張 宇，閆更平，王 林，宋新利

(1.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

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塔中M油田儲層分類評價及注水開發(fā)方案優(yōu)選

張 宇1,2，閆更平1，王 林1,2，宋新利1,2

(1.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

塔中M油田含礫砂巖段儲層條件較差，邊水能量弱，地層壓力下降快，儲量動用程度低，亟需注水補充地層能量，改善開發(fā)效果。針對含礫砂巖段單砂體層薄、層數多、縱橫向變化快的特點，綜合應用錄井、測井、巖心、薄片及壓汞曲線等資料，開展含礫砂巖段儲層分類評價研究，在此基礎上編制注水開發(fā)方案，應用數值模擬方法對方案開發(fā)指標進行預測，優(yōu)選最佳方案。結果表明，縱向以含礫砂巖段12、13、21、22等4個主力砂體作為一套開發(fā)層系，平面在塔中M、塔中M-H1兩個砂體發(fā)育區(qū)構建邊緣環(huán)狀注水加中心點狀注水的9注8采混合注采井網，開發(fā)指標最佳，年產油3×104t，可穩(wěn)產2年，預測期末較基礎方案凈增油15.45×104t，采收率提高2.1%。研究成果對同類油藏開發(fā)調整具有一定借鑒意義。

塔中M油田；含礫砂巖段；儲層分類；注水開發(fā)

塔中M油田位于塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中10號構造帶上，目的層為石炭系東河砂巖，發(fā)育含礫砂巖段和均質砂巖段兩套油層，油藏埋深約為4329m，探明含油面積為15.6km2、石油地質儲量為719×104t 。地面原油密度為0.825～0.961g/cm3，黏度為3.47～23.45mPa·s，屬正?！p黑油。油藏于2001年投入開發(fā)，采用兩套水平井井網利用天然能量分別開發(fā)均質砂巖段和含礫砂巖段。其中均質砂巖段儲層條件好，底水能量充足(目前地層壓力保持程度為91.5%)，開發(fā)效果好，階段采出程度為23.36%；含礫砂巖段儲層條件較差，邊水能量弱，地層壓力下降快(目前地層壓力保持程度為53%)，處于低采油速度(0.15%)、低含水(36.6%)、低采出程度(8.2%)階段，需要注水補充地層能量，改善開發(fā)效果。大量研究和開發(fā)實踐表明[1-10]，注水層位的選擇和平面注采井網的規(guī)劃是決定注水開發(fā)成敗的關鍵，針對含礫砂巖段單砂體厚度薄、層數多、縱橫向變化快的特點，綜合錄井、測井、巖心、薄片及壓汞曲線等資料，開展儲層分類評價研究。在此基礎上編制注水開發(fā)方案，重點對層系組合、井網井型、合理井距等參數進行論證，開展注采井網優(yōu)化部署。應用數值模擬方法對開發(fā)指標進行預測，優(yōu)選最佳方案，指導研究區(qū)注水工作調整。

1 單層劃分與對比

以砂層組內部泥巖為輔助標志層，按沉積旋回特征將該區(qū)含礫砂巖段劃分為5個小層，各小層發(fā)育穩(wěn)定，砂體厚度受沉積影響，規(guī)律性明顯。在小層劃分基礎上按 “旋回對比，標志層控制，厚度約束”開展單砂體對比，以測井曲線精度條件下所能識別出的單層砂體為最小單元，將含礫砂巖段劃分為10個含油單砂體(表1)。

表1 塔中M油田含礫砂巖段單砂體劃分簡表

應用取心井為標準井建立連井對比骨架剖面，完成全區(qū)閉合，實現平剖一致；在單砂體精細刻畫基礎上，實現整個工區(qū)單砂體的統(tǒng)一對比。

2 儲層分類評價研究

2.1 儲層分類標準的建立

(1)標準井的選擇：標準井應盡量選擇揭露地層全、資料全且有一定代表性的井。塔中M-H2導井含礫砂巖段全段取心，取得各項巖心分析化驗593塊次，錄井、測井資料齊全，是該區(qū)取資料最多、最全的一口井。本次選該井作為標準井，統(tǒng)籌分析各項資料，研究儲層分類的宏觀和微觀標準。

(2)分類標準建立：根據巖性、沉積微相、物性、含油性，薄片、孔喉結構、毛細管壓力等特征參數，通過聚類分析，將工區(qū)含礫砂巖段儲層劃分為4類(表2)。

表2 塔中M油田含礫砂巖段儲層分類標準表

續(xù)表

I類儲層：巖性為灰褐色細砂巖，GR小于40API，物性好，孔隙度大于15%，滲透率大于50mD，中值孔喉半徑一般大于1μm，壓汞排驅壓力小于0.1MPa，測井解釋為油層，以水下分流河道沉積為主。

II類儲層：巖性為灰褐色細砂巖，GR小于40 API，物性較好，孔隙度為10%～15%，滲透率為10～50mD，中值孔喉半徑一般大于1μm，壓汞排驅壓力小于0.1MPa，測井解釋為油層，以水下分流河道沉積為主。

III類儲層：巖性為灰色含粉砂細砂巖，GR為40～50API，物性較差，孔隙度為8%～10%，滲透率為1～10mD，中值孔喉半徑一般為0.3～1μm，壓汞排驅壓力為0.1～1MPa，測井解釋為差油層，多為分流間灣沉積。

Ⅳ類儲層：巖性為灰白色粉砂巖、泥質粉砂巖，GR為50～65API，物性差，孔隙度小于8%，滲透率小于1mD，中值孔喉半徑一般小于0.3μm，壓汞排驅壓力大于1MPa，測井解釋為干層，多為分流間灣沉積。

從分類標準來看，注水調整應以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，Ⅲ、Ⅳ類儲層屬于特低孔、特低滲甚至無效儲層，不能作為注水調整的對象。

2.2 儲層分類評價研究

2.2.1 縱向單砂體儲層分類評價

根據儲層分類標準，對工區(qū)26口井含礫砂巖段單砂體儲層進行分類，統(tǒng)計結果見表3。從統(tǒng)計對比結果來看，縱向上12、13、21、22等4個單砂體儲層最有利，Ⅰ、Ⅱ類儲層鉆遇率較高，平均在50%以上，因此將這4個單砂體作為本次注水調整的主要對象。51單砂體和下部均質砂巖段為一套油水系統(tǒng)，底水能量充足，無需注水補充能量。

表3 塔中M油田含礫砂巖段單砂體儲層分類統(tǒng)計表

2.2.2 單砂體平面儲層分類

在含礫砂巖段單砂體儲層分類基礎上，結合精細地層對比及沉積相研究成果，刻畫12、13、21、22單砂體平面儲層分類規(guī)律(圖1、圖2)，從圖中可以看出，平面上儲層基本沿北東向展布，塔中M、塔中M-H1井區(qū)儲層最為發(fā)育，以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，因此把這兩個井區(qū)作為本次注采井網調整的主要目標區(qū)，有利于注水開發(fā)見效。

3 注水開發(fā)方案優(yōu)選

3.1 注水開發(fā)方案編制

3.1.1 層系劃分與組合

根據儲層分類評價及剩余油研究成果，確定縱向上以含礫砂巖段12、13、21、22等4個主力砂體單獨作為一套開發(fā)層系建立注采井網，覆蓋地質儲量340×104t。

3.1.2 井網井型論證

調研了國內外26個典型低滲透油田井網形式，同時結合塔中M油田含礫砂巖段油藏地質條件，認為本區(qū)應充分利用老井，注水井盡量部署在油藏邊部，形成邊緣環(huán)狀注水加中心點狀注水的注采井網。

由于該塊采油井以水平井為主，所以重點論證注水井采取何種井型。塔中M油田含礫砂巖段為薄互層油藏，縱向發(fā)育10個含油單砂體，單層厚度為1～2m，采用直井部署可以兼顧多個含油單砂體，縱向上控制程度優(yōu)于水平井，因此確定本區(qū)注水井首選直井。此外，數值模擬顯示，直井注水油藏各項開發(fā)指標均優(yōu)于水平井注水。

3.1.3 合理井距論證

利用注采見效井距法、數值模擬法及賈振岐法等7種方法對該區(qū)合理井距進行計算(表4)，考慮技術經濟因素，結合油藏地質儲量特征，綜合確定合理井距為450m，油藏邊部井距可適當增大。

表4 塔中M油田合理井距計算結果統(tǒng)計表

3.1.4 方案部署

在上述地質認識和井網參數論證的基礎上，充分考慮目前剩余油分布狀況，充分利用老井，完善注采井網，共設計4套對比方案(圖3、表5)。

表5 塔中M油田合理注采井距計算結果統(tǒng)計表

3.2 開發(fā)指標預測

3.2.1 技術界限論證

在預測方案開發(fā)指標之前，需要對油藏相關技術界限進行論證，計算方法及結果見表6。

3.2.2 開發(fā)指標預測及方案優(yōu)選

應用ECLIPSE數值模擬軟件預測了塔中M油田15年(2015—2030年)的開發(fā)指標，并對4個方案的主要開發(fā)指標進行對比(表7、圖4)。從預測15年末的開發(fā)指標來看，注水開發(fā)對油田穩(wěn)產有著極其重要的意義，方案2與方案3預測期末累計增油和綜合含水基本相當，但方案2經濟成本相對較低。綜合技術和經濟指標，方案2為推薦優(yōu)化方案，通過注水調整，峰值采油速度為0.56%，年產油3×104t穩(wěn)產兩年，預測期末較基礎方案凈增油15.45×104t，采收率提高2.1%。

表6 塔中M油田含礫砂巖段注水開發(fā)技術界限計算表

表7 塔中M油田各方案主要開發(fā)指標對比表

4 結 論

(1)開展單砂體儲層分類評價研究，在此基礎上應用數值模擬方法優(yōu)選注水開發(fā)方案。結果表明，縱向上含礫砂巖段12、13、21、22等4個主力砂體作為一套開發(fā)層系，平面在塔中M、塔中M-H1兩個井區(qū)構建邊緣環(huán)狀注水加中心點狀注水的9注8采混合注采井網開發(fā)指標最佳，年產油3×104t穩(wěn)產2年，預測期末較基礎方案凈增油15.45×104t，采收率提高2.1%。

(2)對薄互層狀砂巖油藏注水開發(fā)方案來說，搞好單砂體儲層分類評價是重組開發(fā)層系和規(guī)劃平面注采井網的基礎，數值模擬是預測開發(fā)指標的有效工具，根據數值模擬結果優(yōu)選最佳方案組織實施，可較好地保證注水開發(fā)效果。

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Reservoir Classification Evaluation and Water Injection Scheme Selection in M Oilfield

Zhang Yu1, 2, Yan Gengping1, Wang Lin1, 2, Song Xinli1, 2

(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin,Liaoning124110,China)

The gravel-bearing sandstone reservoir features in poor conditions, weak energy of edge water, fast decline of formation pressure, and low producing degree. It is urgent to inject water to supplement formation energy and improve development. In view of the thin single sand body, multiple horizons and fast vertical and horizontal change of gravel-bearing sandstone reservoir, we comprehensively used mud logging, well logging, core, thin sections and pressure mercury curves, etc., and carried out evaluation of reservoir classification. On the basis, we compiled waterflooding programs, applied the method of numerical simulation to predict the scheme development indicators, and selected the optimal scheme. Results showed that the indicators were the best by taking the four major sand bodies like 12,13,21, 22at conglomeratic sandstones vertically as a set of development horizons and constructing edge cyclic water injection and central point like nine injection and eight production injection-production well pattern in M and M-H1 sand body development areas. Annual oil production of 3×104t could be kept for two years. It was predicted that oil production would rise by15.45×104t at the end of the period as compared with the basic scheme, and the recovery would increase by 2.1%. The research results would be of

ignificance to adjustment of similar reservoir development schemes.

M oilfield; gravel-bearing sandstone; reservoir classification; waterflooding

張宇(1981年生)，男，工程師，現從事油田開發(fā)地質研究工作。郵箱：xiaoyu863b@126.com。

TE323

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