用厚度為1 458.2 m，動用有效厚度為364.6 m，動用后有效儲層水驅控制程度提高7.5%。165口井累計年產油量為4.22×104t/a，累計年產水量為7.75×104t/a，平均單井日增油量為0.7 t，平均含水率為54.5%，取得較好的増油效果，有效地改善了有效儲層的開發(fā)效果。

(1) 注水井補孔。水井J+10-016的F10層(圖1)，泥質粉砂巖層厚度為2.2 m。補孔后，附近4口油井泥質粉砂巖層由于注采井網(wǎng)完善，具備動用條件。連通油井J+12-16、J+12-016、J+8-18新增水驅方向，砂巖厚度為12.4 m，有效厚度為11.0 m。2008年12月補孔注水，日注水量為20 m3/d，注水4個月后，3口連通油井均見到注水效果，日產液量增加3.5 t/d，日產油量增加2.1 t/d，綜合含水下降10.5%。同時根據(jù)地層能量恢復情況，陸續(xù)對4口油井泥質粉砂巖層動用，采取縫網(wǎng)壓裂方式，加砂強度為2.8 m3/m，日產液量增加6.1 t/d，日產油量增加2.8 t/d。

圖1 J+10-016水井F10號層單砂體

(2) 油井補孔。油井J218-0103的F15層(圖2)，泥質粉砂巖層厚度為3.0 m，補孔前日產液量為15.6 t/d，含水95%。通過研究設計，將原來動用的有效儲層F7、F14號層封堵，單采F15號層。采取工藝為水平孔定位射孔與壓裂相結合的方式，確保該層動用后與注水井J218-102建立起注采關系，實施措施后，該井日產液量為2.8 t/d，日產油量為1.5 t/d，綜合含水下降46.4%，取得較好效果。

圖2 J218-0103油井Y15號層單砂體

3 結 論

(1) 在現(xiàn)有的工藝技術條件下，由于泥質粉砂巖層具有一定含油飽和度，采取針對性措施，能夠使其成為產液層，成為低滲透油田挖潛難采儲量的一種有效手段。

(2) 泥質粉砂巖層與鄰近有效儲層的薄差層物性相近，具有增加水驅方向、改變平面液流方向，改善有效儲層開發(fā)效果的作用。

(3) 現(xiàn)場試驗表明，泥質粉砂巖層在一定條件下具有吸水能力和產液能力，在如新立油田一類以曲流河-三角洲沉積的水下分支河道為主的儲層中表現(xiàn)更加明顯，在完善單砂體注采關系，調整注水產液結構上具有重要意義，具有推廣價值。

致謝：感謝吳瓊高級工程師在可采儲量算法上的技術指導。

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編輯 劉 巍

20141117；改回日期；20150206

中國石油天然氣股份公司二次開發(fā)項目“新立油田二次開發(fā)改善水驅”技術攻關項目子課題(ER20100109)

張鐵帝(1963-)，女，工程師，1984年畢業(yè)于吉林省石油學校地質專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)和科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.02.030

TE348

A

1006-6535(2015)02-0119-04