構(gòu)造巖性油藏注水開發(fā)特征及調(diào)整研究
——以青海油田七個(gè)泉油藏為例

陳河青，王新海 汪忠德

(油氣勘探開發(fā)與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長江大學(xué))，湖北 荊州 434023)(中國石化石油勘探開發(fā)研究院南京石油物探研究所，江蘇 南京 210014)

構(gòu)造巖性油藏注水開發(fā)特征及調(diào)整研究
——以青海油田七個(gè)泉油藏為例

陳河青，王新海 汪忠德

(油氣勘探開發(fā)與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長江大學(xué))，湖北 荊州 434023)(中國石化石油勘探開發(fā)研究院南京石油物探研究所，江蘇 南京 210014)

七個(gè)泉油藏為構(gòu)造巖性油藏，其主要特征為含油井段長，油層跨度長，儲層縱橫向非均質(zhì)極強(qiáng)，油層“薄、多、散、雜”，“四性”特征復(fù)雜多變，油氣富集規(guī)律不清。利用數(shù)值模擬方法與油藏工程方法對七個(gè)泉油藏的開發(fā)現(xiàn)狀和開采特征進(jìn)行深入研究，分析存在的主要問題，提出了相應(yīng)的調(diào)整策略。

構(gòu)造巖性油藏；開發(fā)特征；數(shù)值模擬；壓力異常

1 七個(gè)泉油藏開發(fā)特征

七個(gè)泉油藏位于青海省柴達(dá)木盆地西部南區(qū)，在構(gòu)造上屬于柴達(dá)木盆地西部坳陷區(qū)尕斯斷陷亞區(qū)，油藏儲層屬沖積扇沉積[1]。全部油藏分為2個(gè)區(qū)塊，Ⅰ區(qū)塊位于油藏西部的構(gòu)造高部位，Ⅱ區(qū)塊位于油藏東部的構(gòu)造低部位。1994年七個(gè)泉油藏投入試采開發(fā)，1995至1996年根據(jù)開發(fā)設(shè)計(jì)要求，按反九點(diǎn)法注采井網(wǎng)，其中VI油組為主力開發(fā)對象，不分開發(fā)層系開采整個(gè)油藏。七個(gè)泉油藏開發(fā)特征主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

1)單井無水采油期短，產(chǎn)量低 在82口油井中均投產(chǎn)即見水，而且單井產(chǎn)量低，日產(chǎn)在1～2t的井為56口。

2)天然能量不足，自噴井少 截止目前所鉆的106口油水井中，僅有10口井投產(chǎn)初期能自噴采油，而且產(chǎn)量遞減很快，自噴時(shí)間短，通常只有1～2月。

3)水平井產(chǎn)能低 七個(gè)泉油藏已鉆2口水平井，其中平1井投產(chǎn)日采油1.5t左右，目前已生產(chǎn)37個(gè)月，累積采油1516t，平2井投產(chǎn)日采油7t左右，但是遞減速度快，目前已累積采油4169t。

4)油田含水上升快 油井見水以后，含水呈明顯上升趨勢，含水上升率呈逐年加快的趨勢。油田1999年含水15%，2000年底含水24%，截至2008年底全油田含水65.3%，如不采取有效措施，七個(gè)泉油藏將很快進(jìn)入高含水期。

2 油田開發(fā)數(shù)值模擬手段

地質(zhì)模型的建立采用斯倫貝謝公司的Petrel軟件。網(wǎng)格類型為角點(diǎn)網(wǎng)格，油水井密集區(qū)采用了局部加密技術(shù)，模型網(wǎng)格總節(jié)點(diǎn)數(shù)為199864個(gè)。構(gòu)造模型及屬性模型均建立在測井解釋數(shù)據(jù)上，包括100余口井的井軌跡、小層數(shù)據(jù)、斷點(diǎn)數(shù)據(jù)、物性數(shù)據(jù)、單砂層頂?shù)酌鏀?shù)據(jù)、砂巖厚度、有效厚度以及巖性數(shù)據(jù)等。

2.1生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合

通過對建立地質(zhì)模型和數(shù)值模擬模型所用到的測井解釋資料以及實(shí)驗(yàn)室?guī)r心、流體分析資料的分析，認(rèn)為孔隙度、有效厚度、巖石壓縮性、流體PVT參數(shù)等為確定性參數(shù)，修改范圍極小，滲透率、相對滲透率曲線等位為不確定性參數(shù)，可以進(jìn)行較大范圍修改[2]。擬合指標(biāo)主要為壓力、累積采出量、含水率等參數(shù)[3]。通過反復(fù)擬合，表明該地區(qū)斷層為封閉斷層，Ⅱ區(qū)塊早期存在弱的邊水侵入。

2.2歷史擬合后對開采特征的認(rèn)識

圖1 油藏壓力擬合曲線

歷史擬合完成后，筆者認(rèn)為壓力擬合變化趨勢與油田實(shí)際測壓資料相符合(見圖1)。分析擬合過程中所調(diào)參數(shù)，對七個(gè)泉油藏的開采特征有以下幾點(diǎn)認(rèn)識：①七個(gè)泉油藏存在9條斷層，從數(shù)值模擬歷史擬合看，斷層封閉時(shí)，Ⅰ區(qū)塊6-4和6-6井產(chǎn)量和含水能夠得到較好擬合。說明斷距10m以上的斷層均是封閉性斷層。②七個(gè)泉油藏東部存在邊水，在未實(shí)施人工注水補(bǔ)充能量時(shí)，在數(shù)值模擬的過程中添加邊水，Ⅱ區(qū)塊4-9和5-9 井?dāng)M合效果更好，后期實(shí)施人工注水補(bǔ)充能量后邊水侵入迅速下降。③在數(shù)值模擬過程中采用了示蹤劑追蹤，模擬結(jié)果表明，注水井存在嚴(yán)重的單層突進(jìn)，油井動用程度低，主力產(chǎn)層為Ⅵ油組部分小層。

3 數(shù)值模擬結(jié)果分析

3.1注采比與地層壓力、水侵量的關(guān)系

以年為時(shí)間單位，計(jì)算出各年的水侵量和注采比。作出注采比與水侵量、地層壓力之間的關(guān)系曲線，見圖2和圖3。從圖2可以看出，油藏投產(chǎn)初期，由于油井逐漸增多，產(chǎn)液量上升，水侵量也逐漸增大，當(dāng)1999年開始實(shí)施大面積的注水以后，水侵量快速降低，到2002年已經(jīng)趨近于0。七個(gè)泉油藏由于邊水能量小，再加上受斷層的影響，水侵對Ⅰ區(qū)塊油井的生產(chǎn)狀況沒有影響，但是在油藏投產(chǎn)初期邊水侵入對II區(qū)塊油井的產(chǎn)量影響較大。從圖3中可以看出，1995年投產(chǎn)以后地層能量迅速下降，從1995年到 1999年由原始壓力10.3MPa已迅速下降到5.7MPa。1999 年大面積實(shí)施注水以后，日注水量由1997年的120m3迅速上升到1999年的360m3，地層壓力有所回升，2000年以后注采比保持1.2左右，地層壓力保持穩(wěn)定，并略有上升。

圖2 水侵量與注采比關(guān)系 圖3 注采比與地層壓力關(guān)系

3.2壓力平面分布規(guī)律

圖4 Ⅵ油組7～9小層壓力分布圖

根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果，從目前地層壓力分布圖(圖4)分析，由于邊水能量微弱，進(jìn)行早期人工注水補(bǔ)充能量開發(fā)，采用反九點(diǎn)面積注水方式，在注水井井區(qū)形成明顯的高壓區(qū)，地層壓力10.0～13.0MPa左右，靠近Ⅱ區(qū)塊邊水附近井區(qū)壓力也相對較高。形成局部異常高壓的原因主要有：①斷層為封閉性斷層，注入水受到斷層的遮擋，當(dāng)2條斷層將注水井夾在中間時(shí)容易形成異常高壓區(qū)，這種類型的井主要有Ⅰ區(qū)塊6-1井和新6-3井。②沉積作用的影響。七個(gè)泉油藏砂體主要為沖積扇沉積，連片性差，砂體小。當(dāng)一個(gè)砂體只注不采或只采不注時(shí)，容易形成局部壓力異常，Ⅰ區(qū)塊4-1井就屬于這種類型。

3.3剩余油分布規(guī)律

從剩余油飽和度分布圖(圖5和圖6)可以看出，在注水井井區(qū)剩余油飽和度低，其他區(qū)域剩余油飽和度高，水淹程度低，剩余油連片分布。

剩余油分布存在以下特征：①注采系統(tǒng)的完善程度控制著剩余油的分布。注采系統(tǒng)對儲量的控制程度、注采系統(tǒng)和儲層的配伍性及邊水能量的大小決定了油藏的剩余油分布規(guī)律。②儲層非均質(zhì)性是影響剩余油分布規(guī)律的主要因素，七個(gè)泉油藏平面上砂體變化大，透鏡體多，縱向上油層多，合層開采，層間滲透率級差大，多數(shù)油層處于彈性動用或未動用狀態(tài)，注入水平面波及系數(shù)較小，大部分區(qū)域剩余油富集。③注水井與注水井之間形成滯油區(qū)，這是由于注水井之間兩側(cè)驅(qū)動水的推進(jìn)，兩條水線尚未相接時(shí)，在水線前緣間形成剩余油區(qū)域。例如Ⅵ油組15小層Ⅰ區(qū)塊的4-3、4-5、4-7、4-9、6-9、6-11之間出現(xiàn)明顯的滯油區(qū)(圖6)。這種剩余油分布特征與油藏的井網(wǎng)完善程度密切相關(guān)，隨注入水的不斷推進(jìn)，水線逐漸靠近，剩余油分布形態(tài)將由條帶狀逐漸演變?yōu)閮啥舜?，中間細(xì)的葫蘆狀，最后被分割開來，在兩端形成片狀。

圖5 Ⅵ油組7-9層2008年底剩余油飽和度分布圖 圖6 Ⅵ油組15層2008年底剩余油飽和度分布圖

4 調(diào)整策略

1)在深入進(jìn)行地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上完善注采對應(yīng)性，提高水驅(qū)控制程度。

2)在技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上許可條件下盡可能實(shí)施分層注水，同時(shí)可考慮周期注水以提高水驅(qū)動用程度。

3)高含水井可實(shí)施關(guān)井或轉(zhuǎn)注，存在嚴(yán)重突進(jìn)的水井實(shí)施堵水措施，從而提高注入水利用率。

4)由于七個(gè)泉油藏油組多，含油井段長，在經(jīng)濟(jì)評價(jià)許可的條件下可細(xì)分開發(fā)層系，提高最終采收率。

[1]高長海，查明.柴達(dá)木盆地北緣斷裂與油氣聚集[J].石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào))，2007，29(1)：11～15.

[2]韓大匡.油藏?cái)?shù)值模擬基礎(chǔ)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1991.

[3]喻高明，凌建軍，王家宏，等.氣頂?shù)姿筒亻_采特征及開發(fā)策略[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào))，2007，29(6)：142～145.

[編輯] 李啟棟

2009-05-12

陳河青(1985-)，男，2007年大學(xué)畢業(yè)，碩士生，現(xiàn)主要從事油藏開發(fā)方面的研究工作。

TE341

A

1673-1409(2009)03-N068-03