塔河油田四區(qū)主力縫洞單元油水界面分析

任愛軍 （西北油田分公司塔河采油三廠，新疆 輪臺841604）

塔河油田四區(qū)主力縫洞單元油水界面分析

任愛軍 （西北油田分公司塔河采油三廠，新疆 輪臺841604）

塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性突出，基質(zhì)不具有儲滲能力，儲集空間主要為裂縫和溶洞，油水重力分異速度快，油水分布關(guān)系復(fù)雜，油水界面具有一定的差異性。油水界面的研究和趨勢分析，對研究碳酸鹽巖剩余油的分布，油水分布關(guān)系等具有非常重要的意義。針對塔河油田四區(qū)主力縫洞單元S48縫洞單元，采用壓力梯度等方法確定了四區(qū)主力縫洞單元原始油水界面，以產(chǎn)液剖面結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料預(yù)測油水界面變化趨勢的方法。

縫洞型油藏；油水界面；壓力梯度；產(chǎn)液剖面；生產(chǎn)動態(tài)

塔河油田四區(qū)奧陶系主要分為S48、S65兩個主力縫洞單元［1］及T403－TK469二井組縫洞單元。S48縫洞單元總井?dāng)?shù)25口，開井22口 （其中油井12口，注水井10口），日產(chǎn)液687t，日產(chǎn)油305t，綜合含水55.6%，日注水1150m3，累計注水141.29×104m3，累積產(chǎn)油331×104t，采油速度0.62%，采出程度10.8%；含水＞80%的高含水井和長關(guān)井2口，占0.08%；日產(chǎn)＜5t的低產(chǎn)井和長關(guān)井2口，占0.08%。S65縫洞單元總井?dāng)?shù)13口，開井7口 （其中油井5口，注水井2口），日產(chǎn)液96t，日產(chǎn)油56t，綜合含水46.4%，累積產(chǎn)油78.2×104t，采油速度0.49%，采出程度15.4%。高含水井關(guān)2口和停注井6口，占總井?dāng)?shù)的46.2%。

由于縫洞型碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性突出，基質(zhì)不具有儲滲能力，儲集空間主要為裂縫和溶洞［2］，油水重力分異速度快，油水分布關(guān)系復(fù)雜，油水界面具有一定的差異性。油水界面的研究和趨勢分析，對研究碳酸鹽巖剩余油的分布、油水分布關(guān)系等具有非常重要的意義。

1 塔河油田四區(qū)油水界面確定

原始流體界面實際上不是一個截然分界面，儲層內(nèi)兩種流體在縱向上是一種漸變過渡接觸關(guān)系，一般存在一個過渡段。油水接觸關(guān)系同樣存在過渡段，但一般厚度較小，可以忽略不計。確定原始油水界面的方法有很多，主要包括現(xiàn)場資料統(tǒng)計法，測井解釋法、實驗室測定法以及其他的間接計算法等。這里主要嘗試用壓力資料求取原始油水界面的方法，對塔河四區(qū)的原始油水界面進行分析和計算。

S48縫洞單元各井均未直接鉆遇水層，DST測試等試油資料也未顯示鉆遇水層。從該單元的鉆井井深來看，鉆井最深的是TK426井 （完鉆井深5660m，人工井底5580m），其次為TK411井 （完鉆井深5622m，人工井底5501m）、TK408井 （完鉆井深5600m，人工井底5480m）、T402井 （完鉆井深5602m）以及TK429井 （完鉆井深5600m，人工井底5519m）。TK426井測井解釋5545～5567.5m為油氣層，錄井顯示5564～5590m有良好的油氣顯示，T402井測井解釋5548.4～5598.0m為裂縫較發(fā)育的油氣層；TK411井測井資料顯示5598.0～5609.0m為裂縫較發(fā)育的油氣層。其他井也都未出現(xiàn)水層段，錄井都有油氣顯示，說明該單元5600m以上可能都是產(chǎn)油段，也就是該單元的純油段。選取了該單元幾口生產(chǎn)層段較深的井，對見水情況做了分析 （表1），T402井完鉆井深5602m，自然投產(chǎn)104d后見水，說明原始油水界面應(yīng)該在5602m以下。TK426井完鉆井深5660m，人工井底5580m，投產(chǎn)見水，由于該井為酸壓投產(chǎn)井，可能是壓開連接水體的裂縫而出水，油水界面的位置不能確定。所以，通過生產(chǎn)資料初步判斷，原始油水界面應(yīng)該在5602m以下。

表1 S48縫洞單元生產(chǎn)井段較深井生產(chǎn)情況

2 壓力法預(yù)測油水界面

為了反映S48縫洞單元的原始油水界面，就必須測到在該單元不同深度油、水的原始地層壓力。由于塔河油田四區(qū)沒有直接鉆遇的水層，其水層原始壓力及梯度值無法確定。選取了鄰區(qū)幾口鉆遇并測試為水層的井，經(jīng)過篩選，選取了以下幾口井的水層靜壓及其深度值 （表2），在單元油層原始壓力的選取上，由于很多井開井生產(chǎn)時間較晚或生產(chǎn)一段時間才測試地層壓力，此時的地層壓力已經(jīng)代表不了單元的原始地層壓力，只能作為該單元的目前地層壓力；為反映單元的原始油層壓力及梯度情況，選取了該單元早期4口井的測壓資料。由壓力梯度法原理可以繪制油和水的梯度圖，2條直線的交點即原始油水界面的位置 （圖1），S48縫洞單元2條梯度線的交點，5670m處即S48縫洞單元的原始油水界面位置。

圖1 塔河油田四區(qū)組要縫洞單元壓力梯度法交會圖

表2 S48縫洞單元區(qū)域壓力梯度法計算油水界面

分析了S48縫洞單元10口井20井次的產(chǎn)液剖面。T401井的3次測試均反映主產(chǎn)層在上部，同時隨著累計產(chǎn)液量增大，主產(chǎn)層的含水逐漸上升，說明水體在向上推進。TK440井的4次測試主產(chǎn)層段都在下部，分層產(chǎn)液量、產(chǎn)水量說明隨著生產(chǎn)的時間下部產(chǎn)層段產(chǎn)水逐漸增多，有水體推進的特征。

根據(jù)產(chǎn)液剖面的測試結(jié)果，結(jié)合測試期間的含水率，采用上述方法估算了S48縫洞單元投產(chǎn)至今油水界面的深度（表3）。同時結(jié)合原始油水界面位置，繪制了估算的油水界面海拔按照含水率變化的曲線圖 （圖2）。從圖中可以看出，S48縫洞單元隨著含水率動液面在一個區(qū)間內(nèi)變化，總體上來說初期油水界面上升較快，反映了水竄的特征；在含水40%～70%階段油水界面上升平緩，在80%以后油水界面還存在快速推進的特征。用曲線擬合方程預(yù)測了S48縫洞單元油水界面的變化趨勢。

表3 塔河油田四區(qū)S48縫洞單元估算油水界面數(shù)據(jù)表

圖2 S48縫洞單元油水界面隨含水率變化曲線圖

3 結(jié) 論

1）采用壓力梯度等方法確定了塔河油田四區(qū)區(qū)主力縫洞單元原始油水界面，認為S48單位具有相對統(tǒng)一的油水界面，原始油水界面深度在5670～5734m之間。

2）提出了以產(chǎn)液剖面結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料預(yù)測油水界面變化趨勢的方法，對油水界面變化趨勢進行了定量描述。

［1］焦方正.塔河油氣田開發(fā)研究論文集 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006.

［2］陳元千.油氣藏工程實用方法 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

TE344

A

1000－9752（2011）06－0315－03

2011－03－05

任愛軍 （1978 ），男，2000年成都理工學(xué)院畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)管理工作。

［編輯］ 蘇開科