徐家圍子地區油藏工程方案產能后評價認識

潘益民，李源平 (中石油大慶油田分公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

徐家圍子地區油藏工程方案產能后評價認識

潘益民，李源平 (中石油大慶油田分公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

油藏工程方案后評價是建設項目全過程管理的重要組成部分，徐家圍子油田油藏工程方案后評價主要包括油藏基本情況、地質認識、開發技術適應性、實施效果和開發預測等幾個方面的內容。總體來看，油藏工程設計方案設計合理，有效指導了采鉆工程和地面工程的設計。主要通過前后對比分析法，通過實施效果和指標預測情況對徐家圍子油田油藏工程方案進行評價，總結經驗教訓,為同類油田制訂合理完善的油藏工程方案提供參考。

徐家圍子油田；油藏工程；方案評價；后評價

油藏工程設計方案是根據油藏的基本地質特征,在油藏構造特征、沉積類型、儲層物性、油層展布、流體性質、溫度壓力系統描述的基礎上確定的油田開發方案,是鉆采工程和地面工程設計的依據[1-2]。油藏工程方案后評價是在項目完成、投入正常生產經營之后進行的,通過后評價總結經驗教訓,為同類油田制訂合理完善的油藏工程方案提供參考。

1 油藏基本情況

2007年投產的徐家圍子及周邊地區構造趨勢明顯具有西高東低、南北高、中間低的趨勢，以徐家圍子向斜和升西向斜為構造低點，向四周逐漸抬升形成升平鼻狀構造、宋芳屯鼻狀構造、肇州鼻狀構造。中小斷層發育，斷層頻度平均為2.4條/km2。斷裂條帶性特征明顯，區域內發育延伸方向不同的6組斷裂，形成地壘和地塹相間分布的構造格局。砂體展布受沉積相帶控制，總體上呈北厚南薄的趨勢，局部厚度差異較大，以厚薄相間分布。砂體規模小，分布零散。油水分布復雜，沒有統一的油水界面。油藏類型復雜，升平西部區塊主要以構造控制因素為主，徐家圍子油田、宋芳屯油田和升平南部是以巖性和構造雙重作用為主成藏。徐家圍子地區葡萄花油層的取心分析統計結果，平均有效孔隙度21.9%～22.5%，平均空氣滲透率(109.8～209.7)×10-3μm2，屬中等滲透率儲層。油藏方案對3個油田共7個小區塊設計鉆井145口，方案實施過程中根據儲層地質情況，及時免鉆井位，共基建油水井131口，其中油井94口，水井37口。

2 油藏工程方案后評價

2.1地質再認識

徐家圍子地區油藏工程方案編制前期，鉆井、取心、測井、錄井資料翔實、可靠，油藏方案從構造特征、儲層特征、地震反演預測、油水分布、探評井試油情況詳細分析，方案實施后，對該區構造特征、油水分布認知基本一致，砂體發育狀況較方案設計好，通過對后評價區塊完鉆井的測井資料統計來看(見表1)，平均單井砂巖厚度8.8m，有效厚度 3.4m(含同層1.2m)，平均單井發育有效厚度層數3.0個，平均單層有效厚度1.1m，總體來看，有效厚度比方案設計時的2.4m高，局部區塊有一定的差異，如徐家圍子油田徐28、州541-1區塊砂體厚度較薄，升平油田和宋芳屯油田的儲層發育較好。

2.2開發技術適應性評價

表1 徐家圍子地區產能后評價區塊儲層發育情況統計表

1)井網適應評價 徐家圍子及周邊地區油藏工程方案采用300×300m井網，大部分區塊水驅控制程度在70%以上，基本可以滿足油田開發的需要。

2)斜井、叢式井開發方式 由于在徐家圍子地區儲量提交面積內部分地區地面存在著鄉鎮、草地保護區、魚塘等多種情況，采用常規的直井開發方式面臨高額的投資費用，這部分投資的加大直接影響著外圍低豐度油田的經濟有效動用與開發。在充分分析對比不同開發方式對油田儲量動用影響因素的基礎上，針對出現上述地面情況的地區決定采用叢式井及斜井開發方式。采用叢式井開發，能夠最大限度的減少地面投資費用，同時又能夠很好的保持井網以及注采系統的完善。

3)技術創新評價 一是以現代沉積學理論為指導，依據測井曲線所能反映出的各種沉積特征和沉積界面，采用模式預測描述方法，由大到小、由粗到細逐級解剖砂體幾何形態和內部建筑結構，對該油田儲層的沉積模式進行了詳細研究與具體論述，建立了地質模型，劃分適合油田開發實際需要的儲層微相。二是通過合理解剖砂體，預測性地確定出砂體邊界，將復合型砂體解剖為單砂體，在此基礎上，從砂體的沉積模式和連通關系入手，分析了影響驅油效果的地質因素和不同類型井注水后動態變化特征，給出了一套砂體沉積的韻律類型、連通狀況、微幅度構造，并在確定剩余油分布狀況及措施挖潛工作中得到廣泛應用，為編制油田開發方案及投產后的跟蹤調整、提高驅油效果提供了地質依據。三是通過部署水平井，以增加產能，評價區芳29區塊部署了2口水平井，優化水平井地質設計，提高地質導向水平，并通過巖屑和氣測錄井，對砂巖的含油性進行評價，從而總結優化射孔和壓裂層段的原則，力求提高水平井單井產量，水平井投產后初期單井日產油達12.35t/d，是直井初期單井日產油的3倍以上。四是通過優化射孔方案，控制區塊含水。根據小層發育情況，進行選擇性射孔。如果全井為油層，全部射開；如果油底以上油層厚度較大、孔滲物性較好，能滿足產能需要的，原則上只射開油層同層待含水高后期挖潛時射開；油底以上發育一般，同層電性顯示偏油，考慮射開同層；油底以上發育較差，油底以下同層偏水，為了避免層間干擾，只射開上部油層，同層待后期含水高時射開； 油底以上不發育，同層厚度較大、物性較好的，射開下部同層。

2.3實施效果評價

1)產能達到方案設計要求 徐家圍子周邊地區方案設計井數145口，區塊于2007年底投產，共投產油水井131口(其中油井94，水井37口)，方案設計產能8.55×104t，實際建成產能8.25×104t，產能到位率高達96.49%，基本達到方案設計要求。平均單井日產油高，平均單井日產油3.01t/d，高于方案設計的平均單井日產油2.55t/d，主要由于一是水平井產量高，芳29區塊2口水平井投產后初期單井日產油達12.35t/d，高于方案設計值8.0t/d；二是完鉆后區塊厚度變大，方案設計有效厚度2.4m，實際完鉆厚度2.8m(同層厚度折半)；三是直井采油強度略高于方案設計值，方案設計采油強度1.0t/(d·m)，完鉆后平均單井射開有效厚度2.5m(同層厚度折半)，實際投產后直井初期日產油2.8t/d，采油強度為1.12t/(d·m)。從產能方面來說徐家圍子周邊區塊方案總體實施效果較好。

2)部分井投產后高含水導致低效 徐家圍子周邊共投產7區塊，油水井總數131口，投產后其中有16口油井投產后高含水(含水大于90%)，其產油量稅后收入小于其操作成本，為低效井，平均單井日產油0.09t，低效井比例為12.21%。低效井成因分析如下：一是位于構造低部位的井投產后含水較高。這類井有5口，主要分布在斷層下降盤或鄰近向斜生油中心，構造位置較低，投產高含水導致低效；二是射開偏水同層導致高含水。這類井有7口，平均單井射開油層有效厚度0.3m，同層有效厚度2.0m，由于偏水同層的滲透性較好，投產后液量較高，但由于含水也較高，產油量低導致低效；三是儲層發育較差導致低效。這類井有4口，主要分布在砂體邊部，厚度薄，儲層物性較差，投產后產液量小，同時含水也較高，導致油井低效。

3)地層壓力保持較高水平 徐家圍子周邊區塊投產后，地層壓力下降為11.79MPa，地層壓力保持程度為84%，實際生產壓差為8.78MPa，略低于方案設計值，總體來看，地層壓力保持較高水平，開發效果較好。

4)區塊綜合含水保持穩定 徐家圍子周邊區塊同層比例較大，通過優化射孔方案，有效控制區塊含水，區塊投產后第2年綜合含水為27.52%，較方案設計的22.00%略高，截止到2009年底綜合含水為29.02%，含水上升速度相對較慢，區塊綜合含水保持穩定。

2.4開發指標預測情況

開發方案總結油田開發經驗，采取雙曲遞減規律對產量進行預測，利用采油速度與含水之間的關系(見圖1、圖2)，合理預測各項開發指標。根據實際生產情況，對應方案預測生產年限，重新進行開發指標預測到第10年，預測指標累積產油量47.69×104t，與方案設計時48.06×104t對比減少了0.77%；采出程度為10.43%，比方案設計值11.25%低；綜合含水66.03%，較方案設計時61.21%高4.82%，總體來看實際開發指標與方案設計指標基本相符。隨著綜合含水率的增高，年產油量逐年下降，采油速度變慢。實際和重新預測綜合含水比方案預測指標稍高，主要原因是完鉆后區塊平均有效厚度由設計時的2.5m增加到2.8m，單井產量高，采油速度比方案設計值高，導致含水上升速度快。

圖1 生產期油氣產量與含水指標對比圖

圖2 生產期采油速度與采出程度對比圖

3 評價結果

評價區油藏工程方案是在綜合地質研究、常規油藏工程計算、數值模擬、借鑒同類油藏開發經驗等多種方法綜合評價的基礎上，最終根據區塊開發及經濟效益優選出適合徐家圍子油田及周邊區塊地質特點的井網形式和開發技術政策，并最終由大慶油田有限責任公司油藏評價部批準實施。從生產指標評價，與方案設計比較，認為指標完成情況達到行業標準，實施效果良好。油藏工程方案設計科學合理實用。

[1]吳愛新，李廣梅.對油(氣)藏工程方案后評價的若干認識[J].石油工程與地質,2009(5)：128-130.

[2]佘健明，王永銀.項目決策分析與評價[M].北京:中國計劃出版社,2007:115-170.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.03.023

TE372

A

1673-1409(2012)03-N068-03

2011-10-18

潘益民(1984-)，男，2007年大學畢業，助理工程師，現主要從事油氣田開發方面的研究工作。