低滲高含水砂礫巖油藏產(chǎn)能影響因素研究

郭宇，張?zhí)煊?，劉哲，鄧晴?yáng)，王昊

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西延安717612）

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低滲高含水砂礫巖油藏產(chǎn)能影響因素研究

郭宇1，張?zhí)煊?，劉哲1，鄧晴陽(yáng)1，王昊2

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西延安717612）

評(píng)估油藏產(chǎn)能并分析其影響因素是制定油藏開發(fā)方案時(shí)必不可少的一個(gè)環(huán)節(jié)，低滲透低產(chǎn)能高含水砂礫巖油藏開發(fā)也不例外。以烏爾禾油田W井區(qū)油藏為例，在井區(qū)分區(qū)的基礎(chǔ)上對(duì)油藏產(chǎn)能進(jìn)行了分析，從儲(chǔ)層特征參數(shù)、啟動(dòng)壓力梯度、油水分布及射孔參數(shù)等方面對(duì)油藏產(chǎn)能影響因素進(jìn)行了分析研究，其中，在啟動(dòng)壓力梯度影響作用的基礎(chǔ)上分析了定井距條件下注采壓差對(duì)產(chǎn)能的影響。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，針對(duì)油藏低滲透特征，啟動(dòng)壓力梯度對(duì)油藏的儲(chǔ)層動(dòng)用程度有明顯影響，進(jìn)而對(duì)油藏產(chǎn)能產(chǎn)生很大影響；而針對(duì)油藏高含水特點(diǎn)，射孔層位的選取對(duì)油藏產(chǎn)能也存在十分明顯的影響。

低滲透油藏；產(chǎn)能影響因素；低產(chǎn)能；高含水

產(chǎn)能影響因素是油藏投入正式開發(fā)前需要進(jìn)行分析的重要指標(biāo)之一，通過分析油藏產(chǎn)能特征，將為確定合理布井方式、明確合理生產(chǎn)制度、制定合理開發(fā)方案提供重要依據(jù)。因此，根據(jù)油藏相關(guān)特征，細(xì)致分析其產(chǎn)能影響因素對(duì)油藏開發(fā)有十分重要的意義。

1940年，Wyckoff，R.D.［1］就提出儲(chǔ)層類型對(duì)油藏產(chǎn)能有所影響。對(duì)于低滲透油藏而言，目前專家學(xué)者已經(jīng)能夠利用滲流公式推導(dǎo)、試井方法、IPR曲線法等方法［2-4］對(duì)油藏產(chǎn)能影響因素進(jìn)行分析評(píng)價(jià)研究，但這些研究中關(guān)于低滲透砂巖油藏產(chǎn)能影響因素開展的研究占大多數(shù)，對(duì)于巖性油藏［5］及低滲透礫巖油藏［6］也不乏研究，但對(duì)于低滲透砂礫巖油藏，尤其是含水率較高的油藏的產(chǎn)能影響因素分析研究則較為匱乏。本文以烏爾禾油田W井區(qū)高含水砂礫巖油藏為例，在產(chǎn)能分析的基礎(chǔ)上對(duì)該油藏各產(chǎn)能影響因素進(jìn)行了研究，對(duì)相似低滲透砂礫巖油藏產(chǎn)能影響因素認(rèn)識(shí)有一定的借鑒意義。

1　油藏地質(zhì)概況

W井區(qū)油藏屬于北東-南西向傾伏的鼻狀構(gòu)造油藏，井區(qū)被一條斷層分割為南北兩個(gè)區(qū)域，其中北部區(qū)域?yàn)橹饕_發(fā)區(qū)，所以本次以北部開發(fā)區(qū)作為研究區(qū)進(jìn)行產(chǎn)能影響因素分析及研究。從沉積特征而言，油藏儲(chǔ)層主要發(fā)育砂礫巖、砂質(zhì)不等粒礫巖、礫巖、泥質(zhì)粉砂巖及泥巖，整體表現(xiàn)出正旋回特征，沉積環(huán)境由早期、中期的沖積扇過渡到晚期的扇三角洲及局部的水下扇，水進(jìn)特征明顯，主要物源為來自西北方向的H1物源及來自北方的次要的H2物源。研究區(qū)經(jīng)巖心常規(guī)物性分析統(tǒng)計(jì)，孔隙度分布范圍在4.5%～18.4%，平均為11.4%；滲透率分布范圍在0.01×10-3μm2～264× 10-3μm2，平均為5.58×10-3μm2，總體上儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性較強(qiáng)且從東北向西南逐漸變差。

2　油藏初期產(chǎn)狀

從整體上看，研究區(qū)投產(chǎn)初期（前三個(gè)月）日產(chǎn)油平均為2.9 t，含水平均為38.06%，具有一定的生產(chǎn)能力，但油井產(chǎn)能表現(xiàn)為中低產(chǎn)為主，高產(chǎn)井較少，大于6 t/d以上的油井?dāng)?shù)僅占總井?dāng)?shù)的7.9%，而小于3 t/d的油井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的57.58%，因此研究區(qū)油藏總體以中低產(chǎn)能為主（見表1）。

表1　W井區(qū)油藏初期產(chǎn)能分級(jí)統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Early reservoir capacity rating ofW well area

在沉積物源及構(gòu)造形態(tài)的影響下，研究區(qū)儲(chǔ)層及流體分布特征從西向東是不同的，因此將研究區(qū)分區(qū)后進(jìn)行不同分區(qū)的產(chǎn)能分析能夠得到更細(xì)致的產(chǎn)能認(rèn)識(shí)。將研究區(qū)均分為東、中、西三個(gè)分區(qū)，則由各分區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)可知（見表2），研究區(qū)產(chǎn)液能力從西區(qū)向東區(qū)逐漸減小，但產(chǎn)油量及含水率則從西區(qū)向東區(qū)逐漸增大，且從分區(qū)產(chǎn)能情況可以發(fā)現(xiàn)研究區(qū)投產(chǎn)初期油井含水率較高，尤其是西區(qū)及中區(qū)，投產(chǎn)初期含水率已接近50%。綜合以上分析可以確定研究區(qū)油藏產(chǎn)能區(qū)域性差異十分明顯，因此對(duì)不同分區(qū)的產(chǎn)能影響因素進(jìn)行研究十分必要。

表2　W井區(qū)油藏分區(qū)產(chǎn)狀統(tǒng)計(jì)表Tab.2 Zoning occurrence statistics ofW well area

3　產(chǎn)能影響因素分析

3.1儲(chǔ)層參數(shù)

在前人學(xué)者的研究中無(wú)論從測(cè)井參數(shù)分析還是從解釋結(jié)果分析來看，對(duì)于低滲透油藏來說，儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率、有效厚度都對(duì)油藏產(chǎn)能有著最直接的影響［7，8］。低滲透砂礫巖油藏也符合這一特征，但實(shí)際應(yīng)用分析方面則根據(jù)油藏具體儲(chǔ)層特征有所區(qū)別。以研究區(qū)為例，對(duì)研究區(qū)三個(gè)分區(qū)各井的累計(jì)測(cè)試產(chǎn)量與相對(duì)應(yīng)的各井儲(chǔ)層參數(shù)關(guān)系進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，雖然由于滲透率及生產(chǎn)壓差不同，研究區(qū)各分區(qū)累產(chǎn)液水平有所區(qū)別，但儲(chǔ)層孔隙度及地層系數(shù)均與累產(chǎn)液量呈較明顯的正相關(guān)關(guān)系（見圖1）。

圖1　儲(chǔ)層物性參數(shù)與累產(chǎn)液量關(guān)系圖Fig.1 Reservoir parameters and cumulative fluid production diagram

圖2　研究區(qū)滲透率與啟動(dòng)壓力梯度關(guān)系曲線Fig.2 Permeability and pressure gradient curve

3.2啟動(dòng)壓力梯度

低滲透巖心滲流實(shí)驗(yàn)表明，流體在儲(chǔ)層中滲流時(shí)存在啟動(dòng)壓力梯度［9］。若注采井距過大，則在注采井的連線中點(diǎn)處的壓力梯度將可能小于啟動(dòng)壓力梯度，而在非主流線上的區(qū)域驅(qū)動(dòng)壓力梯度就更小，從而導(dǎo)致無(wú)法建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)，油井采不出、水井注不進(jìn)，儲(chǔ)層無(wú)法得到動(dòng)用，影響油井產(chǎn)能。以本研究區(qū)為例，利用多口井試井資料得到了啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線（見圖2）。

圖3　研究區(qū)滲透率與注采壓差關(guān)系曲線Fig.3 Permeability and threshold pressure gradient

通過對(duì)研究區(qū)滲透率與啟動(dòng)壓力梯度關(guān)系曲線的關(guān)系可以進(jìn)一步確定注采井間主流線上的啟動(dòng)壓力梯度與對(duì)應(yīng)的可動(dòng)用滲透率關(guān)系值，進(jìn)而在對(duì)比注采井間的實(shí)際滲透率分布情況的基礎(chǔ)上可以確定研究區(qū)在現(xiàn)有注采條件下的儲(chǔ)層動(dòng)用情況［10］。根據(jù)此原理可以根據(jù)研究區(qū)相關(guān)參數(shù)確定可動(dòng)用滲透率下限與注采壓差間的關(guān)系（見圖3），結(jié)合研究區(qū)儲(chǔ)層滲透率特征（見圖4）可以發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)儲(chǔ)層滲透率普遍偏低，對(duì)注采壓差有極高的要求，對(duì)比研究區(qū)各分區(qū)目前注采壓差及可動(dòng)用滲透率下限（見表3），注采井間主流線上的可動(dòng)用滲透率下限仍較高，不能達(dá)到儲(chǔ)層動(dòng)用的最大程度，主流線外區(qū)域的可動(dòng)用滲透率下限則更高，因此，研究區(qū)產(chǎn)能在很大程度上是受啟動(dòng)壓力梯度所限制的。

表3　不同分區(qū)注采壓差與可動(dòng)用滲透率下限統(tǒng)計(jì)表Tab.3 Injection-production pressure and disposable permeability limit in different zones

3.3油水平面分布

圖4　研究區(qū)滲透率分布直方圖Fig.4 Permeability distribution histogram

受構(gòu)造作用影響，研究區(qū)呈現(xiàn)出西南低、東北高的構(gòu)造特征，在重力分異作用下，原油向構(gòu)造高部位聚集，因此對(duì)應(yīng)的初始含油飽和度隨構(gòu)造向北東方向逐漸升高。根據(jù)研究區(qū)各分區(qū)初始的平均含油飽和度與分區(qū)產(chǎn)能的對(duì)應(yīng)關(guān)系（見表4）可以發(fā)現(xiàn)，東區(qū)盡管產(chǎn)液水平相對(duì)較低，但產(chǎn)油量更高，含水率更低，在產(chǎn)液能力相近的條件下東區(qū)產(chǎn)能將高于西區(qū)，擁有更好的開發(fā)潛力。因此，油水在平面上的分布情況會(huì)在一定程度上影響到油藏產(chǎn)能。

表4　各分區(qū)含油飽和度與產(chǎn)能關(guān)系表Tab.4 Productivity with oil saturation in different zones

3.4油水垂直分布及射孔層位

從縱向角度而言，在重力分異作用下，研究區(qū)上部層位較下部層位含油飽和度更高，且研究區(qū)油藏各層段間存在隔夾層，所以在油層開采時(shí)對(duì)于合理開采方式的選取對(duì)產(chǎn)能將產(chǎn)生較大的影響。張方禮等［11］在低滲透多油層油井產(chǎn)能影響因素的研究中認(rèn)為，縱向非均質(zhì)性、層間壓力差異及單層壓力異常對(duì)分采及合采的產(chǎn)能有不同程度的影響。本次研究區(qū)整體屬于正旋回沉積，各區(qū)域縱向非均質(zhì)性差別較小，整體屬于同一壓力系統(tǒng)，且為正常壓力系統(tǒng)，因此，從儲(chǔ)層縱向方面而言，射孔參數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響［12］更加突出，尤其是射孔層位對(duì)產(chǎn)能的影響更大。以研究區(qū)西區(qū)的W1-W 2井為例（見圖5），兩井鉆遇儲(chǔ)層均體現(xiàn)出上部層位含油飽和度較高、下部層位含水較高的特征，兩口井儲(chǔ)層深度相差不大，但W1井僅射開上部層位，W2井實(shí)行全油層射孔。W1井與W2井相比雖然產(chǎn)液量相對(duì)較低，但含水率明顯更低，產(chǎn)油能力更強(qiáng)，由此可見對(duì)于高含水油層，適當(dāng)避免射開低部位含水較高的油層對(duì)于油井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、提高油井產(chǎn)能有著十分重要的意義。

圖5　W1-W2井連井剖面圖Fig.5 W1-W2 wells profile

4　結(jié)論

（1）對(duì)于油藏產(chǎn)能進(jìn)行分析時(shí)根據(jù)實(shí)際情況對(duì)研究區(qū)進(jìn)行分區(qū)將使產(chǎn)能評(píng)價(jià)更加細(xì)致，從不同分區(qū)的產(chǎn)能出發(fā)分析產(chǎn)能影響因素將為油藏生產(chǎn)提供更加可靠的依據(jù)。

（2）低滲透砂礫巖油藏最根本的產(chǎn)能影響因素仍為啟動(dòng)壓力梯度及儲(chǔ)層流體分布，其中，在啟動(dòng)壓力梯度的影響下不同注采壓差對(duì)油藏動(dòng)用程度有所區(qū)別，進(jìn)而對(duì)油藏產(chǎn)能也形成了一定程度的影響。

（3）對(duì)于高含水低滲透油藏，在隔夾層分布較為穩(wěn)定，下部層位較上部層位含水高的前提下，射孔層位的選取對(duì)于油藏產(chǎn)能的影響十分明顯。

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Study of production effect factors in high water-cut low permeability glutenite reservoir

GUO Yu1，ZHANG Tianyu1，LIU Zhe1，DENG Qingyang1，WANG Hao2
（1.College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Oil Production Plant 8 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 717612，China）

Evaluating the productivity and analyzing the effect factors is an indispensable part of formulating the reservoir development program while the low productivity low permeability glutenite reservoir with high water cut is no exception.Taking W well area ofWuerhe oilfield as an example，the productivity was analyzed by zoning the well area and then the production effect factors were analyzed，including reservoir characteristic parameters，the threshold pressure gradient，the distribution of oil and water and perforating parameters.In this process，the influence of injection-production pressure on the productivity with the effect of the threshold pressure gradient under the certain condition ofwell spacing was also analyzed. The result of the study showed that for the low permeability characteristic，the threshold pressure affects gradient reservoir producing ratio obviously so that it has a significant impact on the productivity while for the characteristic of high water cut，the selection of perforation positions also influences the productivity visibly.

low permeability reservoir；production effect factor；low productivity；high water cut

TE348

A

1673-5285（2016）07-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.012

2016－05-17