A區(qū)塊開(kāi)發(fā)潛力優(yōu)選研究

1、A區(qū)塊開(kāi)發(fā)潛力優(yōu)選研究【摘 要】我廠探明未動(dòng)用儲(chǔ)量少，儲(chǔ)量品位差，油田穩(wěn)產(chǎn)需要進(jìn)一步動(dòng)用該類邊際效益儲(chǔ)量，結(jié)合A區(qū)塊邊際儲(chǔ)量的現(xiàn)狀，應(yīng)用直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)、水平井體積壓裂技術(shù)和三維地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)進(jìn)行了認(rèn)真分析，優(yōu)選出有利的井區(qū)進(jìn)行水平井-直井聯(lián)合井位部署，為實(shí)現(xiàn)該區(qū)儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用探索有效的技術(shù)途徑?！娟P(guān)鍵詞】地震預(yù)測(cè) 井網(wǎng) 水平井-直井聯(lián)合開(kāi)發(fā)前 言X油田A區(qū)塊構(gòu)造上位于鼻狀構(gòu)造翼部，含油面積3.68km2，探明未動(dòng)用儲(chǔ)量170.05×104t，目前研究范圍內(nèi)總井?dāng)?shù)70口，主要集中在研究區(qū)東南、東北兩角，主要產(chǎn)層為扶余油層。區(qū)塊內(nèi)未動(dòng)用儲(chǔ)量大，開(kāi)發(fā)面積小，具有較好的開(kāi)發(fā)潛力。目前

2、主要有兩方面因素制約該區(qū)開(kāi)發(fā)。一是砂體分布零散，有效厚度小，油層發(fā)育層數(shù)少；該區(qū)油層主要發(fā)育在扶一組和扶二組上部，區(qū)內(nèi)3口探評(píng)井平均單井鉆遇有效厚度4.97.0m，單井平均鉆遇油層23層，單層有效厚度0.84.4m。二是油藏埋藏深，儲(chǔ)層物性差，已開(kāi)發(fā)區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果差；該區(qū)扶頂海拔-910-1110m，孔隙度16.2%，滲透率3.1mD；3口試油井采取壓裂抽汲方式試油，射開(kāi)有效厚度3.7m，日產(chǎn)油0.758.49t，平均3.47t，采油強(qiáng)度0.94/d·m；相鄰的長(zhǎng)39井區(qū)采用常規(guī)壓裂方式、同步注水開(kāi)發(fā)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油1.0t左右開(kāi)發(fā)效果較差。1 A區(qū)塊地質(zhì)簡(jiǎn)況1.1構(gòu)造、斷層特征為確保

3、目的層位構(gòu)造圖的精度，根據(jù)地震資料狀況及解釋成果，分別對(duì)T2、T21兩個(gè)層位的構(gòu)造圖進(jìn)行了整體構(gòu)造成圖等 T0 圖在地質(zhì)構(gòu)造比較簡(jiǎn)單的情況下可以反映構(gòu)造的基本形態(tài)，但其位置有偏移。為了真實(shí)反映地下構(gòu)造形態(tài)，需要得到真深度構(gòu)造圖，就需要通過(guò)時(shí)深轉(zhuǎn)化來(lái)完成。研究區(qū)使用時(shí)深轉(zhuǎn)換模塊（Depthteam）,使用更多的信息融合，建立三維空變速度場(chǎng)，利用標(biāo)定技術(shù),去組合不同的速度信息,提高速度模型的精度。從而完成構(gòu)造圖的編制。從扶一組、扶二組油層頂面構(gòu)造圖看，工區(qū)整體是位于薄荷臺(tái)鼻狀構(gòu)造翼部，總體上是東南高西北低單斜起伏特征，構(gòu)造等高線變化范圍-900m-1400m，單一南北向斷層與構(gòu)造等高線斜交，構(gòu)造圈

4、閉不發(fā)育，只在工區(qū)西北側(cè)斷裂密集帶上出現(xiàn)面積較小的斷塊型圈閉，該區(qū)主要發(fā)育構(gòu)造背景下的斷層-巖性圈閉。該構(gòu)造為繼承性發(fā)育的構(gòu)造，扶一、二組油層頂面構(gòu)造的軸向和形態(tài)基本一致。從斷層性質(zhì)看，研究區(qū)的斷層皆為正斷層，主要發(fā)育在工區(qū)東北部。斷層走向主要為近南北向和北東東走向，北東東向斷層是次級(jí)小斷層；斷層總體表現(xiàn)為上陡下緩。1.2砂體預(yù)測(cè)統(tǒng)計(jì)A區(qū)塊部分井砂體發(fā)育情況，單砂體厚度主要分布在3.0m以下，占61.9%，其次是3.05.0和5.010.0m，各占19.5%。扶一、二組砂巖總厚度25.250.8m，單井平均為35.1m，扶二組砂巖厚度5.217.8m，平均9.7m，單砂體平均厚度2.6m。A區(qū)

5、位于朝陽(yáng)溝油田滾動(dòng)外擴(kuò)區(qū)，東、南、西三側(cè)均為已開(kāi)發(fā)區(qū)，整體井控程度較高，地震反演技術(shù)能較好的預(yù)測(cè)砂體發(fā)育特征；同時(shí)考慮到預(yù)布井區(qū)井距大，地震屬性可較好預(yù)測(cè)井間砂體，刻畫砂體邊界；本次采用以地震反演為主、屬性為輔的儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法，落實(shí)砂巖富集區(qū)，指導(dǎo)井位部署。地震反演預(yù)測(cè)扶一砂組和扶二砂組砂巖厚度結(jié)果顯示，扶一砂組砂巖主要以席狀分布，砂巖的厚度主要集中在2-41米之間；扶二砂組砂巖主要以條帶狀分布，砂巖的厚度主要集中在4-8米之間。1.3沉積微相特征通過(guò)綜合錄井巖性剖面和測(cè)井曲線特征綜合分析，總結(jié)出研究區(qū)扶余油層的沉積微相類型及其典型特征，進(jìn)而勾畫出研究區(qū)扶余油層5個(gè)砂巖組形成時(shí)期沉積相分布特征。

6、研究區(qū)扶余油層沉積時(shí)期，盆地經(jīng)歷了進(jìn)積-快速進(jìn)積-穩(wěn)定退積-快速退積的充填過(guò)程，沉積環(huán)境也經(jīng)歷了淺湖-三角洲平原、前緣-三角洲前緣、濱淺湖相的演化過(guò)程。物源來(lái)自西南、東南和北部3個(gè)方向，主要受西南物源影響。儲(chǔ)層以分流河道、決口扇微相沉積的砂體為主，各小層沉積微相平面展布特征如下.扶二組油層下部：隨著進(jìn)積作用加劇，出現(xiàn)水上水下交替沉積的現(xiàn)象，南部的長(zhǎng)春嶺背斜帶、裕民和薄荷臺(tái)，以及翻身屯的大部分地區(qū)位于水上，發(fā)育三角洲平原的水上分流河道、泛濫平原和決口水道。此時(shí)研究區(qū)位于水上發(fā)育三角洲平原沉積主要發(fā)育的微相為水上分流河道、天然堤和泛濫平原沉積。扶二組油層上部：進(jìn)積作用進(jìn)一步加劇，研究區(qū)大部分位于水

7、上，沉積環(huán)境為三角洲平原相，網(wǎng)狀河的特征也更加明顯，主要發(fā)育分流河道、泛濫平原沉積微相，河道呈南北或北東走向，分流河道砂體發(fā)育，單層厚度較大。扶一組油層下部和中部：進(jìn)積作用達(dá)到鼎盛并開(kāi)始退積，湖侵范圍開(kāi)始擴(kuò)大，北部地區(qū)開(kāi)始出向三角洲前緣相過(guò)渡。研究區(qū)仍位于水上，發(fā)育水上分流河道、天然堤、泛濫平原局部發(fā)育少量的決口河道沉積，河道以東北走向?yàn)橹?，河道砂體單層厚度大，一般在4.510.4m之間，平均6.3m。分流間灣和水下分流河道主要在朝陽(yáng)溝背斜北部發(fā)育。扶一組油層上部：繼承了下部的沉積特征，退積作用加大，湖岸線向南遷移了，研究區(qū)基本沒(méi)入水下，發(fā)育水下分流河道和分流間灣、局部發(fā)于小片席狀砂，河道走向

8、為北東方向和南北方向。1.4油水分布特征 縱向上油氣水關(guān)系總體上遵循重力分異原則，以上油下水或上氣下水為主。由于構(gòu)造在原油基本聚集后又發(fā)生了較大的變動(dòng)，斷層進(jìn)一步增多，切割構(gòu)造，且斷層封閉性較好，導(dǎo)致相鄰斷塊油水界面不同，隨斷塊埋藏深度加深，油水界面也隨之加深；同一斷塊從構(gòu)造軸部向翼部油水界面亦不同，油水界面隨油層埋藏深度加深而加深，全區(qū)無(wú)統(tǒng)一的油水界面，總體表現(xiàn)為東南高、西北低的趨勢(shì)。2 開(kāi)發(fā)部署設(shè)計(jì)2.1開(kāi)發(fā)單元及開(kāi)發(fā)層系劃分A井區(qū)縱向上共有12層，油藏砂體平面上較為分散，各層有效厚度僅2-6m，以砂體疊加后的分布為開(kāi)發(fā)單元。砂體厚度大于2m以上的連片區(qū)域?yàn)橹饕_(kāi)發(fā)區(qū)域，非連片砂體無(wú)法形成

9、注采系統(tǒng)。研究區(qū)扶1與扶2油組縱向上發(fā)育多套油層，主力砂體發(fā)育相對(duì)連續(xù)穩(wěn)定。每套油層平均3m左右，但含有面積分散，為保證開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，可作為一套開(kāi)發(fā)層系。2.2井網(wǎng)井距井型研究A井區(qū)油藏砂體面積相對(duì)較小、分散、主要呈南北條帶狀分布，平均有效厚度在3m左右，局部可達(dá)到4-6m。因含油面積小部分地區(qū)無(wú)法形成標(biāo)準(zhǔn)的井網(wǎng)，可采用水平井實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)，以增大泄油面積達(dá)到提高采收率的目的。水平井：?jiǎn)螌佑行Ш穸却笥?.8m，直井：有效厚度大于7.4m。 2.2.1地應(yīng)力及天然裂縫發(fā)育特征根據(jù)相鄰區(qū)塊的X1井、X2井和X3井的微電阻率掃描成像和交叉多極子陣列聲波測(cè)井資料，顯示扶余油層不發(fā)育天然裂縫。對(duì)地應(yīng)力進(jìn)行

10、了分析解釋。解釋結(jié)果表明，該區(qū)平均最大水平主應(yīng)力25.5MPa，最小水平主應(yīng)力20.8MPa，最大與最小水平主應(yīng)力差值為4.7MPa，最大水平主應(yīng)力方位為NE75.0°。 薄荷臺(tái)地區(qū)地應(yīng)力情況統(tǒng)計(jì)表井號(hào)最大水平應(yīng)力最小水平應(yīng)力最大與最小應(yīng)力差值（MPa）方向（°）應(yīng)力值（MPa）應(yīng)力值（MPa）X160-12026.020.95.1X270-16024.621.13.5X350-10026.020.55.5平均7525.520.84.7應(yīng)用人工壓裂裂縫實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)技術(shù)對(duì)該區(qū)塊B1、B2和B3等7口井人工壓裂裂縫進(jìn)行了監(jiān)測(cè)。結(jié)果表明，人工壓裂裂縫方位為NE67.9°84

11、.5°，平均為NE73.9°。其中人工裂縫主縫方位為北東向，方位NE73.7°，與相鄰已開(kāi)發(fā)區(qū)長(zhǎng)39區(qū)塊井網(wǎng)井排方向基本一致。 朝陽(yáng)溝油田A區(qū)塊及其周邊壓裂井人工裂縫監(jiān)測(cè)成果表井號(hào)壓裂深度（m）統(tǒng)計(jì)方位（°）主縫方位B11060.8-1050.8北東70.7北東B2974.1-975.6北東84.5北東東B3976.6-989.0北東67.9北東東B4941.4-947.2北東76.7北東東B5843.8-862.8北東73.7北東B6760.8-758.4北東73.7北東東B7693.6- 690.4北東69.8北東平均73.9北東鄰近的AA區(qū)塊不發(fā)育

12、天然裂縫，主要受人工壓裂裂縫的影響。與人工壓裂裂縫方位一致的注水井排采油井相對(duì)于采油井排邊向采油井和角向采油井，穩(wěn)定階段生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，為24個(gè)月，初期平均日產(chǎn)油量2.4t，穩(wěn)定階段平均日產(chǎn)油量1.0t，含水11.9%，穩(wěn)定生產(chǎn)階段平均單井日產(chǎn)油量1.4t，為初期的58.3，好于其它方向采油井；其它油井初期平均日產(chǎn)油量2.7t，穩(wěn)定階段平均日產(chǎn)油量0.9t，含水8.5%。可見(jiàn)，與人工壓裂裂縫方位一致的注水井排采油井較其它油井日產(chǎn)油量遞減略慢，含水上升略快。同時(shí)，采油井含水大于40的5口井和鄰近注水井連線，與人工裂縫方向基本一致，均為近東西向。因此，人工裂縫可以起到提高油層導(dǎo)流能力、建立有效驅(qū)動(dòng)體

13、系的作用，同時(shí)也有可能造成個(gè)別油井水淹。綜合地應(yīng)力、人工裂縫和鄰近區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析，認(rèn)為研究區(qū)扶余油層主應(yīng)力方向?yàn)镹E75.0°。2.2.2水平井方位確定水平段方向應(yīng)綜合考慮砂體發(fā)育方向和最大主應(yīng)力方向，以達(dá)到最佳開(kāi)發(fā)效果。在設(shè)計(jì)水平井延伸方向時(shí)應(yīng)遵循以下原則：一是水平井延伸方向與主滲方向垂直，平行砂體方向；二是水平井延伸方向與最大主應(yīng)力方向垂直；三是在斷層夾持的區(qū)域水平井方位適當(dāng)調(diào)整。地質(zhì)研究結(jié)果表明，A區(qū)塊發(fā)育近南北向砂體，最大主應(yīng)力方向?yàn)镹E75°，人工裂縫方向與主應(yīng)力方向一致為NE75°，為發(fā)揮人工縫作用，水平井方位應(yīng)與主應(yīng)力方向垂直，即NW15°。

14、2.2.3水平井注采井網(wǎng)論證水平井注采井網(wǎng)共有3種：直井注-水平井采、水平井注-水平井采和水平井注-直井采。水平井注-水平井采國(guó)內(nèi)開(kāi)展水平井注水的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)相對(duì)較少，主要是因?yàn)樗屋^長(zhǎng)，而油井產(chǎn)油段較短，水注入易產(chǎn)油難，是的注采不對(duì)等不平衡，一般很少采用。主要采取的井網(wǎng)形式為水平井方向與應(yīng)力方向垂直，水平井排、列上均交錯(cuò)布井。2.2.4直井注采井距研究A區(qū)塊平均滲透率為3.1mD，屬于低滲透儲(chǔ)層，水平井的泄油面積和裂縫間隔都要以有效驅(qū)動(dòng)距離為基礎(chǔ)，保證有效開(kāi)發(fā)，應(yīng)用非達(dá)西理論方法進(jìn)行計(jì)算分析。油藏工程方法確定極限驅(qū)動(dòng)距離主要有2種方法：方法一：根據(jù)大慶外圍油田低滲透儲(chǔ)層水平井直井聯(lián)合布井極

15、限驅(qū)動(dòng)距離公式： 式中：d 水平井泄油半徑的一半，m；L 水平井長(zhǎng)度，m。計(jì)算得，啟動(dòng)壓力梯度0.021MPa/m，計(jì)算得極限驅(qū)動(dòng)距離為183m。方法二：用下式可以求出給定生產(chǎn)壓差和油層滲透率條件下的極限驅(qū)動(dòng)距離： 式中：PHPW 生產(chǎn)壓差，MPa；R極限注采排距，m；rw井筒半徑，m；啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m。啟動(dòng)壓力梯度為0.021MPa/m，計(jì)算得極限驅(qū)動(dòng)距離為197.6m。 根據(jù)上述兩種方法的計(jì)算結(jié)果，可確定試驗(yàn)區(qū)極限驅(qū)動(dòng)距離約為200m。綜合分析，壓裂半縫長(zhǎng)取100m，基質(zhì)驅(qū)動(dòng)距離約為200m，因此，考慮到壓裂規(guī)模、預(yù)留裂縫長(zhǎng)度、同時(shí)考慮防止水淹，確定注水開(kāi)發(fā)注采井距約為300m左右

16、。2.3.油層破裂壓力計(jì)算統(tǒng)計(jì)A區(qū)塊7口探井破裂壓力梯度0.0153-0.0537MPa/m，取A井破裂壓力梯度0.0153MPa/m。A區(qū)塊平均油層中部深度為1150m，測(cè)算A區(qū)塊平均破裂壓力為17.6 MPa。常規(guī)砂巖油藏合理注水壓力界限按如下公式計(jì)算： 式中：注水井最高注入壓力，MPa； 油層破裂壓力，MPa； 油管摩擦壓力損失，MPa； pi為防止超破裂壓力而設(shè)定的保險(xiǎn)壓差，MPa;平均流體密度，取0.862g/cm3； 水嘴壓力損失，MPa； 油層中部深度，m。計(jì)算得出A區(qū)塊最大井口注入壓力為10.7MPa。因此，要求A區(qū)塊井口最高注水壓力不高于10.7MPa。X油田A區(qū)塊破裂壓力統(tǒng)

17、計(jì)表井號(hào)深度(m)破裂壓力(MPa)破裂壓力梯度 (MPa/m)頂?shù)字猩頒1646.8649.0647.917.80.0275C2939.8947.2943.523.60.0250939.91011.8975.930.10.0308C31474.01498.61486.329.60.0199C4977.8980.7979.317.80.0182C5489.8496.2493.016.00.0325C6713.0718.2715.616.00.0224742.2747.6744.940.00.0537776.8770.0773.424.00.0310A1147.81152.61150.217.6

18、0.0153平均0.02762.4. 合理井底流壓計(jì)算根據(jù)采油工藝原理，滿足一定泵效的不同含水條件下的流壓為：式中，Rs為原始?xì)庥捅萴3 m3 ；為泵效，小數(shù)；R為天然氣在油中的溶解系數(shù)，m3 (m3·MPa)；Hz為油層中部深度，m；Hp為深井泵泵掛深度，m；Pp為深井泵泵口壓力，MPa；L為泵口以下液柱混合密度，t/m3。目前含水為45%，為滿足泵效為70%時(shí)，計(jì)算最小油井井底流壓為2.01MPa，泵入口處壓力為1.28MPa基本滿足泵效。最小井底流壓與綜合含水的關(guān)系曲線2.5.經(jīng)濟(jì)界限研究2.5.1 直井經(jīng)濟(jì)界限該區(qū)塊各井區(qū)儲(chǔ)層埋藏深度和油層發(fā)育程度差異較大，單井發(fā)育14個(gè)油層

19、，各井區(qū)碾平有效厚度在2.17.4m之間，根據(jù)國(guó)際市場(chǎng)原油價(jià)格不斷變化的現(xiàn)狀，按油價(jià)75、80、90和100美元/桶和有關(guān)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)，根據(jù)各井區(qū)扶余油層完鉆井深，采用經(jīng)濟(jì)極限公式計(jì)算其對(duì)應(yīng)不同油價(jià)的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。并按擬部署區(qū)穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)的采油強(qiáng)度0.37t/d·m，計(jì)算A區(qū)塊扶余油層經(jīng)濟(jì)極限有效厚度，不同油價(jià)的有效厚度下限見(jiàn)表4-4。當(dāng)油價(jià)90美元/桶時(shí)，該區(qū)塊直井開(kāi)發(fā)有效厚度下限為7.5m，而該區(qū)塊單井平均有效厚度5.2m，因此，采用完全采用直井開(kāi)發(fā)無(wú)法經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用。朝陽(yáng)溝油田A區(qū)塊有效厚度下限統(tǒng)計(jì)表井區(qū)完鉆井深(m)層數(shù)(個(gè))開(kāi)發(fā)初期日產(chǎn)油下限和有效厚度下限75$/bbl80$/

20、bbl90$/bbl100$/bbl日產(chǎn)油（t）厚度(m)日產(chǎn)油（t）厚度(m)日產(chǎn)油（t）厚度(m)日產(chǎn)油（t）厚度(m)長(zhǎng)49-11500173.59.33.18.72.47.52.06.42.5.2 水平井經(jīng)濟(jì)界限采用注水開(kāi)發(fā)方式時(shí)，經(jīng)濟(jì)參數(shù)參照關(guān)于2015年經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)選取標(biāo)準(zhǔn)，地面建設(shè)130萬(wàn)元/口，投資評(píng)價(jià)期為10年，以油價(jià)90美元/桶，水平井經(jīng)濟(jì)有效厚度下限2.8m，經(jīng)濟(jì)有效日產(chǎn)油下限為8.4t。3.開(kāi)發(fā)部署A井區(qū)扶1、扶2油組共有12個(gè)油組，油砂體較分散，為達(dá)到最大限度的開(kāi)發(fā)該油藏，需要在一定原則基礎(chǔ)上進(jìn)行部署開(kāi)發(fā)。 3.1 布井原則（1）選擇有效厚度大于2.4m的區(qū)域布井；（2）布井區(qū)全部采用水平井-直井聯(lián)合開(kāi)發(fā)形式；（3）為避免斷層影響，部署的油水井應(yīng)離斷層100m以上；（4）適當(dāng)部署開(kāi)發(fā)首鉆井，提高井控程度，降低鉆井風(fēng)險(xiǎn)。3.2 水平井優(yōu)化部署根據(jù)優(yōu)選依據(jù)和原則，優(yōu)選翻126-168、長(zhǎng)43井區(qū)作為布井區(qū)塊。共優(yōu)選含油面積2.21km2，地質(zhì)儲(chǔ)量106.90×104t。朝陽(yáng)溝油田長(zhǎng)43區(qū)塊優(yōu)選評(píng)價(jià)結(jié)果表井