板橋油田復(fù)式油氣藏提高采收率方案研究

白常東 徐偉

摘要：針對板橋油田復(fù)式油氣藏油氣兼互發(fā)育的特點(diǎn)，在明確地質(zhì)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，對目標(biāo)區(qū)塊開展氣藏特征評價(jià)，建立測井解釋圖版，明確目的層氣層縱橫向發(fā)育規(guī)律，利用三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬技術(shù)確定油藏剩余油潛力，再次基礎(chǔ)上開展油藏工程論證，根據(jù)油氣藏不同的特點(diǎn)，進(jìn)行了開發(fā)方式、井距和單井生產(chǎn)能力的論證，最終得出最優(yōu)的參數(shù)，使區(qū)塊采收率得到提高，開發(fā)效果得以改善。

關(guān)鍵詞：復(fù)式油氣藏 ?氣藏特征評價(jià) ?數(shù)值模擬 ?油藏工程論證

1 區(qū)塊概況

板橋油田B851區(qū)塊為復(fù)式油氣藏，主要含油氣層位沙二段濱Ⅲ、濱Ⅳ油組，濱Ⅲ油組為氣藏，濱Ⅳ油組為油藏，通過對井區(qū)取心井物性統(tǒng)計(jì)，濱Ⅲ、濱Ⅳ油組孔隙度19-25%，滲透率31-140毫達(dá)西，屬于中孔中滲儲(chǔ)層，碳酸鹽含量在3-16%。濱Ⅲ油組為凝析氣藏、濱Ⅳ油組為輕質(zhì)油藏，正常溫度、壓力系統(tǒng)。

2 氣藏特征評價(jià)

（1）測井再評價(jià)

由于B17井的17號(hào)層測井解釋為水層，投產(chǎn)后大量出氣，存在矛盾，因此開展了測井再評價(jià)研究。充分運(yùn)用目前射孔及生產(chǎn)信息，結(jié)合氣藏對比關(guān)系，建立該區(qū)氣層電性標(biāo)準(zhǔn)圖版，濱Ⅲ氣層電性標(biāo)準(zhǔn)：AC>285，RT>3.5。

運(yùn)用該圖版對B17井進(jìn)行測井解釋。15、16、17號(hào)層為氣層，18號(hào)層為氣水同層。推測為氣藏的主要依據(jù)B17井15、16、17、18、20試油都為水層，但17號(hào)層投產(chǎn)獲得油氣高產(chǎn)，氣油比為1765，而從B17井綜合錄井氣測來看，16號(hào)層與17號(hào)層全烴值相當(dāng)，而15、18號(hào)層略低，因此，我們認(rèn)為試油出水的16號(hào)層為氣層，15、18號(hào)高部位富含油氣。

（2）氣藏特征研究

濱Ⅲ油組主要含氣層位為濱Ⅲ-1、濱Ⅲ-2小層。其中濱Ⅲ-1發(fā)育兩套氣層。第1套15號(hào)層氣藏，在B17井附近發(fā)育，氣水界面在B17低部位，向B851方向發(fā)生尖滅;第2套16號(hào)層氣藏在B17、B851、B4-19一帶均有發(fā)育，氣藏受構(gòu)造控制，氣水界面在B17井與B5-2井之間。西側(cè)B851-1斷塊濱Ⅲ-1發(fā)育1套氣層。氣層位于濱Ⅲ-1 底部，在B851-2井附近發(fā)育，向B851-1井方向變干。濱Ⅲ-2發(fā)育兩套氣層。第1套17號(hào)層氣藏，在B17井附近發(fā)育，氣水界面在B17低部位，向B851方向發(fā)生尖滅;第2套18號(hào)層氣藏在B17附近發(fā)育，氣水界面在B17井附近，向B851方向發(fā)生尖滅。通過油氣藏綜合分析，B851區(qū)塊濱Ⅲ油組發(fā)育層狀氣藏。

3 模型的建立

針對B851區(qū)塊儲(chǔ)層存在非均質(zhì)性強(qiáng)、中孔中滲等特征，綜合地震、測井、地質(zhì)、油藏等學(xué)科對該地區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行了精細(xì)地質(zhì)建模。結(jié)合沉積微相研究成果，并利用相控建模技術(shù)，采用序貫高斯模擬方法建立了各小層的儲(chǔ)層物性模型，描繪出儲(chǔ)層內(nèi)部各種非均質(zhì)隔檔，指出有效的調(diào)整挖潛位置。模型平面網(wǎng)格取20m×20m作為網(wǎng)格單元，垂向網(wǎng)格精度為0.5m。網(wǎng)格趨勢方向的選擇沿近乎平行斷層走向線的方向作為I趨勢方向，垂直于該方向?yàn)橼厔軯方向。模型網(wǎng)格總數(shù)為15666720個(gè)。

4 潛力分析與油藏工程論證

（1）歷史擬合

通過調(diào)整模型參數(shù)進(jìn)行歷史擬合，使其與實(shí)際地質(zhì)情況更加接近，為下一步方案預(yù)測奠定良好的基礎(chǔ)。調(diào)整巖石壓縮系數(shù)、滲透率屬性場及相對滲透率曲線等對全區(qū)含水進(jìn)行擬合，模型的計(jì)算的含水趨勢變化與實(shí)際含水變化趨勢一致，擬合誤差5%。

（2）剩余油分布分析

在模型全區(qū)及重點(diǎn)井歷史擬合完成基礎(chǔ)，得到區(qū)塊濱Ⅳ油組目前剩余油分布規(guī)律。從剩余油分布圖可得出剩余油主要分布在B851-1斷塊和B4-2斷塊。

（3）開發(fā)方式論證

濱Ⅲ油組含氣層位為濱Ⅲ-1、2小層兩套層系，由于濱Ⅲ-1小層注水造成層內(nèi)流體分布混亂，無開發(fā)潛力。濱Ⅲ-2小層剩余可采儲(chǔ)量較大，且無注水影響，具有一定開發(fā)潛力，根據(jù)氣藏實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，濱Ⅲ-2氣藏為定容彈性驅(qū)動(dòng)，且儲(chǔ)量小宜采用衰竭開采方式。

濱Ⅳ油組利用靜態(tài)資料對本區(qū)水體體積進(jìn)行了計(jì)算與評價(jià)，計(jì)算結(jié)果水體與烴類體積比為1.24-2.27，為不活躍水體。本區(qū)無相滲資料，借用鄰區(qū)B821井相滲資料。利用砂巖水驅(qū)采收率經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算本區(qū)水驅(qū)采收率為46.85%。從計(jì)算結(jié)果看，濱Ⅳ油組采用注水開發(fā)比衰竭式開發(fā)采收率高26.45%，增加可采儲(chǔ)量7.03×104t。因此，濱Ⅳ油組宜采用注水開發(fā)。

（4）井距論證

濱Ⅲ油組氣藏利用氣藏采氣速度和單井產(chǎn)能，計(jì)算出所需氣井?dāng)?shù)，進(jìn)而可以求出井距。氣藏采氣速度3.0%左右，則氣藏日產(chǎn)氣能力為3.0×104m3/d，按新井采氣能力3×104m3/d計(jì)算，一口氣井生產(chǎn)即可，井距1700米左右。

濱Ⅳ油組油藏利用交匯法計(jì)算，當(dāng)原油價(jià)格為50美元/桶時(shí)，B851斷塊經(jīng)濟(jì)極限井距為215m，合理井距387m，最佳實(shí)用井距284m。

（5）單井產(chǎn)能論證

濱Ⅲ油組氣藏試僅有B851井試氣及生產(chǎn)過程中有部分壓力資料。故以此為基礎(chǔ)進(jìn)行產(chǎn)能設(shè)計(jì)。B851井米采氣指數(shù)148-168m3/d.MPa2.m，計(jì)算無阻流量9-15.0×104m3。試氣計(jì)算無阻流量15×104m3，初期生產(chǎn)按無阻流量1/3配產(chǎn)，日產(chǎn)氣5×104m3生產(chǎn)穩(wěn)定。估算目前地層壓力18MPa左右，無阻流量為10.0×104m3，按1/3配產(chǎn)，則新井產(chǎn)能取3.0×104m3/d。

濱Ⅳ油組油藏試油及試采初期采油指數(shù)計(jì)算結(jié)果可以看出：B4-3井試油及試采計(jì)算采油指數(shù)結(jié)果吻合較好，B4-6井試油及試采計(jì)算采油指數(shù)結(jié)果相關(guān)較大，對比選用試采計(jì)算結(jié)果為依據(jù)進(jìn)行配產(chǎn)。米采油指數(shù)取平均值13.84t/d.MPa.m的1/3，射開厚度取有效厚度7.25m的1/3，生產(chǎn)壓差依據(jù)試采平均值1.3MPa，計(jì)算單井產(chǎn)能13.4t/d。依據(jù)本區(qū)5口油井實(shí)際試采數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，濱Ⅳ油組初期單井試采初期單井平均日產(chǎn)油12t/d。綜合采油指數(shù)及試采初期油井生產(chǎn)情況確定油井初期生產(chǎn)能力為12t/d。

5 結(jié)論

（1）根據(jù)氣藏特征評價(jià)結(jié)果，B851區(qū)塊濱Ⅲ油組發(fā)育層狀氣藏，主要含氣層位為濱Ⅲ-1、濱Ⅲ-2小層，

（2）通過油氣藏工程論證，優(yōu)選開發(fā)方式為濱Ⅲ油組采用衰竭式開發(fā)，濱Ⅳ油組采用注水開發(fā);最優(yōu)井距為濱Ⅲ油組1700m，濱Ⅳ油組280m;最佳單井產(chǎn)能為濱Ⅲ油組3.0×104m3/d，濱Ⅳ油組12t/d。