邊底水塊狀油藏剩余油分布研究與應(yīng)用

唐 韻

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009)

陳堡油田K2t13為蘇北盆地典型的邊底水塊狀油藏，進(jìn)入高含水期后暴露出三點同類油藏的共性問題：1)受沉積、隔夾層、不整合面、開發(fā)方式等多因素影響，油水運動規(guī)律復(fù)雜，剩余油數(shù)模預(yù)測結(jié)果與實鉆不符；2)地質(zhì)認(rèn)識不足以支撐現(xiàn)階段的動態(tài)分析，注入示蹤劑資料顯示，相同層位基本等距的一線受效井見效時間差異大；3)常規(guī)劈產(chǎn)方法不適合水平井和常規(guī)井組合開發(fā)、邊底水復(fù)合驅(qū)動的厚層塊狀油藏。要明確調(diào)整潛力，當(dāng)務(wù)之急是立足新認(rèn)識新方法評價剩余油。目前，剩余油主要通過油藏工程法和數(shù)值模擬法實現(xiàn)定性定量評價[1-5]，但受油藏特征和開發(fā)方式限制，常規(guī)的產(chǎn)量劈分方法和地質(zhì)建模手段適用范圍較小。因此，針對邊水和次生底水復(fù)合驅(qū)動的塊狀油藏，建立一套適用性強(qiáng)的剩余油研究方法對制定針對性調(diào)整對策，提高井位準(zhǔn)確率具有重要意義。

1 儲層構(gòu)型研究

系統(tǒng)描述巖心劃分微相類型，對全區(qū)78口井開展了單井相解釋，通過剖面相和平面相展布規(guī)律研究建立了全區(qū)沉積相模式。沉積微相類型由原先的2類細(xì)化為11類，見表1。新認(rèn)識較好地支撐了動態(tài)分析：示蹤劑解釋結(jié)果[6]顯示陳3-93井組同樣生產(chǎn)K2t13-3的基本等距的一線受效井陳3-27和陳3-115井見效時間差異較大，原認(rèn)識無法解釋這一動態(tài)矛盾，從新認(rèn)識的相圖上可以看到見效快的陳3-115井與注水井陳3-93井處于同一水道，見效慢的陳3-27井位于間灣泥巖相帶，見圖1。

表1 陳堡油田K2t13沉積微相類型

圖1 陳堡油田K2t13-3沉積微相

沉積微相研究可以反映砂體的宏觀非均質(zhì)性，但平面上看似連片的砂體其實是多種成因砂體的符合體，為滿足現(xiàn)階段剩余油研究的需要，須從識別單一微相砂體入手，逐步解剖符合砂體內(nèi)部的構(gòu)型特征。采用層次分析和要素分析法，從單井、剖面、平面到三維空間逐步解剖砂體內(nèi)部的構(gòu)型特征，最終形成K2t13構(gòu)型建模。

控制構(gòu)型單元的因素包括異成因(導(dǎo)致異旋回)和自成因(導(dǎo)致自旋回)兩個方面。異旋回控制著地層內(nèi)部的期次，而自旋回作用則控制著同一期次內(nèi)部的構(gòu)型單元的分布。由此，本次構(gòu)型將復(fù)合疊置方式分同期與不同期展開研究，分析歸納出表2中的2大類4亞類13小類的構(gòu)型單元疊置模式，合理解釋了井間砂體對應(yīng)但因疊置模式差異存在滲流屏障，從而注水不見效等動態(tài)矛盾。

表2 陳堡油田K2t13構(gòu)型單元疊置模式

2 儲量動用評價

2.1 儲量動用評價方法

K2t13是邊底水塊狀油藏，其水侵機(jī)理體現(xiàn)為Ⅰ、Ⅱ亞段受亞段間穩(wěn)定發(fā)育的夾層影響，以邊水侵入的驅(qū)替為主；Ⅲ亞段因邊水沿剝蝕面侵入產(chǎn)生次生底水，為底水加邊水的復(fù)合驅(qū)替。針對這類油藏，劃分單井的驅(qū)動階段是儲量動用評價的前提：常規(guī)劈產(chǎn)方法在邊水驅(qū)階段適用，而底水驅(qū)階段需結(jié)合夾層封擋性分析縱向動用狀況。

本次研究采用水油比及水油比導(dǎo)數(shù)的曲線形態(tài)評價水侵模式的方法[7]，作為劃分驅(qū)動階段的依據(jù)。由底水錐進(jìn)造成的油井出水，雙對數(shù)坐標(biāo)下，其水油比(WOR)隨著開發(fā)時間延長逐漸增加，但增長幅度逐漸減小，后期曲線趨于定值；而水油比導(dǎo)數(shù)(WOR′)隨著開發(fā)時間延長逐漸降低，即WOR′曲線的斜率基本上為負(fù)值，見圖2。由邊水(平面水驅(qū))突進(jìn)造成的油井見水，在雙對數(shù)坐標(biāo)下，其水油比(WOR)隨著開發(fā)時間延長而逐漸增加，增長幅度基本保持不變；而水油比導(dǎo)數(shù)(WOR′)隨著開發(fā)時間的延長也逐漸增加，即WOR′曲線的斜率基本上為正值，見圖3。

圖2 底水突進(jìn)油井水油比及水油比導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線

圖3 邊水推進(jìn)油井水油比及水油比導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線

在明確單井驅(qū)動階段的基礎(chǔ)上，水平井、Ⅲ亞段常規(guī)井的邊水驅(qū)階段以及Ⅰ、Ⅱ亞段的常規(guī)井依據(jù)BH值劈分產(chǎn)量；水平井、Ⅲ亞段常規(guī)井的底水驅(qū)階段，綜合產(chǎn)能、水侵規(guī)律、夾層封擋等確定縱向動用砂體，再依據(jù)KH值劈分產(chǎn)量。具體劈產(chǎn)流程見圖4。圖中K為油層有效滲透率，μm2；H為油層有效厚度，m；B為吸水強(qiáng)度，m3/(m·d)。

圖4 陳堡油田K2t13產(chǎn)量劈分流程

實踐證明，該方法在邊底水復(fù)合驅(qū)動的中高滲厚層砂巖油藏適用性較好。以陳3平1井為例，該井位于8號砂體高部位，根據(jù)水油比導(dǎo)數(shù)曲線特征劃分驅(qū)動階段，由于砂體間無夾層遮擋，底水驅(qū)階段實際動用8-11號砂體，結(jié)合靜態(tài)資料將產(chǎn)量劈分至8-11號砂體。2014年11月在陳3平1井區(qū)實施了側(cè)陳3-37A井，實鉆顯示10,11號砂體水淹，而10,11號砂體在該井區(qū)無井動用，新方法的劈分結(jié)果合理解釋了這一動態(tài)矛盾。

2.2 儲量動用評價結(jié)果

分析儲量動用情況，縱向上Ⅲ亞段受邊底水共同作用，采出程度最高；Ⅱ亞段井網(wǎng)較為完善，采出程度次之；Ⅰ亞段動用最差，采出程度僅20%，為標(biāo)定采收率的一半。亞段內(nèi)受儲層正韻律特性影響，由上至下采出程度遞增，11號砂體采出程度最高達(dá)65.5%，1號砂體采出程度最低僅13.7%。平面上Ⅱ、Ⅲ亞段累產(chǎn)與砂體有效厚度相關(guān)性較好，但構(gòu)造腰部明顯動用不足，Ⅰ亞段砂體發(fā)育比較穩(wěn)定，平面上動用也相對均勻，但高部位相比其他兩個亞段動用程度偏低。將采出程度、剩余可采儲量與物性、吸水、壓力系數(shù)聯(lián)立，對儲量動用影響因素進(jìn)行分析，采出程度與吸水強(qiáng)度正相關(guān)，剩余可采儲量與變異系數(shù)正相關(guān)，即井網(wǎng)完善程度和平面非均質(zhì)性是儲量動用的主要影響因素，統(tǒng)計剩余地質(zhì)儲量為276.8×104t。

3 注入水流向分析

結(jié)合生產(chǎn)情況、產(chǎn)吸剖面、層位對應(yīng)情況分井組對注入水流向進(jìn)行分類評價，強(qiáng)弱流線評價方法不再贅述，以陳3-93井組為例，說明歷史流線的評價方法：陳3-93井Ⅱ、Ⅲ亞段合注，吸水資料顯示主吸層由2012年時的Ⅱ亞段轉(zhuǎn)變?yōu)?015年時的Ⅲ亞段產(chǎn)層，因此判斷陳3-93井到Ⅱ亞段生產(chǎn)井陳3-26井為一個歷史流線方向。

K2t13的水平井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的63%，不同時期投產(chǎn)、不同位置的水平井水淹模式也不同。線狀水淹特點為無水采收率高，見水后含水率迅速上升，產(chǎn)油量遞減嚴(yán)重；點狀水淹特點為無水累產(chǎn)油較低，見水后含水上升慢，含水采油期較長。對全區(qū)12口水平井水淹狀況進(jìn)行評價。以Ⅰ亞段水平井為例，陳3平21井動態(tài)表現(xiàn)為點狀水淹模式，結(jié)合注水流向圖分析來水方向西弱東強(qiáng)；陳3平16井動態(tài)表現(xiàn)為線狀水淹模式，分析來水方向判斷水淹規(guī)律自西向東為中等水淹、強(qiáng)水淹和弱水淹，見圖5。在此基礎(chǔ)上結(jié)合產(chǎn)量劈分結(jié)果對水平段含水率進(jìn)行分段賦值，繪出各亞段的含水等值線圖，再結(jié)合流向圖，可有效指導(dǎo)下步調(diào)整對策的制定。

圖5 Ⅰ亞段注入水流向

4 數(shù)值模擬研究

在構(gòu)型建模的基礎(chǔ)上開展數(shù)值模擬研究，統(tǒng)計剩余地質(zhì)儲量為271.2×104t，與儲量動用評價結(jié)果相對誤差為2.0%。

根據(jù)各亞段各小層的剩余油分布狀況，歸納統(tǒng)計出現(xiàn)階段調(diào)整潛力區(qū)，并進(jìn)一步分析剩余油主控因素，將剩余油分為三種類型：近井物性遮擋型，為水錐受夾層物性封擋而成；井間未完全驅(qū)替型，由構(gòu)型單元間滲流屏障隔擋而成；油層內(nèi)部頂部未控制型，為斷層或亞段間隔層封擋而成，見圖6。將剩余儲量按三種類型劃分，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)油層內(nèi)部頂部未控制型剩余油共125.9×104t，占剩余油總量的46.4%，是下步調(diào)整的重點。

圖6 陳堡油田K2t13剩余油類型

5 應(yīng)用與效果

通過儲量動用評價及注水流向分析，明確了縱向潛力砂體及平面弱驅(qū)位置，數(shù)模手段與評價結(jié)果相互驗證的同時，進(jìn)一步量化了剩余油分布，在此基礎(chǔ)上開展的一系列油藏調(diào)整工作受效顯著。

5.1 剩余油挖潛

研究成果指導(dǎo)實施的挖潛井均獲高產(chǎn)，驗證了前期研究的準(zhǔn)確性。2017年初實施的側(cè)陳3-117和側(cè)陳3平1井，初期日產(chǎn)油均穩(wěn)定在15 t，至2018年12月累計產(chǎn)油8 364 t；2018年底新部署的陳3-123井，在水淹程度最高的Ⅲ亞段鉆遇油層2層20.9 m。

5.2 流場調(diào)整

注采聯(lián)動改變固有流場，以K2t13-8的陳3平2井為例，通過弱流線注水井陳3-104井增注，強(qiáng)流線注水井陳3-93井控注，配合陳3平2井原層補(bǔ)孔引效，調(diào)整后日增油5 t，含水下降10%，有效提高了水平段周圍的水驅(qū)動用程度。

2017至2018年實施流場調(diào)整后，液流方向改變率43.4%，措施累計增油8 778 t，年綜合遞減率由29.18%下降至12.12%，扼制了產(chǎn)量遞減勢頭。

6 結(jié)論

(1)油水運動規(guī)律復(fù)雜是制約邊底水塊狀油藏高含水期穩(wěn)產(chǎn)的主要因素，開展儲層構(gòu)型研究和定性定量描述剩余油潛力是該類油藏改善開發(fā)效果的關(guān)鍵。

(2)對于邊底水復(fù)合驅(qū)動的塊狀油藏，劃分驅(qū)動階段是儲量動用評價的前提，運用水油比及水油比導(dǎo)數(shù)的曲線形態(tài)評價水侵模式的方法適用性較好。

(3)常規(guī)劈產(chǎn)方法對于水平井常規(guī)井組合開發(fā)、邊底水復(fù)合驅(qū)動的塊狀油藏適用性較差。塊狀油藏產(chǎn)量劈分應(yīng)考慮不同井型、驅(qū)動階段、夾層分布情況來開展，陳堡油田K2t13實鉆驗證了新方法的準(zhǔn)確性。

(4)根據(jù)陳堡油田K2t13剩余油主控因素，將剩余潛力分為近井物性遮擋型、井間未完全驅(qū)替型以及油層內(nèi)部頂部未控制型，其中油層內(nèi)部頂部未控制型占比46.4%。