萨北开发区西部断层区精细挖潜模式

2016-09-02陈奋

长江大学学报(自科版) 2016年17期

关键词：新井钻遇核销

陈奋

(中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆 163113)

萨北开发区西部断层区精细挖潜模式

陈奋

(中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆 163113)

萨北开发区西部断层较为发育，共发育大小断层49条，占全区断层总数的71%。针对断层区存在注采关系不完善、地层压力低、动用程度低等问题，从构造特征认识和挖潜方式优化两个方面入手，形成了井震结合、综合验证、分类优化、配套挖潜的断层区整体挖潜模式，指导断层区注采系统调整、高效井设计，优化断层区注采参数和配套措施挖潜，取得了累计增油42.2×104t的好效果。

断层区；井震结合；精细挖潜模式

1　研究区概况

萨北开发区纯油区西部位于大庆长垣萨尔图油田北部背斜构造西翼，区域构造较为平缓，地层倾角1～3°。油层部位共有大小断层49条，均属正断层，断层倾角60～89°，断层延伸长度0.2～2.9km，断距0.8～93.2m。

2　断层区存在的主要问题

断层区主要存在3个方面问题：

一是注采关系不完善。断层区综合考虑套损、钻遇断点后可调厚度减少等因素，采取非均匀布井[1]，部署井位一般选择在距离断层大于100m处，且以油井为主，井网完善程度低，水驱控制程度只有82.7%，多向连通比例仅为19.8%，分别较全区低10.8和10.4个百分点。

二是地层压力水平低。同时受油水井数比偏高、局部区域注采关系不完善等因素影响，注水井负担重,地层压力水平较低，平均地层压力只有10.86MPa，总压差为-0.24MPa。

三是断层区动用程度低。采油井含水率较低，较非断层区域低1.7个百分点，但单位有效厚度累计产油量较其他区域低1002t/m[2]。

3　断层区整体挖潜模式

通过对断层区存在具体问题的分析，从构造特征认识和挖潜方式优化两个方面入手，通过开展井震结合断层解释，结合动态监测和新井解释资料，落实断层空间展布形态，建立精细三维构造模型，分类分析断层区不同部位井网特点和剩余油分布，优化精细挖潜方式，形成了井震结合、综合验证、分类优化、综合挖潜的断层区整体挖潜模式，见到了好的开发效果。

3.1井震结合

开展井震结合断层再认识，以震控形态、井定位置的原则，通过局部放大解释小断层及地层产状变化，整体缩小追踪大断层的发育形态[3]，用纵向分辨率较高的井断点准确地确定断层空间位置，实现测井断点、地震断面及属性体的精细匹配，明确断层空间展布，有效组合断点，完成断点重组和断层归位。落实研究区8个油层组顶面断层分布，共解释断层49条，与原认识相比，断层数量增加28条，其中新发现孤立断层24条，8条大断层碎裂成20条，核销断层8条。断层走向和倾向基本一致，但在组合关系及延伸长度方面变化较大，断层更为破碎，增加和完全核销的断层多为小断层(图1)。建立区块井震结合三维构造模型(图2)，断点组合率由86.2%提高到96.3%，断层空间形态展布更加清晰。

图1　研究区井震结合断层解释　　　　图2　研究区井震结合构造模型

3.2综合验证

主要是对井震结合前后变化较大和新组合的断层开展分析验证。

1)通过脉冲试井、示踪剂及井组动态资料分析验证重点验证井震结合前后断层核销部位。以55#断层为例：井震结合后将55#断层中部核销，将原组合到55#断层的17个断点重组至两侧的75#、76#、78#断层。为了验证井震结合后55#断层认识的可靠性，在北2-21-426井组开展示踪剂试验：北2-21-426井作为示踪剂注入井，与其位于55#断层同侧的北2-21-425井和位于断层另一侧的北2-21-427井作为监测井，结果显示2口监测井全部见到示踪剂，证明注入井和2口采油井均连通，说明55#断层中部的确是不存在的，原认识断点组合有误(图3(a))。

2)应用新钻井解释资料验证重点验证断层核销部位及断层尾部走向。以78#断层为例：井震结合后断层首部核销，尾部形态也发生变化。在78#断层首部核销部位部署新井B2-340-P38，未钻遇断点，证明断层首部核销正确；在断层尾部部署新井B2-361-P53，从地震剖面预测该井将在高二油层组钻遇断点，但从实钻情况来看，该井在高一油层组已提前钻遇断点，由此调整了78#断层在高二油层组顶面的分布形态(图3(b))。

图3　井震结合解释断层验证

图4　断层区分类挖潜对策优化

3.3分类优化

根据井震结合断层再认识结果，综合考虑区块井网和砂体发育特点，分类优化了断层区不同部位的挖潜对策。

1)在断层发生变化且原井网注采不完善区域，实施注采系统调整，采取补充钻井和转注相结合完善注采关系(图4(a))。

2)在断层发生变化但井网完善区域，通过注水井调整协调压力系统，同时采取补孔、压裂等挖掘单砂体剩余油潜力(图4(b))。

3)在断层边部剩余油富集区域，采取钻打大位移定向井实施精准挖潜(图4(c))。

3.4配套挖潜

配套挖潜形成了断层区分类挖潜方式的具体实施方法和原则。

3.4.1断层区注采系统调整

采取新钻、转注等措施，提高井网控制程度，增加多向连通比例，既要综合考虑与现井网衔接关系以有利于井网的后期综合利用，又要防止断层区套损，部署井位要与断层保持一定的距离(一般油井为50m，水井为100m)，且纵向上距断点5m以内油层不射孔。

图5　纯油区西部各层系注采系统调整做法

图6　大位移定向井示意图

研究区共新钻井184口，转注35口，转采9口，其中断层区新钻井69口，转注9口[4](图5)，调整后断层区水驱控制程度由80.1%提高到89.5%，提高了9.4个百分点，多向连通比例提高了9.8个百分点。断层区39口新投油井初期平均日产油7.6t，是非断层区新井的2.5倍，含水率87.2%，较非断层区新井低6.1个百分点。截止到2015年12月，纯油区西部注采系统调整新井已累计产油37.23×104t。

3.4.2断层区油水井措施挖潜

一方面，通过断层区注水井注入参数优化，协调断层区压力系统。低压注入井采取方案提水、措施增注方式，稳步恢复地层压力，年压差不超过0.3MPa。高压注入井采取方案降水、周期注水[5]，同时结合采油井提液，释放地层能量。共实施注水井优化调整235口，日注水量增加1754m3，断层区目前地层压力保持在原始地层压力附近，较2012年上升了0.24MPa,同时断层两侧压差得到有效调整，2015年萨尔图层系、葡Ⅱ高台子层系断层两侧压差分别为1.03MPa和0.18MPa，较2012年分别下降了1.22MPa和0.31MPa，为断层区套损防护提供了保障。

另一方面，做好采油井措施优选，提高断层区动用程度。明确了断层区措施安全距离为50m，对于压裂井，距离断层50m采取短宽缝方式压裂，距离断层70m以上采取普通、多裂缝压裂；对于补孔井，局部区域可考虑跨层系补孔。共实施压裂、补孔井33井次，累计增油3.47×104t。

3.4.3断层区大位移定向井部署

以往通过在断层边部部署直井，难以达到充分挖潜断层边部剩余油的目的，其原因是由于考虑到断层存在倾角，处于断层下降盘的直井，井轨迹中下部与断层的距离逐步缩小，油井控制的采油面积也逐步减少,而且中下部油层容易钻遇断层，造成钻遇厚度缺失。而处于断层上升盘的直井，虽不钻遇断点，但井轨迹中下部与断层的距离逐步增加，断层中下部的剩余油难以动用。而钻打大位移定向井，其优点是井轨迹与断面始终保持恒定距离，既能保证不钻遇断点，又可增加各单元可调厚度，能够有效动用所有单元断层边部剩余油(图6)。因此，研究区确定了“贴近断面、完善注采、全层穿透、分段开采”的大位移定向井挖潜思路，在设计过程中做到“四个结合”：一是结合精细构造模型，明确断层空间展布形态；二是结合剩余油分析，确定潜力井区(根据取心井、新井水淹解释、数值模拟研究成果及井组注采关系分析，明确断层区剩余油富集部位，同时确保投产后能与原井网注入井形成注采关系)；三是结合多学科油藏研究，优化设计参数(多方案对比优化大位移定向井井口位置、与断面距离等设计参数)；四是结合储层精细解剖，确保单井钻遇厚度(精细刻画砂体空间展布，在保证定向井避开已有井点控制范围的前提下，优先部署在砂体厚度大、物性好的部位)。

在纯油区西部71#、75#、76#、78#、81#断层区部署9口大位移定向井,目前已完钻4口，井轨迹与断层面距离保持在45～50m，平均单井钻遇砂岩厚度123.8m，有效厚度73.5m，按照逐步上返射孔原则，初期射孔目的层葡Ⅱ高台子油层平均单井钻遇砂岩厚度46.9m，有效厚度21.5m，射开砂岩厚度35.3m，有效厚度18.3m。投产后初期平均单井日产液32.6t,日产油22.6t,含水率30.5%，截止到2015年12月累计产油1.5×104t，取得了较好的挖潜效果。