邹信波罗东红刘永杰闫正和李彦平成楚传

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 2.CACT作业者集团)

海陆过渡相块状砂岩油藏“内嵌”夹层对开发效果的影响及开发技术对策

邹信波1罗东红1刘永杰1闫正和1李彦平2成楚传1

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 2.CACT作业者集团)

厚层砂岩“内嵌”夹层是海陆过渡相块状砂岩油藏的典型地质特征,并且是影响该类油藏油水运动规律的主要因素之一。将珠江口盆地LFY13-1油田Z25油藏砂体“内嵌”夹层归纳为4种模式,分析了不同“内嵌”夹层模式对油藏开发效果的影响,据此提出了充分利用砂体“内嵌”夹层分布特点的开发技术对策,并成功地指导了一批调整井的部署。

海陆过渡相 块状砂岩油藏 砂体“内嵌”夹层模式 开发技术对策

珠江口盆地属陆架型盆地,沉积体系为“先陆后海”,主要成藏模式为“陆生海储”。LFY13-1油田位于珠江口盆地陆丰凹陷北部,主力油藏Z25为海进过程中形成的海陆过渡相块状砂岩油藏。已完钻开发井及已钻领眼井测井资料表明,Z25块状砂岩油藏内部发育大量非连续分布的夹层,夹层岩性从泥质到灰质,物性从差到极差。由于储层被这些随机出现的泥岩和灰质泥岩夹层复杂化[1],无论是早期油井动态分析还是开发中后期加密井井位部署都遇到很大的困难。这些夹层不但厚度及分布范围变化大,岩性变化也大,泥质、泥灰质夹层与砂岩“犬牙交错”,与陆相沉积环境的夹层有较大差别,我们把这种地层形象地称为砂体“内嵌”夹层。研究LFY13-1油田主力油藏Z25砂体“内嵌”夹层的沉积特征和渗流特性,有助于揭示该油藏油井动态差异的本质,剖析驱替过程中不同类型“内嵌”夹层附近地下油水运动规律,为井网调整提供依据,也为同类油藏有效开发提供参考。

1 砂体“内嵌”夹层模式

LFY13-1油田Z25主力油藏砂岩为新近系中新统珠江组下部的海陆过渡相砂岩[2],属河流入海三角洲沉积体系,含油层系沉积相带跨度较大,自上而下包含了前三角洲、三角洲前缘和三角洲平原各个亚相带的沉积物,这从客观上决定了块状砂岩“内嵌”夹层类型的多样性及流动单元内砂泥岩、泥质砂岩或泥灰质砂岩组合的复杂性。参考油藏模型过井剖面图和油藏模型单井动态拟合的情况,分析已钻遇砂体“内嵌”夹层井点的地质资料,以砂泥岩组合关系为主线,可以把Z25油藏块状砂岩“内嵌”夹层归纳为以下4种模式(图1):

模式1(Ⅰ类区):砂岩连续分布或砂体“内嵌”零星物性夹层(图1a)

块状砂岩分布连续完整,砂岩纯净,仅在局部井点钻遇灰质泥岩或泥质砂岩,钙质或泥质含量很低,多为物性夹层,夹层厚度小于0.5m,且延伸范围不到半个井距。

图1 LFY13-1油田Z25油藏块状砂岩“内嵌”夹层模式示意图

模式2(Ⅱ类区):砂体“内嵌”单个延伸分布的岩性夹层(图1b)

块状砂岩“内嵌”单个夹层,夹层岩性单一,多为泥岩,个别为钙质夹层,“内嵌”夹层分布连续,延伸范围超过3个井距(大于1 000m),夹层厚度2～3 m,渗透率小于5mD,对地下流体具有明显的遮挡作用,可视为有限范围内的隔层。

模式3(Ⅲ类区):砂体“内嵌”多个薄夹层(图1c)

块状砂岩内发育多套泥质粉砂岩或灰质泥岩夹层,但夹层非连续分布且延伸范围有限(2～3个井距),厚度1～2m,渗透率10～50mD,多为岩性夹层,少量为物性夹层,这种多个夹层叠迭的“网毯”状多孔介质系统可以成为极好的渗流屏障,是抑制底水锥进的天然屏障。

模式4(Ⅳ类区):砂体“内嵌”单个厚夹层(视为准隔层,图1d)

块状砂岩“内嵌”厚度超过3m且分布连续的稳定物性夹层,多为泥质砂岩,延伸范围超过Ⅱ类区,“内嵌”厚夹层渗透率小于50mD,对上覆油砂体而言,夹层“封堵”了底水驱替补充能量的通道;对下伏油砂体而言,在低含水阶段,夹层可视为一定区域内的隔层。

2 砂体“内嵌”夹层对开发效果的影响

对LFY13-1油田单井历史动态全面统计分析后发现,井点区域砂体“内嵌”夹层产状(厚度及延伸范围)和特性(渗透性、岩性)与油井动态之间存在极强的相关性,砂体“内嵌”夹层对底水油藏开发的影响是两方面的,厚度太大会因没有来自底水驱动能量的补充而造成局部区域产能很低,从而使得井网加密可能不经济;而厚度太小或尖灭又会使油层失去天然屏障,底水会以最快的速度锥进,造成油层过早水淹,大大降低水驱波及体积。通过长期的剩余油分布研究及油藏动态分析,构建了LFY13-1油田水驱前缘成果图,并以Z25油藏典型的非渗透性内嵌夹层 SL-6为例建立了夹层模式及其与油井动态之间的联系(图2),基本反映了井点区域砂体“内嵌”夹层分布与底水驱替路径之间的对应关系。

图2 Z25油藏典型砂体“内嵌”夹层SL-6分布及夹层厚度与井点底水锥进快慢的对应关系

据图2反映的对应关系,块状砂体“内嵌”夹层对油井开发效果的影响也可分为4种情况(图3)。

图3 砂体“内嵌”夹层对油井油水运动规律的影响示意图

(1)在连续砂岩分布、泥质或钙质夹层尖灭的区域内(图1a),若无足够的避水高度(射孔层段底界到油水界面的距离),油井表现为高含水低产油和底水快速锥进,代表井为27H井(图2);

(2)在厚度为2～3m且有一定延伸范围的单层泥质或钙质夹层区域内(图1b),砂体“内嵌”夹层对底水锥进抑制作用有限,但在“内嵌”夹层“屋檐”下会形成旁通型剩余油(已被28井SL-16和SL-19层“屋檐”型剩余油证实),代表井为12井(图2);

(3)在厚度为1～2m非连续分布延伸范围有限但发育多套泥质或钙质夹层区域内(图1c),油井产能不高,但含水上升极为缓慢,砂体“内嵌”夹层成为抑制底水锥进的天然屏障,可以取得较长的低水采油期,代表井为22井(图2);

(4)在夹层厚度超过3m且距油水界面的高度超过5m的油砂体区域内(图1d),由于基本得不到底水的驱动能量补充,液体呈间歇式渗流特征,油井根本不能维持连续生产,代表井为23H井(图2)。

3 针对砂体“内嵌”夹层的开发技术对策

通过分析砂体“内嵌”夹层分布特征及其与油井动态特征的对应关系,制定出相应的开发技术对策,并成功指导了LFY13-1油田开发中后期加密井的部署。

3.1 高含水期的加密调整井尽量避开Ⅰ类区,主要向Ⅲ类区挖潜

2004年12月25日完钻的27H井位于砂体“内嵌”夹层模式的Ⅰ类区,油井投产后不到一周含水即上升到95%,日产油不足50m3,经济效益差。

研究表明,水驱后的残余油分为吸附在岩石表面的油膜、流动通道盲端中的残余油、毛管力作用下滞留在孔喉的油珠(滴)和水驱后圈闭在微观孔隙中的油珠或油滴,砂体“内嵌”夹层模式Ⅲ类区中的剩余油即属于其中最后一种。在LFY13-1油田,这类油砂体的典型特征表现为底水经过多个夹层叠迭的“网毯”状多孔介质系统[3-4]时多形成绕流,驱替过程形成发散的流线且水前缘移动速度明显减缓。因此,利用底水经过“网毯”状多个薄夹层组合的Ⅲ类区这一漫长的自然驱替过程,可以得到一个较长的采油期,从而取得好的开采效果。

“网毯”状多个薄夹层组合的Ⅲ类区对底水的渗流屏障效应会在局部区域形成剩余油富集带, LFY13-1油田这类可供挖掘的有利区带主要分布在Z25油藏的SL-5层,在22井东北和26H井东南分别有2处富集带,储量规模分别在10×104t和15 ×104t以上。2006年完钻的29H井即为部署于这类有利区带的典型井,该井投产后初期日产油96.8t,含水64.52%,其中含水63%～69%的采油期长达1年之久,甚至有3个月其含水均稳定在67%不变。

3.2 注重对特殊产状如“屋檐”型剩余油的挖潜

通过砂体“内嵌”夹层对油井开发效果影响的分析可知,砂体“内嵌”夹层模式Ⅱ类区会在一定分布范围的单层泥岩“屋檐”下形成局部剩余油富集区[5-6],这类特殊产状的剩余油我们称其为”屋檐”型剩余油。2006年领眼井28井首次证实了Z25油藏SL-13/16层和SL-19小层“屋檐”型剩余油的存在(储量规模总计在40×104t以上)。利用老井侧钻开采此“屋檐”型剩余油,侧钻井8H井投产后产油量从侧钻前的48.0t/d增加到128.0t/d,含水率从侧钻前的96%下降到84%,调整井取得很好的开发效果。2009年12月在对老井通过碳/氧比测井进行油层动用状况调查时发现,尽管Z25油藏的开发井6井和12井的SL-4和SL-5层已水淹,但由于厚度大于2m的内嵌夹层SL-6层的遮挡效应,其下伏油砂层SL-7依然处于未动用状态(图4)。SL-7层“屋檐”型剩余油有一定的规模,是未来挖潜的重要对象。

图4 Z25油藏在特高含水后期通过C/O测井发现的”屋檐”型剩余油分布

3.3 坚持反韵律底水油藏“完井贴顶”

LFY13-1油田Z37油藏为一反韵律块状底水油藏,在油砂体底部多发育粉砂质泥岩,这套致密层隔板[7-9]也会起到类似“内嵌”夹层模式Ⅲ类区中多套薄夹层对底水的遮挡效应。若再加上足够的避水高度,即水平井段“贴顶”完井,油井将会取得更长的低水采油期,从而大大延长油井的生命期。

2006年在实施加密调整井30H井的水平段完井时,考虑到井点剩余油柱高度只有5.0m,若在纯净的砂层部位完井,就不能保证5.0m的安全避水高度。为减缓底水锥进,在该井水平段钻进时制定了“完井贴顶”的原则,过程控制中即使钻头进入泥质砂岩也要保证完井轨迹尽量贴砂层顶部“走”。30H井投产初期含水在88%左右,但上升趋势异常缓慢(图5),油井动态表现良好,说明坚持反韵律底水油藏“完井贴顶”的技术对策是有效的。

图5 依据“完井贴顶”策略完成的水平井30H井生产动态

3.4 在特高含水期利用“海恩斯跳跃”机理挖掘低含水期难动用的Ⅳ类区

23H井位于砂体“内嵌”夹层模式Ⅳ类区,其早期试采未成功的原因是生产压差难以传递到 Z25油藏顶部的低渗透部位。特高含水期之前,水驱前缘距低渗透部位(即生产压差难递进区)的垂向距离超过5m,难以建立驱替能量的“接力”通道,低渗部位不能形成持续渗流压力场[10],但进入特高含水期后,这类生产压差难递进区已成为为数不多的剩余油富集区。据估算,仅在LFY13-1油田Z25油藏Ⅳ类区的剩余油储量规模就有470×104m3。

分析认为,利用“海恩斯跳跃”[11]可以在特高含水期将低含水期难动用的Ⅳ类区变“废”为“宝”,因此,选择在Z25油藏SL-1层的“甜点”区域(砂层相对发育部位)部署了调整井13H井(图6),并为确保产能最终完成水平段长650m。该井投产后日产油从侧钻前的31.8m3增加到220.85m3,含水从98%降为15%,成为对低含水期难动用的Ⅳ类区(生产压差难递进区)剩余油挖潜的一个成功案例。

图6 利用老井侧钻完成生产压差难递进区剩余油开采的效果(13H井)

4 结论

LFY13-1油田海陆过渡相油藏块状砂岩“内嵌”夹层存在4种模式:无夹层、单层稳定分布夹层、多套延伸范围有限与砂层互相叠迭的“网毯”式多孔介质系统、单个厚夹层。从井点砂体“内嵌”夹层对油井生产动态的影响来看,油井生产动态的好坏与“内嵌”夹层的产状,尤其是厚度和延伸范围关系很大。通过分析砂体“内嵌”夹层对油井开发效果的正面影响,提出坚持反韵律底水油藏“完井贴顶”及高含水期调整井尽量避开Ⅰ类区、多向Ⅲ类区挖潜的技术对策;通过分析准隔层类砂体“内嵌”夹层对油井开发效果的负面影响的机理,巧妙利用“海恩斯跳跃”效应,解决生产压差难递进区驱替能量的“接力”通道问题,成功地动用了准隔层之上的剩余油;通过对单层稳定分布夹层“屋檐”下旁通型剩余油的挖潜,可以进一步提高资源动用程度。

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(编辑:杨 滨)

Abstract:The“embedded”beds are geologically typical within a massive sandstone oil reservoir of continental-oceanic transitional facies,and they are one of the major factors to influence oil and water movements within such reservoirs.Four patterns of“embedded”beds have been recognized within Z25sandstone reservoir in LFY13-1oilfield,Pearl River Mouth basin,and their impacts on development effects of the reservoir are analyzed.According to the resulted knowledge,the technical countermeasures to fully employ the“embedded”beds have been presented for developing this reservoir, and locating a batch of adjustment wells has been successfully guided in the oilfield.

Key words:continental-oceanic transitional facies; massive sandstone oil reservoir;pattern of“embedded”bed;technical countermeasure of development

Impacts of“embedded”beds within a massive sandstone oil reservoir of continental-oceanic transitional facies on its development effect and related countermeasures

Zou Xinbo1Luo Donghong1Liu Yongjie1Yan Zhenghe1Li Yanping2Cheng Chuchuan1
(1.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,518067;
2.CA CT Operators Group,Guangdong,518067)

2009-12-28

邹信波,男,高级工程师,现主要从事井下增产措施评价和方案实施、海上油气田开发、油藏数值模拟及油气田开发中后期方案调整研究工作。地址:广东省深圳市蛇口工业2路1号海洋石油大厦B座11楼(邮编:518067)。