Z油田阜宁组岩性油藏高效开发对策

2023-03-06

Z油田阜宁组油藏的勘探始于20世纪70年代, 属于典型的低渗小断块油藏, 至21世纪初开始投入规模开发, 但同一构造背景下储层的差异性发育限制着开发工作的进行, 前期多口相邻开发井出现主力油层砂体厚度、物性特征差异较大, 表明沉积相展布控制着储集层的非均质性[1], 从而影响着油藏的有效合理开发。此次研究通过综合该区主力油层组地震反演、地质及试油试采资料, 深入剖析油藏滩坝砂平面展布特征, 提出采用水平井进行合理井网布署, 取得了良好的效果。

1. 区域地质概况

Z油田位于苏北海安凹陷西部曲塘次凹的北部陡坡带, 为油气富集的有利区带。北部陡坡带位于大断裂的下降盘, 是一个由边界断层控制, 多级断层复杂化的大型鼻状构造, 地层倾角30-50度, 南部缓坡带地层倾角15度左右, 埋深2500-3500米, 油气储量主要富集于下第三系阜宁组三段, 主要发育III砂组, 为滩坝砂沉积, 储层横向变化大, 展布规律不清。

2. 储层分布规律

2.1 沉积环境

通过对区内多口井岩心的观察研究, 对比其岩性特征、生物特征、沉积构造以及水动力条件, 认为储层发育环境与东营凹陷砂四段滩坝砂沉积类似[2]。其砂岩储层以细砂岩和粉砂岩为主, 通过对样品的粒度分析 (表2-1) , 可以看出阜三段砂岩具有分选好, 磨圆好的特点, 反映出远源沉积的特征。

Z油田阜三段砂岩总体上颗粒粒度细, 杂基含量较高, 剖面结构向上变细的正韵律不发育, 表明与流水成因关系不大。岩芯上见大量的生物扰动构造、水平层理、透镜状层理、沙纹层理、脉状层理及平行层理, 未见冲刷面及大型交错层理, 说明沉积时整体处于较弱的水动力条件。阜三段砂岩中藻屑易见, 表明河流的注入不强。在粒度分析图上阜三段砂岩沉积物在搬运过程中均以跳跃搬运为主, 其次为悬浮搬运, 滚动搬运组分极少, 说明其水动力条件相对较弱。图2-1趋势线分段明显, 说明其结构成熟度较高, 距离物源远。

在岩相分析的基础上, 结合测井相、粒度分析和区域地质资料综合分析, 表明研究区阜三段为典型的浅湖亚相沉积, 根据不同砂体所受的不同的水动力条件, 可以划分为坝砂、滩砂和浅湖泥三个沉积微相。坝砂是砂质滩坝沉积的主体部分, 砂质层较少但沉积厚度大, 一般在2-5m左右, 沉积物的结构成熟度和成分成熟度最高, 表现为自然伽马值低, 曲线形态呈漏斗形或箱形, 电阻率一般为高值;滩砂呈席状发育于坝砂体两侧水位相对较深的位置, 以频繁的砂泥互层为主要特征, 粒度较坝砂细, 表现为中低伽马值, 曲线形态呈尖峰齿形或指形, 电阻率为中值;浅湖泥是指分布在坝砂体与滩砂体之间水体较深部位 (往往在浪基面以下) 的泥质沉积物, 自然伽马呈高值, 电阻率表现为低值[3] (图2-2) 。

2.2 滩坝砂剖面特征

曲3-1至曲2井剖面围绕曲塘凹陷中心延伸, 从剖面 (图2-3) 中可以看出, 该地区中的Ⅲ砂组依然具有频繁沙泥互层的特征, 厚度2-5m, 砂体厚度向曲塘区块方向有变薄的趋势, 相对张家垛地层, 砂体的质量相对较好, 坝砂明显增加, 说明其水体的深度较之更深, 曲塘区块滩砂发育, 仅在顶部发育一层坝砂, 说明曲塘区块水体更深。

2.3 储层平面展布预测

针对滩坝砂沉积这类隐蔽油藏, 开展了地震反演研究, 选取随机反演作为本次预测的手段, 其原理是以地质框架模型、测井和地震资料为基础, 以层为单位, 利用储层参数的空间分布规律和空间相关性进行随机反演, 最终生成既满足测井资料和地质统计特性, 又满足地震资料的储层参数模型。

通过对不同反演参数的对比测试, 选取子波类型为地震提取子波、子波相位0度、长度100ms、最大迭代次数10000、CDF分级50、全局相关系数最大0.95为最终参数。

利用未参与反演钻井Q3、Q2-2HF井对叠后反演结果进行检验, 图2-4为过Q3-Q2-2HF井反演剖面与GR曲线标定图。在目的层段内, 从井点处分析, 目的层段的砂体在反演剖面上有很好的反映, 纵向上分辨率较高, 与井曲线表现出来的特征基本吻合, 横向上砂体延伸范围及厚度的变化都能够很好地识别。

在反演得到阻抗数据体基础之上, 把测井解释砂岩的结果做为过滤砂体的门槛值进行砂体过滤, 在地质层位控制之下来通过时间厚度与砂岩速度来计算砂岩厚度, 再用已知井砂岩真厚度进行砂体厚度校正来得到阜三段III砂组砂岩厚度分布图 (图2-5) 。可以看出III砂组厚度较薄, 砂体厚度主要集中在5-15m之间, 厚度较大区域集中在Z2-2B井以南, Z3B井以南, 预测的砂体分布也映证滩坝砂的非连续性分布特征。

3. 开发方式分析

在对储层较为发育的地区进行井网布署, 同时结合区内10口井取心段物性统计分析及测井物性解释, 发现阜三段储层孔隙度比较高, 平均值为18.2%, 无明显峰值, 孔隙度在14-20%的占比达到66%, 低值所占比例较小, 为中孔;渗透率平均值6.5×10-3μm2, 渗透率小于5×10-3μm2的要占64%, 低值起到了主导地位, 为低渗储层[4], 所以前期直井大部分测试及试采产量偏低, 考虑到纵向上油层存在多而薄, 隔层较厚且稳定的特征, 采用压裂的方式进行开发, 同时在数值模拟的基础上对直井、大斜度井、水平井井型进行了采出程度对比分析, 得出结果在注水开发时, 水平井采出程度最高, 达到近15%, 将多段压裂缝等效多口直井的泄油面积, 实现一口井代替多口的目的。

针对水平井压裂参数进行了一系列优化, 裂缝越长产量越高, 但增幅逐渐减小, 而从施工难度和投资考虑, 特定的地层存在一个最佳施工参数, 对不同情况下的水平段长度、压裂裂缝长度、合理井距及夹角大小进行了论证分析, 得出水平段长度550-650m、裂缝长度120m、井距300-350m、水平井与裂缝夹角90度为井网最优化参数, 由于人工裂缝基本垂直于最方主应力方向, 水平井方位以平行最大主应力方向为宜。 (图3-1) 。