塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞單元油水界面確定方法探討

趙 建，馬海隴，羅 云

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011)

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞單元油水界面確定方法探討

趙 建*，馬海隴，羅 云

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011)

塔河油田奧陶系油藏為典型的碳酸鹽巖縫洞型油藏，由于儲層非均質(zhì)性、油氣成藏復(fù)雜等多因素影響，油藏沒有統(tǒng)一的油水界面，但在局部縫洞單元體內(nèi)油水界面有一定的規(guī)律可循。在研究碳酸鹽巖油藏單井壓力、生產(chǎn)動態(tài)研究的基礎(chǔ)上，利用壓力公式法、區(qū)域壓力梯度回歸、見水時間—見水深度交匯法確定單井油水界面進(jìn)而給出區(qū)域上碳酸鹽巖油藏的油水界面位置。利用上述方法推算出油水界面位置，在部署設(shè)計鉆井時能有效避開鉆揭水層，對提高油氣采收率具有重要的指導(dǎo)意義。

塔河油田；碳酸鹽巖；縫洞型油藏；非均質(zhì)性；油水界面

1 油藏概況

塔河油田奧陶系油藏為典型的碳酸鹽巖縫洞型油藏[1-4]，油藏油水關(guān)系復(fù)雜，油藏整體沒有統(tǒng)一的油水界面，油水界面的確定是塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏開發(fā)研究的重要課題[5]。如塔河油田4區(qū)S65單元的TK461井5530～5604.6m自然投產(chǎn)，無水期572d，說明油水界面應(yīng)該在5604m（海拔-4660.07m）以下，而早期投產(chǎn)的TK432井生產(chǎn)段5438～5585m開井見水，日產(chǎn)原油達(dá)到99m3/d，原油含水平均為52%，經(jīng)分析該階段水為地層水，初步判斷該井油水界面的位置應(yīng)該在5585m（海拔-4639.39m）附近。

碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏油水分布具有如下特征：平面上，油氣分布受構(gòu)造圈閉與古巖溶地面的控制，沿古潛山面(特別是淺面)大面積連片聚集，尤其是殘丘高部位（構(gòu)造圈閉條件好）油氣更加富集，但因儲層橫向非均質(zhì)性差異較大，單井油氣生產(chǎn)能力存在明顯差異；縱向上，油柱高度明顯超過局部殘丘風(fēng)化殼閉合幅度，不受微幅度局部殘丘圈閉控制[6-8],而受區(qū)域構(gòu)造背景、儲集體發(fā)育程度控制，主要分布在古巖溶、古破裂作用強(qiáng)烈的中—下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖上部儲層發(fā)育中，距風(fēng)化殼頂面200～300m，油水界面趨勢與古地貌的趨勢基本一致，總體上由潛山頂部向周圍斜坡部位波動降低，即所謂的“山高水高”[9-12]。塔河油田奧陶系油藏大型縫洞體普遍存在大面積底水或封存水[11-17]。在油藏開發(fā)過程中鉆井揭開潛山深度過深易出水，應(yīng)預(yù)留一定避水高度；但進(jìn)山深度過淺則會漏掉油氣層。要找到適宜的進(jìn)山深度，首先對油水界面位置有充分的認(rèn)識。

2 單元油水界面確定方法

計算油水界面使用的常規(guī)方法包括現(xiàn)場資料統(tǒng)計法、實(shí)驗(yàn)室測定法以及其他的間接計算法[19-20]。但是對于縫洞型油藏，受縫洞發(fā)育非均質(zhì)性等多因素影響，沒有統(tǒng)一的油水界面，無法用常規(guī)的方法確定油區(qū)的油水關(guān)系，油層靜壓資料的獲取也有一定的局限性，為此導(dǎo)致使用壓力資料來計算油水界面的方法存在一定的難度。針對碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏油水界面研究工作前人做了大量的探討[5，19-20]。本文從碳酸鹽巖縫洞型油藏單井壓力公式估算法、區(qū)域單井壓力梯度回歸法、生產(chǎn)井的見水時間—見水深度關(guān)系以及綜合分析的方法探討單元油水界面。

2.1 單井壓力公式估算法

對于古潛山式碳酸鹽油氣藏,當(dāng)其具有底水或邊水時,盡管大多數(shù)井沒有打穿油水或氣水界面,但可以通過探井壓力恢復(fù)曲線確定的原始地層壓力,以及取樣測試的地層流體密度資料,測算油水界面或氣水界面的位置[21]。

H=146.6 lnΔP-61.44+h/2

式中：H——油藏厚度；

ΔP——中深壓力與靜水壓力差；

h——已鉆油層厚度。

由公式計算出塔河油田4區(qū)S48單元單井油藏厚度后,再利用鉆揭的潛山面深度與計算出的油藏厚度相加即可推算出單井油水界面(表1)。為真實(shí)反映單元原始油層壓力及梯度情況，選取S48單元早期5口井的測壓資料。由于4區(qū)S48單元沒有直接鉆遇油水界面，因此選取鄰井的水層靜壓資料。利用上述公式計算預(yù)測油水界面深度，其平均值為5718.4m（表1）。統(tǒng)計塔河油田4區(qū)S48單元奧陶系油藏投產(chǎn)的28口井，生產(chǎn)段底深在5718m以上的井占96%，在生產(chǎn)初期基本都有一定的無水生產(chǎn)期，很好地避開了油水界面；TK483井5608～5707m裸眼酸壓水層見油，上返至5666.31m酸壓生產(chǎn)日產(chǎn)油29.7t/d，從TK483井米字地震剖面上分析，在井的北40m距離發(fā)育斷層，綜合分析認(rèn)為5608～5707m裸眼酸壓見水是在大段酸壓過程中溝通了下部水體，即油水界面應(yīng)在5707m附近。臨近的TK484CH井5395.5～5733m井段自然完井日產(chǎn)油17.7t，含水21.8%，后上返5395.5～5688.62m裸眼酸壓日產(chǎn)油16.5t，無水生產(chǎn)248d累產(chǎn)油1.48×104t。綜合分析油水界面應(yīng)該在5707m附近，與計算結(jié)果5718.4m十分接近，可見計算值與實(shí)鉆油水界面值吻合度是較高的。

表1 塔河油田4區(qū)S48單元奧陶系油藏油水界面計算表

2.2 區(qū)域壓力梯度方法估算

利用測壓數(shù)據(jù)建立各個儲集層段地層深度與壓力的關(guān)系，可以確立地層壓力與地層深度線性關(guān)系，因地層所含流體的密度不同，導(dǎo)致油層與水層壓力梯度線斜率不同，據(jù)此，可根據(jù)油層壓力梯度線與水層壓力梯度線的交點(diǎn)預(yù)測油水界面[22]。用區(qū)域壓力梯度法計算某一單元的原始油水界面時，必須測到在該單元不同深度油、水層的原始地層壓力，也可以選區(qū)的水層靜壓及其深度值。為真實(shí)反映單元原始油層壓力及梯度情況，選取塔河油田4區(qū)9口井的測壓資料回歸曲線（表2），兩條曲線的交點(diǎn)基本在5720m左右（圖1），即該區(qū)的油水界面在5720m左右。利用區(qū)域壓力梯度法選井和測試的壓力數(shù)據(jù)盡量選取早期投產(chǎn)的油井，這樣交匯的結(jié)果能很好地避免因臨井生產(chǎn)的影響而造成不必要的誤差。

統(tǒng)計塔河油田4區(qū)奧陶系油藏早期投產(chǎn)的117口井，生產(chǎn)段底深在5720m以上的井占98%，在生產(chǎn)初期基本都有一定的無水生產(chǎn)期，很好的避開了油水界面。TK493、TK460井生產(chǎn)井段分別為生產(chǎn)段5646～5721m、5664.18～5735m，底深在5720m附件，開井初期即含水分別為16.8%和51.2%，并且很快高含水，間接驗(yàn)證了4區(qū)油水界面在5720m附近。

表2 塔河油田4區(qū)早期單井測壓數(shù)據(jù)表

2.3 見水時間—見水深度交會法

見水時間—見水深度交會法是根據(jù)統(tǒng)一區(qū)塊或油藏單元，在大致相同的生產(chǎn)制度下，生產(chǎn)油井避水高度與見水時間成正比的關(guān)系推測油水界面，投產(chǎn)井避水高度大，在生產(chǎn)過程中見水時間就越晚。塔河6、7區(qū)投入開發(fā)初期沒有鉆遇油水界面的井，各生產(chǎn)井均有不同長短的無水生產(chǎn)時間，根據(jù)油藏開發(fā)過程中各井見水時的產(chǎn)液深度（表3），繪制見水層頂部深度—見水時間關(guān)系曲線，延長關(guān)系曲線與深度軸（生產(chǎn)時間為零）的交點(diǎn)就可以確定油水界面的位置在海拔-4900m，深度為5840m附近（圖2）。在利用該方法確定油水界面時，所選井能保持一定的穩(wěn)定生產(chǎn)期，并且含水率呈現(xiàn)緩慢上升而不是出現(xiàn)水串爆性水淹，這樣回歸曲線與深度軸交點(diǎn)確定的油水界面才相對更加可靠。

圖1 塔河油田4區(qū)壓力梯度法油水界面估算

圖2 S67單元單井見水深度-時間法油水界面估算

表3 S67單元單井見水時間-見水深度統(tǒng)計表

2.4 綜合分析確定油水界面

塔河油田是典型的巖溶縫洞型油藏，儲集體性非均質(zhì)性強(qiáng)，油水關(guān)系復(fù)雜[19]；由于特殊的地質(zhì)條件，奧陶系油藏大部分井是裸眼大井段酸壓測試，具體的出油位置難以確定，難以用單一方法確定油水界面。在確定油水界面時以錄井顯示、試油資料為依據(jù)，結(jié)合油、水層壓力梯度等資料綜合分析研究，判斷油水界面。

3 結(jié)論

塔河油田碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，油藏沒有統(tǒng)一的油水界面。根據(jù)地層壓力、流體性質(zhì)、井問干擾信息和油井見水及含水率上升等特征來劃分的縫洞單元油水界面也難以確定，油水界面成為了塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏開發(fā)研究的重要課題。利用本文提出的方法可以測算出碳酸鹽巖油藏縫洞單元的油水界面，為合理設(shè)計單井完鉆井深，避免鉆開水層，提高鉆井成功率提供科學(xué)參考依據(jù)。

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TE122

A

1004-5716(2015)11-0069-04

2015-07-01

2015-07-01

趙建（1975-），男（漢族），河南周口人，工程師，現(xiàn)從事石油與天然氣儲量研究工作。