下寺灣油田雨岔59-66井區(qū)長2油藏注水開發(fā)地質(zhì)方案

劉延軍(延長油田股份有限公司下寺灣采油廠 陜西 延安 716100)

一、地質(zhì)概況

雨岔區(qū)在區(qū)域構(gòu)造上位于陜北斜坡南部，為一平緩的西傾單斜，平均每公里坡降7-10m，局部構(gòu)造為下寺灣鼻褶群上的泉92-泉59鼻隆帶，主要含油層位長22，長22砂體屬于湖泊三角洲平原分流河道沉積，河道砂體與局部鼻狀隆起對(duì)油氣富集起著重要控制作用，屬中孔低滲的巖性-構(gòu)造油藏。

二、儲(chǔ)量狀況

本區(qū)長222儲(chǔ)層含油面積初步圈定11.0km2，油層砂體厚度10-20米，平均12.0m，按0.77的折算系數(shù)折算出油層有效厚度為9.24m，有效孔隙度15.6%，地面原油密度0.8278，含油飽和度37%，體積系數(shù)選用1.09，按容積法計(jì)算本區(qū)長222的石油地質(zhì)儲(chǔ)量為445.6*104t，彈性開采可采儲(chǔ)量31.2*104t（按7%采收率算），注水開發(fā)可采儲(chǔ)量75.7*104t（按17%注水采收率計(jì)算）。

三、地層沉積特征

區(qū)域綜合地質(zhì)研究表明，晚三疊世末，本區(qū)長2、長3期屬角洲前緣-平原分流河道相沉積，進(jìn)入長1期湖泊全面萎縮，形成沼澤平原，主要為一套河湖沼澤相沉積，本區(qū)長2油層組以三角洲平原分流河道亞相及三角洲前緣亞相沉積為主，巖性為淺灰色細(xì)砂巖及灰黑色泥巖，砂巖發(fā)育，是本區(qū)主力油層，連續(xù)性好，發(fā)育大型交錯(cuò)層理、斜層理、塊狀層理及水平層理。砂巖層面上富集大量黑云母，部分層段內(nèi)含大量碳質(zhì)條帶，旋回底部見沖刷充填構(gòu)造。巖電資料表明長22油層基本為正旋回沉積，平面上呈網(wǎng)狀分布，屬三角洲平原分流河道沉積。

四、油層分布規(guī)律與油藏類型

下寺灣油田雨岔區(qū)主力油層為長222，屬三角洲平原分流河道沉積，該時(shí)期河流能量逐漸增強(qiáng)，砂巖最為發(fā)育，電性上自然電位曲線明顯為箱狀，單井砂巖厚度一般在12-20米，長222油層主要分布于河道砂主體帶與構(gòu)造鼻隆的最佳配置位置。

經(jīng)研究與鉆探實(shí)踐證實(shí)，本區(qū)的油氣富集規(guī)律為：砂巖發(fā)育帶（分流河道）控制著油氣的分布，局部致密巖性遮擋造成油氣聚集的分區(qū)性，區(qū)域性地層遮擋是形成油田的主要控制因素，構(gòu)造與砂巖發(fā)育帶相結(jié)合部位是油氣富集的有利場所。

本區(qū)長2油藏為巖性-構(gòu)造油藏，油藏邊底水不活躍，天然能量不足，開發(fā)早期主要為彈性-溶解氣以及彈性-弱水壓驅(qū)動(dòng)。應(yīng)早日進(jìn)行注水開發(fā)。

五、注水開發(fā)方案部署

1.注水開發(fā)層系的確定

開發(fā)層系是開發(fā)方案首先需要確定的重要問題。合理劃分與組合開發(fā)層系應(yīng)考慮下述一些基本原則：

(1)一套獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)當(dāng)具有一定的儲(chǔ)量，保證油井具有一定的生產(chǎn)能力，能夠達(dá)到較好的經(jīng)濟(jì)效益。

(2)同一層系內(nèi)，油藏圈閉類型、儲(chǔ)層性質(zhì)、油水分布、壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)應(yīng)該接近，大體一致。主要是各油層平面分布與滲透率不能相差太大，以保證各油層對(duì)注水方式和井網(wǎng)具有相同的適應(yīng)性。

(3)同一層系內(nèi)，油層數(shù)量和厚度要適中，一般為2-3個(gè)主力油層，6-9個(gè)小層，油層太多，層間干擾加劇，油層太少，影響經(jīng)濟(jì)效益。

(4)劃分開發(fā)層系時(shí)，相鄰兩套開發(fā)層系之間要有一定厚度和比較穩(wěn)定的泥巖隔層，要考慮到當(dāng)前采油工藝的技術(shù)水平，在分層工藝能解決的范圍內(nèi)，層系劃分應(yīng)當(dāng)盡量簡化，這樣既可獲得同樣的開發(fā)效果，又可減少不必要的投資。

本區(qū)長22油層細(xì)分為長221、長222、長223三個(gè)小層，主力油層為長222，砂體厚度12-20m，連通性好，各小層埋藏深度、油層物性、壓力系統(tǒng)、流體性質(zhì)相近，因此宜采用一套井網(wǎng)一套層系進(jìn)行開發(fā)，開發(fā)層系確定為長222。

2.注采井網(wǎng)系統(tǒng)

井網(wǎng)布置的基本原則

總結(jié)全國低滲透油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，其開發(fā)井網(wǎng)布置的基本原則是：（1）井網(wǎng)的選擇應(yīng)以建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)為目的。（2）井網(wǎng)密度相對(duì)要大一些，以有利于提高原油采收率。（3）對(duì)天然裂縫不發(fā)育的低滲透砂巖油藏，一般采用正方形井網(wǎng)反九點(diǎn)法注采系統(tǒng)，中后期可調(diào)整為五點(diǎn)法或線狀注水方式。（4）對(duì)裂縫性低滲透砂巖油藏，注采系統(tǒng)的選擇應(yīng)最大限度地適應(yīng)裂縫性油藏的水驅(qū)油特征。其布井原則是：平行裂縫方向布井，進(jìn)行線狀注水，井距可以加大，排距應(yīng)該縮小。

六、儲(chǔ)層裂縫的初步分析

根據(jù)地面露頭、巖心觀察、微地震波法測井、構(gòu)造應(yīng)力場研究和注水開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測證實(shí)，鄂爾多斯盆地三疊系延長組油層中存在垂直裂縫，并且裂縫具有一定的方向性。裂縫發(fā)育程度和規(guī)模大小各油田有所不同，裂縫的主要發(fā)育方向?yàn)镹E67°左右，與最大主應(yīng)力方向、構(gòu)造的沉積物源方向基本一致。

七、注采井網(wǎng)的選擇

目前對(duì)于低滲透油田注水開發(fā)井網(wǎng)的選擇，全國類似油田已經(jīng)進(jìn)行了大量實(shí)踐和經(jīng)驗(yàn)。常用的有3種注水井網(wǎng)：分別為矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)、菱形反九點(diǎn)法和四點(diǎn)法（或反七點(diǎn)法）注采井網(wǎng)系統(tǒng)。

菱形反九點(diǎn)法在井網(wǎng)單元中注水方向多，達(dá)到4個(gè)。具有較強(qiáng)的調(diào)整性，注采井?dāng)?shù)比1：3，適合于較大面積且連通性好的油層，但其初期采油速度較低，而且由于注水方向多，對(duì)裂縫發(fā)育的油藏來說，很難使注水方向有效避開裂縫的走向。

矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)：在井網(wǎng)單元中注水方向有2個(gè)，每口生產(chǎn)井受4口注水井影響，每口注水井供4口油井，注采井?dāng)?shù)比為1：1，其掃油面積系數(shù)可達(dá)0.72。

反七點(diǎn)法注采井網(wǎng)：在井網(wǎng)單元中注水方向有3個(gè)，每口生產(chǎn)井受3口注水井影響，每口注水井供6口油井，在整個(gè)面積內(nèi)注采井?dāng)?shù)比為1：2，其注水效率較高，掃油面積系數(shù)可達(dá)0.74。

根據(jù)國內(nèi)裂縫性低滲透油田開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合本區(qū)地層裂縫分布特點(diǎn)及已經(jīng)開發(fā)形成的實(shí)際井網(wǎng)，采用不規(guī)則反七點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，較易使井網(wǎng)的注水方向避開儲(chǔ)層裂縫的延伸方向。另一方面，油藏的油水粘度比對(duì)井網(wǎng)注水效率的影響也很重要，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)認(rèn)為粘度比在2.5-6時(shí)，用反七點(diǎn)法能獲得較高的采液量，粘度比為2時(shí)五點(diǎn)法采液量最高。因此，為了提高本油田的采油速度和采收率，建議采用反七點(diǎn)法注采井網(wǎng)對(duì)長222進(jìn)行注水開發(fā)較為合適。