提高零散砂體開發(fā)效果的做法與實踐

程衛(wèi)星 張躍龍 劉永波

1 油藏地質(zhì)特點

1.1構造特征

孤島油田為一大型的披覆背斜構造，其背斜構造的軸向與主干斷層的方向一致為北東走向，研究區(qū)內(nèi)館1+2 披覆背斜構造的頂部在中一區(qū)內(nèi)南部，構造頂部館1+2底部埋深大約1158米左右。在披覆背斜的頂部館1+2地層平緩，并由頂部向四周緩慢而逐漸地傾伏，到油田的周邊（即西區(qū)西部和東區(qū)的東部）館1+2地層變陡，傾角變大，地層傾伏加快。研究區(qū)內(nèi)館1+2發(fā)育有15條斷層，這15條斷層都對地層發(fā)育、砂體分布和油氣聚集起控制作用，其中孤北大斷層和孤南大斷層斷距大、延伸距離長，對孤島油田館1+2地層的發(fā)育起決定性作用;其它斷層斷距較小，延伸距離也較短。

1.2儲層特征

館1+2油層為河流相廢棄河道和漫灘沉積，砂體呈條帶狀、土豆狀零星分布，平面上和縱向上變化大（圖1）。油層埋藏較淺，深度在1150-1240米之間，巖性為一套淺棕色、黑褐色的粉砂巖和粉細砂巖，自上而下巖性由粗變細，呈正韻律特征，粒度較細，平均為0.117mm，連通孔隙度為35.1%，平均空氣滲透率為1.673×103um2，泥質(zhì)含量為11%，膠結類型為接觸―孔隙式和孔隙―接觸式，膠結疏松，為泥質(zhì)含量高的高孔隙度、高滲透油層

2 開發(fā)效果分析

2.1開發(fā)狀況

館1+2單元自1968年以后開始試油試采，獲得了一定的工業(yè)油氣流，但油井多為低產(chǎn)低效井，呈現(xiàn)出液面低、液量低、油量低、出砂嚴重等特征。1993年底在中30-8井區(qū)進行注水先導試驗，取得了較好的開發(fā)效果，隨后在油層厚度較大的八個連片井區(qū)實施注水開發(fā)，明顯改善了館1+2儲量動用程度和開發(fā)效果。但由于館1+2單元儲層發(fā)育差、出砂嚴重，單元的采油速度和采收率仍然較低。

2.2影響開發(fā)效果的主要因素

①含油面積大，單個油砂體含油面積小，油層多而薄，儲量分散

館1+2含油面積37.2km2，占孤島油田含油面積的近一半，從平面上看全油田各區(qū)均有油層分布，單個油砂體含油面積小，單個油砂體平均有效厚度只有3.0m，開發(fā)難度較大。

②油層膠結疏松，泥質(zhì)含量高，油井生產(chǎn)時出砂嚴重

館1+2油藏膠結物主要為泥質(zhì)，膠結類型為接觸孔隙式和孔隙接觸式，膠結疏松。從試油結果來看，經(jīng)常出現(xiàn)砂埋油層和油層坍塌現(xiàn)象。館1+2試油的20口井口口出砂，其中嚴重出砂井占70%，而館3-6試油嚴重出砂井僅占10%。

③地飽壓差小，天然能量弱，彈性開采壓力下降快，產(chǎn)能低

館1+2砂層組原油飽和壓力高，部分油砂體存在著氣頂，為高飽和油藏。據(jù)渤18井試油時測得飽和壓力為10.2MPa，地層壓力為11.7MPa，地飽壓差僅為1.5MPa。由于館1+2油砂體小，埋藏淺，且均為封閉狀，無邊水能量補充，天然能量弱，單井產(chǎn)能低。油井生產(chǎn)時地層壓力，動液面下降較快，造成油井產(chǎn)能遞減快。

3 改善開發(fā)效果的主要做法

3.1開展儲層精細評價，深化地質(zhì)認識

要提高油藏的開發(fā)效果，首先必須深入了解油藏地質(zhì)特征，只有對油藏特征的準確把握，才能為油藏的高效開發(fā)提供指導，因此我們深入展開了儲層精細評價工作。對比油水井1350口，對比精度達到100m，縱向上劃分為14個小層，繪制了每個小層的小層平面圖，明確了各個小層的儲層展布規(guī)律和油氣水分布規(guī)律以及各個砂體之間的連通、組合關系;并以油砂體為單元，對每個油砂體為單元，對每個油砂體進行儲量復算與分類，增強了對油藏的進一步認識。

3.2 建立潛力砂體篩選標準，明確潛力方向

通過對老井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計和認識，建立了館1+2單元零散砂體潛力篩選標準，研究認為單砂體效厚大于2米，地質(zhì)儲量大于5萬噸，單井才具有一定的產(chǎn)能。

3.3砂體分類治理，提高水驅(qū)開發(fā)效果

根據(jù)砂體連通狀況、儲量大小以及注采關系完善程度將Ng1+2單元砂體分成3類，分別采用不同的治理對策：

①含油面積大于0.2Km2，有效厚度大于2.5m的砂體采用200m井距不規(guī)則面積注采井網(wǎng)開發(fā)。由于館1+2砂體分布零散，且平面上和縱向上分布極不均一，油砂體內(nèi)沉積相、厚度和物性的差異明顯，為了提高油砂體控制程度、充分發(fā)揮油水井生產(chǎn)潛力，對多種注采井網(wǎng)進行篩選，通過計算不規(guī)則井網(wǎng)水驅(qū)控制程度較高，中26-24井區(qū)和中30-8井區(qū)的水驅(qū)控制程度分別達到了87.6%和92.3%，主力油層均達到94%以上。通過對多種注采井網(wǎng)進行篩選，建立了和油砂體相對應的200m小井距不規(guī)則面積注采井網(wǎng)。

②含油面積大于0.05Km2，有效厚度大于2.5m的砂體以注采井組為單元注部署開發(fā)，建立一注一采或一注兩采井網(wǎng)開發(fā)，通過注水補充地層能量來最大程度的提高砂體動用程度。

3.4采用水平井技術，挖潛零散砂體儲量

水平井由于水平段長、控制含油面積大、控制儲量大、單井產(chǎn)能高等優(yōu)勢，近年來在館1+2單元取得很好的效果，成為挖潛薄層砂體的主要方式。分別在館1+2單元條帶狀砂體、土豆狀砂體、大砂體遍布區(qū)先后投產(chǎn)了25口水平井，初期平均單井產(chǎn)油達到12t，目前平均單井6.8t，是周圍直井的3倍，累計產(chǎn)油12.2×104t。

通過以上治理對策，館1+2單元的開發(fā)效果得到明顯的改善，有效的控制了產(chǎn)量下滑趨勢，自2010年以來年產(chǎn)油持續(xù)穩(wěn)定在11×104t以上，2013年增加可采儲量51萬噸，采收率由14.5%增加到目前的16.3%，為孤島油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)做出較大貢獻。

4 結論

砂體分類治理，最大限度的完善注采井網(wǎng)，使館1+2單元零散、薄層砂體儲量得到動用，地層能量得到恢復。