潛山有利儲層精細(xì)評價

摘 要：潛山油藏對提高油田原油產(chǎn)量具有重要意義。該潛山油藏儲集空間主要是裂縫，并含有少量的空隙。經(jīng)過多年的開發(fā)調(diào)整水淹較嚴(yán)重，埋深越深水淹程度越嚴(yán)重，老井調(diào)補(bǔ)層及重復(fù)壓裂措施效果逐年變差，油井控制程度較低，采收率低。所以，對潛山有利儲層的精細(xì)評價對提高油田采收率具有至關(guān)重要的作用。

關(guān)鍵詞：儲層評價;產(chǎn)能特征分析;注水效果評價;水平井評價;剩余油分布

1 開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

該潛山油藏自1991年9月正式投入開發(fā)以來，至今已經(jīng)將近30年，開發(fā)過程中該油藏采油速度受投產(chǎn)井井?dāng)?shù)和含水控制，投產(chǎn)井井?dāng)?shù)受井網(wǎng)建設(shè)影響，隨著基礎(chǔ)井網(wǎng)建設(shè)及加密、擴(kuò)邊后，投產(chǎn)井井?dāng)?shù)基本保持穩(wěn)定，含水受注采調(diào)控影響，呈現(xiàn)平穩(wěn)--上升--下降--平穩(wěn)的過程。

2 產(chǎn)能特征分析

2.1 油藏未見邊底水，天然能量開發(fā)階段產(chǎn)量、壓力下降快

根據(jù)試油試采資料看，該潛山油藏未發(fā)現(xiàn)邊底水，含油最高部位-1700m，最低為-2600m，油層分布主要受巖性和裂縫控制。證明了該油藏初期僅靠內(nèi)部彈性能量驅(qū)動。但由于受裂縫發(fā)育程度的影響，其驅(qū)動方式極其不穩(wěn)定，導(dǎo)致生產(chǎn)壓力下降快。1989-1991年利用天然能量開發(fā)，壓力系數(shù)降至0.8。

該潛山油藏原始壓力20.45MPa，飽和壓力5.3MPa，經(jīng)計算彈性采收率為2.0%。其經(jīng)驗計算公式：

式中：ER1-彈性采收率，2.0%;Ct-綜合壓縮系數(shù)，239.6×10-51/MPa;ΔP-原始地層壓力與飽和壓力之差，15.15MPa;Co-原油壓縮系數(shù)，75.1×10-51/MPa;Cw-地層水壓縮系數(shù)，50.6×10-5 1/MPa;Cf-巖石壓縮系數(shù)，9.46× 10-4 1/MPa;Swi-束縛水飽和度，32.5%;Soi-原始含油飽和度，67.5%。

溶解氣驅(qū)采收率計算結(jié)果為7.2%。其經(jīng)驗計算公式：

式中：Φ-孔隙度，5.1%;Bob-飽和壓力下的地層原油體積系數(shù)，1.064;K-空氣滲透率，4.0×10-3μm2;μob-飽和壓力下地層原油粘度，1000MPa·s;Pb-飽和壓力，5.3MPa;Pa-廢棄壓力，4MPa;Swi-束縛水飽和度，32.5%。

從以上計算中得出該油藏一次采收率為9.2%，可見油藏本身具備一定的天然驅(qū)動能量。經(jīng)計算彈性產(chǎn)量比值（實際累產(chǎn)量與理論彈性產(chǎn)量比值）4.2，按照SY/T6167-1995《油藏天然能量評價方法》標(biāo)準(zhǔn)，該油藏屬于天然能量不足。

2.2 縱向2300m以上產(chǎn)量較高，主要受原油粘度影響

該油藏在開發(fā)過程中未見邊底水，自潛山頂面以下整體含油，生產(chǎn)井段距潛山頂面300m-350m以上，即2300m以下時，油井初期日產(chǎn)油低，累產(chǎn)油也遠(yuǎn)低于2300m以上的生產(chǎn)井，主力產(chǎn)油層段集中在2300m以上。原油粘度是影響縱向上油井產(chǎn)能的主要因素，隨著深度的增加，該油藏原油粘度增大，2300m以下的油井低產(chǎn)低液。

2.3 平面上高產(chǎn)井集中在構(gòu)造腰部，主要受巖性變化影響

該潛山油藏腰部巖性為混合花崗巖優(yōu)勢巖性，以I類和II類生產(chǎn)井為主，I、II類油井產(chǎn)量占總累產(chǎn)的98%，是該潛山油藏的主要產(chǎn)油區(qū)域，即混合花崗巖區(qū)域是潛山的主力部位。南部片麻巖、基性侵入巖發(fā)育，直井常規(guī)壓裂產(chǎn)量低，初期日產(chǎn)0.7-10.2t/d，累產(chǎn)油低，一般在0.2×104t以下。巖性復(fù)雜低產(chǎn)地區(qū)地質(zhì)儲量85.32×104t，累產(chǎn)1.29×104t，采出程度只有1.5%。

3 注水開發(fā)效果評價

3.1 儲層吸水能力強(qiáng)，縱向各段均有效注入

區(qū)塊1991年12月開始注水，共有注水井19口，在儲層范圍內(nèi)17口井均能正常穩(wěn)定注入，其中1900-2200m有注水井2口，2200-2300m有注水井11口，2300m以下注水井6口，注水井基本分布在2200m以下，占總井?dāng)?shù)的89%，單井累注23×104m3。

3.2 油井見效比例高，注水是保證油井產(chǎn)量、實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵

油井均不同程度見到注水效果，見效井主要分為含水上升緩慢型，這類油井生產(chǎn)特征表現(xiàn)為液、油均上升;另一類見效井為含水突破型，這類油井生產(chǎn)特征表現(xiàn)為提液，含水突破;還有一類井為早期上返到牛心坨砂巖的井，這類井上返較早，不在注水受效范圍。含水緩慢上升型見效井單井累產(chǎn)油較含水突破型高1×104t以上，累產(chǎn)水低2×104m3以上。

3.3 平面各方向油井均有見效，注水延主裂縫方向推進(jìn)較快本區(qū)塊的主裂縫方向為北東向，通過示蹤劑資料顯示，示蹤劑延裂縫方向推進(jìn)速度較快。

3.4 縱向上注采高差是影響注水效果的主要因素

區(qū)塊早期注水以注采對應(yīng)及高注低采為主，注水井注水層段平行于生產(chǎn)層段或高于生產(chǎn)層段，造成油井見水早，一般為含水突破型受效，導(dǎo)致生產(chǎn)能力大幅下降。通過對區(qū)塊注采井縱向位置調(diào)整，目前基本形成低注高采的注采形式，拉大縱向上注采高差，區(qū)塊產(chǎn)液量穩(wěn)步提高，增油效果明顯，年遞減率由10.2%下降到4.8%，含水上升率由6.2%降至5.0%?？v向上的注采高差和平面注采井距均影響單井生產(chǎn)效果，縱向注采高差越小，平面注采井距越近，越容易含水突破。

3.5 高含水期老井措施及直井加密調(diào)整效果變差

對比不同含水生產(chǎn)井重復(fù)壓裂效果，隨油井含水率升高，重復(fù)壓裂效果變差。重復(fù)壓裂前含水低于60%的生產(chǎn)井，重復(fù)壓裂后增油明顯高于含水高于60%的生產(chǎn)井，平均單井措施累增油0.57×104t。重復(fù)壓裂前含水高于80%的生產(chǎn)井，重復(fù)壓裂措施效果較差，增油效果不明顯。

統(tǒng)計2300m以上采用射孔方式壓裂投產(chǎn)的61口直井的各項措施，單井可調(diào)整措施2-5次，平均單井累產(chǎn)2.3×104t。首次壓裂效果最好，之后調(diào)層、重復(fù)壓裂、補(bǔ)層等措施有一定的增油效果，措施實施效果逐漸變差，措施次數(shù)越多，效果越差。

3.6 預(yù)測現(xiàn)開發(fā)方式采收率20.6%

利用衰減法預(yù)測現(xiàn)開發(fā)方式下水驅(qū)采收率為20.6%。

4 剩余油分布規(guī)律研究

根據(jù)數(shù)模和動態(tài)分析認(rèn)為，目前區(qū)塊的剩余油主要分為三大類，一是在低注高采開發(fā)方式下，潛山頂面構(gòu)造高部位水淹程度低，剩余油富集;二是注采井網(wǎng)椎間帶，未受水淹波及區(qū)域，剩余油富集;三是南部巖性復(fù)雜，直井產(chǎn)能差異大，注采井網(wǎng)不完善，剩余油富集。

高部位未動用型主要集中在構(gòu)造高部位2000m以上，基本沒有油井投產(chǎn)的部位，受低注高采的影響，基本未受水淹，剩余油富集。椎間帶剩余油一般分布在注水井上方，未受注水波及的區(qū)域，這類剩余油呈條帶狀分布，基本全區(qū)都有分布。巖性復(fù)雜區(qū)域，巖性差，注采井網(wǎng)不完善，油井產(chǎn)能低，剩余油富集，儲層難動用，需要進(jìn)行儲層改造才能完成儲層動用。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡介：

任鳳偉（1987- ）男，滿族，籍貫：遼寧鳳城，畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京），本科，中級工程師，研究方向：油田開發(fā)。