A区块开发潜力优选研究

A区块开发潜力优选研究【摘要】我厂探明未动用储量少，储量品位差，油田稳产需要进一步动用该类边际效益储量，结合A区块边际储量的现状，应用直井缝网压裂技术、水平井体积压裂技术和三维地震储层预测技术进行了认真分析，优选出有利的井区进行水平井-直井联合井位部署，为实现该区储量的经济有效动用探索有效的技术途径。【关键词】地震预测井网水平井-直井联合开发前言X油田A区块构造上位于鼻状构造翼部，含油面积3.68km2，探明未动用储量170.05×104t，目前研究范围内总井数70口，主要集中在研究区东南、东北两角，主要产层为扶余油层。区块内未动用储量大，开发面积小，具有较好的开发潜力。目前主要有两方面因素制约该区开发。一是砂体分布零散，有效厚度小，油层发育层数少；该区油层主要发育在扶一组和扶二组上部，区内3口探评井平均单井钻遇有效厚度4.9～7.0m，单井平均钻遇油层2～3层，单层有效厚度0.8～4.4m。二是油藏埋藏深，储层物性差，已开发区块开发效果差；该区扶顶海拔-910～-1110m，孔隙度16.2%，渗透率3.1mD；3口试油井采取压裂抽汲方式试油，射开有效厚度3.7m，日产油0.75～8.49t，平均3.47t，采油强度0.94/d·m；相邻的长39井区采用常规压裂方式、同步注水开发，投产初期日产油1.0t左右开发效果较差。1A区块地质简况1.1构造、断层特征为确保目的层位构造图的精度，根据地震资料状况及解释成果，分别对T2、T21两个层位的构造图进行了整体构造成图等T0图在地质构造比较简单的情况下可以反映构造的基本形态，但其位置有偏移。为了真实反映地下构造形态，需要得到真深度构造图，就需要通过时深转化来完成。研究区使用时深转换模块（Depthteam）,使用更多的信息融合，建立三维空变速度场，利用标定技术,去组合不同的速度信息,提高速度模型的精度。从而完成构造图的编制。从扶一组、扶二组油层顶面构造图看，工区整体是位于薄荷台鼻状构造翼部，总体上是东南高西北低单斜起伏特征，构造等高线变化范围-900m~-1400m，单一南北向断层与构造等高线斜交，构造圈闭不发育，只在工区西北侧断裂密集带上出现面积较小的断块型圈闭，该区主要发育构造背景下的断层-岩性圈闭。该构造为继承性发育的构造，扶一、二组油层顶面构造的轴向和形态基本一致。从断层性质看，研究区的断层皆为正断层，主要发育在工区东北部。断层走向主要为近南北向和北东东走向，北东东向断层是次级小断层；断层总体表现为上陡下缓。1.2砂体预测统计A区块部分井砂体发育情况，单砂体厚度主要分布在3.0m以下，占61.9%，其次是3.0～5.0和5.0～10.0m，各占19.5%。扶一、二组砂岩总厚度25.2～50.8m，单井平均为35.1m，扶二组砂岩厚度5.2～17.8m，平均9.7m，单砂体平均厚度2.6m。A区位于朝阳沟油田滚动外扩区，东、南、西三侧均为已开发区，整体井控程度较高，地震反演技术能较好的预测砂体发育特征；同时考虑到预布井区井距大，地震属性可较好预测井间砂体，刻画砂体边界；本次采用以地震反演为主、属性为辅的储层预测方法，落实砂岩富集区，指导井位部署。地震反演预测扶一砂组和扶二砂组砂岩厚度结果显示，扶一砂组砂岩主要以席状分布，砂岩的厚度主要集中在2-41米之间；扶二砂组砂岩主要以条带状分布，砂岩的厚度主要集中在4-8米之间。1.3沉积微相特征通过综合录井岩性剖面和测井曲线特征综合分析，总结出研究区扶余油层的沉积微相类型及其典型特征，进而勾画出研究区扶余油层5个砂岩组形成时期沉积相分布特征。研究区扶余油层沉积时期，盆地经历了进积-快速进积-稳定退积-快速退积的充填过程，沉积环境也经历了浅湖-三角洲平原、前缘-三角洲前缘、滨浅湖相的演化过程。物源来自西南、东南和北部3个方向，主要受西南物源影响。储层以分流河道、决口扇微相沉积的砂体为主，各小层沉积微相平面展布特征如下.扶二组油层下部：随着进积作用加剧，出现水上水下交替沉积的现象，南部的长春岭背斜带、裕民和薄荷台，以及翻身屯的大部分地区位于水上，发育三角洲平原的水上分流河道、泛滥平原和决口水道。此时研究区位于水上发育三角洲平原沉积主要发育的微相为水上分流河道、天然堤和泛滥平原沉积。扶二组油层上部：进积作用进一步加剧，研究区大部分位于水上，沉积环境为三角洲平原相，网状河的特征也更加明显，主要发育分流河道、泛滥平原沉积微相，河道呈南北或北东走向，分流河道砂体发育，单层厚度较大。扶一组油层下部和中部：进积作用达到鼎盛并开始退积，湖侵范围开始扩大，北部地区开始出向三角洲前缘相过渡。研究区仍位于水上，发育水上分流河道、天然堤、泛滥平原局部发育少量的决口河道沉积，河道以东北走向为主，河道砂体单层厚度大，一般在4.5～10.4m之间，平均6.3m。分流间湾和水下分流河道主要在朝阳沟背斜北部发育。扶一组油层上部：继承了下部的沉积特征，退积作用加大，湖岸线向南迁移了，研究区基本没入水下，发育水下分流河道和分流间湾、局部发于小片席状砂，河道走向为北东方向和南北方向。1.4油水分布特征纵向上油气水关系总体上遵循重力分异原则，以上油下水或上气下水为主。由于构造在原油基本聚集后又发生了较大的变动，断层进一步增多，切割构造，且断层封闭性较好，导致相邻断块油水界面不同，随断块埋藏深度加深，油水界面也随之加深；同一断块从构造轴部向翼部油水界面亦不同，油水界面随油层埋藏深度加深而加深，全区无统一的油水界面，总体表现为东南高、西北低的趋势。2开发部署设计2.1开发单元及开发层系划分A井区纵向上共有12层，油藏砂体平面上较为分散，各层有效厚度仅2-6m，以砂体叠加后的分布为开发单元。砂体厚度大于2m以上的连片区域为主要开发区域，非连片砂体无法形成注采系统。研究区扶1与扶2油组纵向上发育多套油层，主力砂体发育相对连续稳定。每套油层平均3m左右，但含有面积分散，为保证开发经济效益，可作为一套开发层系。2.2井网井距井型研究A井区油藏砂体面积相对较小、分散、主要呈南北条带状分布，平均有效厚度在3m左右，局部可达到4-6m。因含油面积小部分地区无法形成标准的井网，可采用水平井实现高效开发，以增大泄油面积达到提高采收率的目的。水平井：单层有效厚度大于2.8m，直井：有效厚度大于7.4m。2.2.1地应力及天然裂缝发育特征根据相邻区块的X1井、X2井和X3井的微电阻率扫描成像和交叉多极子阵列声波测井资料，显示扶余油层不发育天然裂缝。对地应力进行了分析解释。解释结果表明，该区平均最大水平主应力25.5MPa，最小水平主应力20.8MPa，最大与最小水平主应力差值为4.7MPa，最大水平主应力方位为NE75.0°。薄荷台地区地应力情况统计表井号最大水平应力最小水平应力最大与最小应力差值（MPa）方向（°）应力值（MPa）应力值（MPa）X160-12026.020.95.1X270-16024.621.13.5X350-10026.020.55.5平均7525.520.84.7应用人工压裂裂缝实时监测技术对该区块B1、B2和B3等7口井人工压裂裂缝进行了监测。结果表明，人工压裂裂缝方位为NE67.9°～84.5°，平均为NE73.9°。其中人工裂缝主缝方位为北东向，方位NE73.7°，与相邻已开发区长39区块井网井排方向基本一致。朝阳沟油田A区块及其周边压裂井人工裂缝监测成果表井号压裂深度（m）统计方位（°）主缝方位B11060.8-1050.8北东70.7北东B2974.1-975.6北东84.5北东东B3976.6-989.0北东67.9北东东B4941.4-947.2北东76.7北东东B5843.8-862.8北东73.7北东B6760.8-758.4北东73.7北东东B7693.6-690.4北东69.8北东平均73.9北东邻近的AA区块不发育天然裂缝，主要受人工压裂裂缝的影响。与人工压裂裂缝方位一致的注水井排采油井相对于采油井排边向采油井和角向采油井，稳定阶段生产时间较长，为24个月，初期平均日产油量2.4t，稳定阶段平均日产油量1.0t，含水11.9%，稳定生产阶段平均单井日产油量1.4t，为初期的58.3％，好于其它方向采油井；其它油井初期平均日产油量2.7t，稳定阶段平均日产油量0.9t，含水8.5%。可见，与人工压裂裂缝方位一致的注水井排采油井较其它油井日产油量递减略慢，含水上升略快。同时，采油井含水大于40％的5口井和邻近注水井连线，与人工裂缝方向基本一致，均为近东西向。因此，人工裂缝可以起到提高油层导流能力、建立有效驱动体系的作用，同时也有可能造成个别油井水淹。综合地应力、人工裂缝和邻近区块动态分析，认为研究区扶余油层主应力方向为NE75.0°。2.2.2水平井方位确定水平段方向应综合考虑砂体发育方向和最大主应力方向，以达到最佳开发效果。在设计水平井延伸方向时应遵循以下原则：一是水平井延伸方向与主渗方向垂直，平行砂体方向；二是水平井延伸方向与最大主应力方向垂直；三是在断层夹持的区域水平井方位适当调整。地质研究结果表明，A区块发育近南北向砂体，最大主应力方向为NE75°，人工裂缝方向与主应力方向一致为NE75°，为发挥人工缝作用，水平井方位应与主应力方向垂直，即NW15°。2.2.3水平井注采井网论证水平井注采井网共有3种：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-水平井采国内开展水平井注水的现场试验相对较少，主要是因为水井吸水段较长，而油井产油段较短，水注入易产油难，是的注采不对等不平衡，一般很少采用。主要采取的井网形式为水平井方向与应力方向垂直，水平井排、列上均交错布井。2.2.4直井注采井距研究A区块平均渗透率为3.1mD，属于低渗透储层，水平井的泄油面积和裂缝间隔都要以有效驱动距离为基础，保证有效开发，应用非达西理论方法进行计算分析。油藏工程方法确定极限驱动距离主要有2种方法：方法一：根据大庆外围油田低渗透储层水平井—直井联合布井极限驱动距离公式：式中：d——水平井泄油半径的一半，m；L——水平井长度，m。]2ln)2(2)4(ln)(61[计算得，启动压力梯度0.021MPa/m，计算得极限驱动距离为183m。方法二：用下式可以求出给定生产压差和油层渗透率条件下的极限驱动距离：2lnHwwPPRRr式中：PH－PW——生产压差，MPa；R——极限注采排距，m；rw——井筒半径，m；λ——启动压力梯度，MPa/m。启动压力梯度为0.021MPa/m，计算得极限驱动距离为197.6m。根据上述两种方法的计算结果，可确定试验区极限驱动距离约为200m。综合分析，压裂半缝长取100m，基质驱动距离约为200m，因此，考虑到压裂规模、预留裂缝长度、同时考虑防止水淹，确定注水开发注采井距约为300m左右。2.3.油层破裂压力计算统计A区块7口探井破裂压力梯度0.0153-0.0537MPa/m，取A井破裂压力梯度0.0153MPa/m。A区块平均油层中部深度为1150m，测算A区块平均破裂压力为17.6MPa。常规砂岩油藏合理注水压力界限按如下公式计算：100WmctLiffmanDHppppp式中：fmanp—注水井最高注入压力，MPa；fp—油层破裂压力，MPa；tLp—油管摩擦压力损失，MPa；Δpi—为防止超破裂压力而设定的保险压差，MPa;WD—平均流体密度，取0.862g/cm3；mcp—水嘴压力损失，MPa；H—油层中部深度，m。计算得出A区块最大井口注入压力为10.7MPa。因此，要求A区块井口最高注水压力不高于10.7MPa。X油田A区块破裂压力统计表井号深度(m)破裂压力(MPa)破裂压力梯度(MPa/m)顶底中深C1646.8649.0647.917.80.0275C2939.8947.2943.523.60.0250939.91011.8975.930.10.0308C31474.01498.61486.329.60.0199C49