南堡潛山油藏剩余油分布模式及挖潛對策

劉薇薇，王力那，唐懷軼，商 琳，孫彥春

(中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063004)

冀東南堡凹陷潛山主要含油層系為奧陶系，為海相碳酸鹽巖沉積，屬于裂縫-孔洞型碳酸鹽巖儲層，共發(fā)育南堡1～5號五個潛山構(gòu)造。其中南堡2號潛山位于南堡凹陷南部南堡2號斷層上升盤，西鄰南堡1號潛山，東鄰南堡3號潛山，發(fā)育奧陶系和寒武系地層，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。

南堡2號潛山油藏屬于雙重孔隙介質(zhì)，滲流規(guī)律復(fù)雜，受儲層非均質(zhì)和采油速度等因素影響，在平面上不同位置水錐高度相差較大，各井油氣產(chǎn)能差異大，剩余油分布規(guī)律復(fù)雜。前期研究成果認(rèn)為，南堡潛山裂縫系統(tǒng)、基質(zhì)系統(tǒng)中仍殘留剩余油，油藏宏觀上呈不連續(xù)分布，具備提高采收率潛力。為了進(jìn)一步落實剩余油潛力，開展了南堡潛山油藏剩余油分布模式及挖潛對策研究，進(jìn)一步分析開發(fā)潛力，落實剩余油富集規(guī)律，探索開發(fā)調(diào)整技術(shù)。

1 油藏地質(zhì)特征

南堡2號潛山油藏屬于帶氣頂塊狀邊底水油藏(見圖1)，儲集空間主要以裂縫-孔洞型為主，裂縫走向為近東西向，少數(shù)為北東東向，傾角50°～90°，孔隙度1.7%～5.0%，滲透率(0.01～261)×10-3μm2，為低孔中低滲儲層。南堡2號潛山自2010年開始進(jìn)行開發(fā)，采取整體部署、滾動開發(fā)原則，針對老堡南1斷塊采取一套井網(wǎng)一套層系、350～600 m頂密底疏井網(wǎng)，整體部署12口開發(fā)水平井，1口定向井，初期利用天然能量開發(fā)，目前采取注氣開發(fā)方式。

圖1 南堡2號潛山油藏剖面

動靜態(tài)資料結(jié)合分析水線推進(jìn)狀況，平面上劃分為塊狀底水區(qū)、邊水區(qū)、物性差區(qū)和氣頂區(qū)(見圖2)。不同區(qū)域開發(fā)特征不同，塊狀底水區(qū)位于構(gòu)造低部位，所有井均由底水沿裂縫錐進(jìn)造成高含水；邊水區(qū)位于構(gòu)造中部位，具有一定的邊水能量，裂縫大范圍發(fā)育，平面非均質(zhì)性強(qiáng),造成單井生產(chǎn)效果差異大，初期能量充足，目前能量不足；氣頂區(qū)位于構(gòu)造高部位，遠(yuǎn)離邊底水，處在油氣過渡帶附近，初期生產(chǎn)效果好且穩(wěn)產(chǎn)時間長，目前能量不足；物性差區(qū)位于構(gòu)造東部，遠(yuǎn)離主控斷層，裂縫不發(fā)育，開采狀況差,動用程度低。分析認(rèn)為，平面上推進(jìn)速度差別大，內(nèi)部小斷層附近裂縫系統(tǒng)發(fā)育，斷層不起封隔作用，井底附近水錐高度大，低部位水平井和定向井均已高含水，高含水、低采出程度是目前主要問題。

圖2 南堡2號潛山平面區(qū)域劃分

2 剩余油分布規(guī)律

2.1 縫洞建模

南堡2號潛山儲層為基質(zhì)-裂縫雙重介質(zhì)油藏，基質(zhì)建模采用常規(guī)建模方法，模型建立的關(guān)鍵是裂縫建模。裂縫建模為雙重介質(zhì)儲層建模，其重點(diǎn)、難點(diǎn)在于基質(zhì)、裂縫及其竄流參數(shù)的研究。本次建模采用先進(jìn)的離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型技術(shù)，在孔洞建模的基礎(chǔ)上建立裂縫模型，采用確定性建模和隨機(jī)建模相結(jié)合的方法，利用克里金插值方法建立構(gòu)造模型，利用算法穩(wěn)健的序貫高斯模擬建立屬性模型。基質(zhì)建模采用Petrel軟件完成，縫洞模型采用Fracman軟件完成。

研究利用鉆井、地震、動態(tài)等反映構(gòu)造裂縫、溶蝕孔洞的數(shù)據(jù)，分類型、分尺度開展了潛山儲層雙重介質(zhì)建模。其中，溶蝕孔洞、基質(zhì)及中小尺度裂縫以統(tǒng)計規(guī)律和巖相為約束，采用隨機(jī)建模；大裂縫或低級序斷層采用確定性建模方式，最后根據(jù)縫洞儲層滲流規(guī)律，得到雙重介質(zhì)孔滲模型。

本文從裂縫巖心觀測入手，在地質(zhì)分析、成像測井以及巖心描述的基礎(chǔ)上，采用多種地震屬性對南堡2號潛山裂縫進(jìn)行預(yù)測約束。成像測井顯示南堡2號潛山有效裂縫方位主要為近東西向，少量為北東東向。最后以局部裂縫產(chǎn)狀、規(guī)模、裂縫密度預(yù)測、裂縫敏感地震屬性為依據(jù)，預(yù)測了走向和傾向發(fā)育的裂縫，并與生產(chǎn)動態(tài)資料進(jìn)行對比，檢驗裂縫的合理性。在單井縫洞儲集體識別及井間縫洞儲集體地震預(yù)測的基礎(chǔ)上，采用地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)隨機(jī)模擬技術(shù)，以溶洞發(fā)育概率體為約束，建立中小尺度溶蝕孔洞的三維分布模型。

應(yīng)用Fracman裂縫建模軟件，將裂縫與溶蝕孔洞融合在一起，建立南堡2號潛山縫洞耦合模型(見圖3)，利用序貫高斯模擬計算得到南堡2號潛山儲層基質(zhì)孔隙度和滲透率模型。

數(shù)值模擬研究采用雙孔單滲模型，與常規(guī)數(shù)模不同的是，雙孔單滲模型能更真實反映流體在基質(zhì)和裂縫雙重介質(zhì)中的流動，常規(guī)數(shù)模只能反映流體在基質(zhì)中的流動[1-2]，南堡2號潛山屬于裂縫-孔洞型碳酸鹽巖儲層，因此，本次油藏數(shù)值模擬模型采用雙孔單滲雙重介質(zhì)模型，分別建立基質(zhì)模型和裂縫模型。平面網(wǎng)格步長為50 m均勻網(wǎng)格，Z方向網(wǎng)格步長為15 m，網(wǎng)格系統(tǒng)定義為68×68×92，網(wǎng)格數(shù)為425 408個。

本次擬合是在對油藏地質(zhì)的精細(xì)認(rèn)識和油藏生產(chǎn)動態(tài)分析的基礎(chǔ)上，參照油藏綜合分析成果(油藏水線推進(jìn)情況)進(jìn)行。注意將油藏模型與油藏綜合分析成果、油田開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)資料相矛盾的地方及時與地質(zhì)建模人員討論，不斷完善油藏水淹認(rèn)識，使油藏數(shù)值模擬擬合結(jié)果更接近生產(chǎn)實際。

歷史擬合的工作制度是生產(chǎn)井定地面產(chǎn)液量來擬合區(qū)塊和單井的含水、產(chǎn)油量、氣油比等參數(shù)，擬合結(jié)果見圖4。此次生產(chǎn)歷史擬合共擬合13口井，其中水平井11口，定向井2口，符合率達(dá)90%。

圖3 南堡2號潛山油藏縫洞耦合模型

圖4 南堡2號潛山單井產(chǎn)油擬合曲線

2.2 平面剩余油分布

通過剩余油分布油藏數(shù)值模擬研究得到平面剩余油分布情況，如圖5、圖6所示。從圖中可以看出，裂縫中含油飽和度低于基質(zhì)中含油飽和度，基質(zhì)巖塊系統(tǒng)平面剩余油比較富集，裂縫系統(tǒng)水洗區(qū)域剩余油飽和度依然很高；裂縫系統(tǒng)平面剩余油主要分布在斷層根部、井間、物性差區(qū)及井網(wǎng)未控制區(qū)域。

從油水相滲曲線得到的含水與采出程度關(guān)系曲線也可以看出，含水上升規(guī)律整體上與裂縫系統(tǒng)的理論曲線吻合，天然能量開發(fā)主要以開采裂縫中原油為主。

圖5 基質(zhì)系統(tǒng)含油飽和度

圖6 裂縫系統(tǒng)含油飽和度

2.3 縱向剩余油分布

由于縱向上底水錐進(jìn)受沉積蓋層及潛山內(nèi)幕的低滲層遮擋影響，底水錐進(jìn)面呈不規(guī)則的形態(tài)展布[2]。目前水錐面形態(tài)表明，南堡潛山油藏目前已處于開發(fā)后期，裂縫油水界面明顯抬升，水錐上升現(xiàn)象非常嚴(yán)重，但在構(gòu)造高部位、油層頂部及部分非滲透層遮擋的區(qū)域還存在大量剩余油。

受基質(zhì)-裂縫雙重介質(zhì)、儲層非均質(zhì)性和采油速度等因素的影響，油藏不同部位的水錐頂深相差比較大，水錐高度隨時間推移不斷變化。

將基質(zhì)巖塊系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)目前含油飽和度場進(jìn)行疊合，疊合結(jié)果如圖7所示。從圖中可以看出，南堡潛山油藏含油飽和度場目前存在四個條帶：即水淹帶、油水過渡帶、高含油帶和純氣帶。

圖7 基質(zhì)-裂縫疊合含油飽和度

統(tǒng)計了基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)的采出狀況，目前裂縫系統(tǒng)采出程度高達(dá)26.6%，基質(zhì)巖塊系統(tǒng)采出程度僅為4.9%，基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)地質(zhì)儲量采出程度僅為11.4%，剩余可采儲量共計35.1×104t，充分說明目前南堡潛山油藏裂縫系統(tǒng)、基質(zhì)巖塊系統(tǒng)仍然具有極大的提高采收率潛力。

2.4 剩余油分布模式

前期剩余油潛力分析結(jié)果表明，南堡潛山油藏裂縫系統(tǒng)、基質(zhì)巖塊系統(tǒng)中仍殘留大量剩余油，油藏宏觀上呈不連續(xù)分布，大體存在5種剩余油模式：沿邊界斷層附近區(qū)域；內(nèi)部高斷棱帶；風(fēng)化侵蝕作用下形成的局部殘丘山；井錐間及遠(yuǎn)井低部位；低滲透巖塊系統(tǒng)及小縫小洞控制的剩余油[3]。

通過平面及縱向剩余油分布規(guī)律研究，得到裂縫系統(tǒng)剩余油分布模式，如圖8所示。南堡潛山油藏基質(zhì)系統(tǒng)剩余油富集，裂縫系統(tǒng)水洗區(qū)域剩余油飽和度依然很高，剩余油呈條帶狀和片狀分布，分析認(rèn)為其存在5種剩余油分布模式，分別是油層頂部富集型(閣樓油)、井間滯留型、斷層根部型、井網(wǎng)未控制區(qū)和物性差區(qū)剩余油，統(tǒng)計了裂縫系統(tǒng)不同剩余油分布模式的剩余地質(zhì)儲量狀況，5種剩余油類型的剩余地質(zhì)儲量共計89.7×104t其中高部位富集型24.3×104t，井間滯留型13.5×104t，斷層根部型12.6×104t，井網(wǎng)未控制型23.2×104t，物性差型16.2×104t，裂縫系統(tǒng)在高強(qiáng)度開采后仍具有一定的剩余油潛力。

圖8 裂縫系統(tǒng)剩余油分布模式

3 不同剩余油類型挖潛對策

碳酸鹽巖油氣藏提高采收率方法主要以氣驅(qū)為主，驅(qū)替介質(zhì)有CO2、N2和烴類[4-5]。南堡潛山油藏剩余油在縱向上主要富集于油藏中高部位，平面上主要分布于井間、構(gòu)造高部位井網(wǎng)未控制區(qū)域、斷層根部和物性差區(qū)，通過注氣驅(qū)油能有效動用油藏中高部位的原油。南堡潛山于2013年5月份開展提高采收率先導(dǎo)試驗，先后實施了N2驅(qū)、N2吞吐、N2泡沫、水氣交替，水驅(qū)現(xiàn)場試驗，除水驅(qū)外均取得了一定效果。截至目前，累計注N223井次，累計增油2.9×104t，換油率1.5，投入產(chǎn)出比1∶2.86。通過實施注N2措施，有效解決了潛山油藏低采出程度下水平井高含水的難題。

注N2驅(qū)油的作用機(jī)理為降低原油黏度、體積膨脹補(bǔ)充地層能量、驅(qū)替微小孔徑中的原油及重力分異形成人工氣頂置換頂部剩余油[4-6]?？p洞型油藏水驅(qū)后，特別是底水驅(qū)動后，油藏中上部溶洞內(nèi)仍有大量剩余油存在，在水驅(qū)波及系數(shù)難以提高時有必要轉(zhuǎn)入N2驅(qū)。

3.1 油層頂部富集型

根據(jù)油藏構(gòu)造特征和剩余油分布特征，針對油層頂部富集型剩余油即閣樓型剩余油，可以利用自注自采的單井“注氣替油”方式挖潛，通過向地層注入N2燜井，由于重力分異作用，N2不斷上升至閣樓頂部，聚集并占據(jù)閣樓空間使得油氣界面和油水界面不斷下降，當(dāng)油水界面降至生產(chǎn)井底后開井，原油便能不斷采出[4-6]。

針對油層頂部富集型剩余油，南堡潛山油藏首次開展了復(fù)合N2驅(qū)替研究與礦場實施，主要在N2氣頂重力驅(qū)壓水錐、增能作用基礎(chǔ)上，復(fù)合CO2氣體對原油的溶脹萃取能力，進(jìn)一步提高驅(qū)替效率，提高換油率，主要應(yīng)用于單井點(diǎn)吞吐。先導(dǎo)試驗結(jié)果表明，5口井均見到明顯增油效果，單井累計增油均在500 t以上，5口井累計增油6 000 t。

3.2 井間和斷層根部

在潛山碳酸鹽巖油藏開發(fā)過程中，由于N2粘度低，流度大，易沿優(yōu)勢滲流通道發(fā)生竄流，注入水(N2)波及系數(shù)大大降低[4-6]，在井間和斷層根部存在大量剩余油。N2-水交替驅(qū)和N2驅(qū)先導(dǎo)試驗初期增油效果明顯，后期效果變差。

進(jìn)一步挖潛井間和斷層根部剩余油的開發(fā)模式為調(diào)堵+N2驅(qū)，不僅能有效啟動頂部剩余油，還能抑制氣竄，擴(kuò)大波及體積。主要針對中高部位裂縫連通較好、氣竄嚴(yán)重的問題，利用改性淀粉膠+高溫顆粒體系堵劑調(diào)堵大裂縫，對大裂縫進(jìn)行有效封堵，有效擴(kuò)大后續(xù)注入氣體波及體積，抑制氣竄。

經(jīng)過油藏條件對比與技術(shù)可行性分析，選取了典型井組開展調(diào)堵+N2驅(qū)試驗，對應(yīng)油井日產(chǎn)油由措施前的4.17 t上升至7.68 t，含水由86.9%下降至77.4%，說明調(diào)堵能有效封堵大裂縫體系，抑制氣體突破，擴(kuò)大波及范圍。

3.3 井網(wǎng)未控制區(qū)

從構(gòu)造高部位井網(wǎng)未控制區(qū)裂縫與基質(zhì)系統(tǒng)剩余油分布狀況看，該區(qū)還存在大量剩余油，具有部署調(diào)整井的潛力基礎(chǔ)。結(jié)合構(gòu)造特征與剩余油分布，部署調(diào)整井P2017和P2018兩口油井，井距350 m左右，水平段長度依據(jù)前人研究成果為205 m。

頂部區(qū)域主要受地層能量影響出現(xiàn)日產(chǎn)油水平下降，越靠近頂部，距離邊底水越遠(yuǎn)，地層能量下降越快，穩(wěn)產(chǎn)時間越短。P2018井位于構(gòu)造最高部位，在充分利用氣頂能量的同時進(jìn)行注氣補(bǔ)充頂部區(qū)域能量，減緩產(chǎn)量遞減。因此，設(shè)計頂部注N2，即P2018注氣，另外兩口井采油(見圖9)。

圖9 頂部斷塊井位部署

對比研究了現(xiàn)井網(wǎng)單井吞吐、完善井網(wǎng)衰竭開發(fā)和完善井網(wǎng)頂部注氣三個方案的提高采收率情況，預(yù)測結(jié)果見表1。

從表1可以看出，與完善井網(wǎng)衰竭開發(fā)方案對比，完善井網(wǎng)頂部注氣方案累產(chǎn)油增加1.3×104t，通過完善井網(wǎng)與頂部注氣相結(jié)合，累增油5.04×104t，可提高頂部斷塊采收率7.7%。

表1 不同方案提高采收率效益評價

3.4 物性差區(qū)

遠(yuǎn)井區(qū)域裂縫體系儲層不發(fā)育或控制程度低引起裂縫體系中油水界面上升慢，使得剩余油富集。針對裂縫發(fā)育較差、低滲透區(qū)域控制的剩余油，以改造儲層物性為治理思路，采用大型酸壓措施增加孔滲性。國內(nèi)塔河油田、華北油田、勝利油田等均進(jìn)行了不同程度的深度酸壓、復(fù)合酸壓增產(chǎn)工藝探索，取得了良好的增油效果[7-10]。

以南堡潛山P2010井為例，該井巖石基質(zhì)物性較差，原生孔隙和次生孔洞不發(fā)育，儲集空間以連通度較低的獨(dú)立溶蝕縫洞為主，裂縫及其連通的溶蝕孔為主要儲集空間和滲流通道，具有一定的儲油能力，但供給能力差，兩次酸壓改造增油效果明顯，建議后期開展大型深度酸壓、復(fù)合酸壓，溝通更多溶蝕縫洞。

4 結(jié)論

(1)南堡潛山油藏基質(zhì)系統(tǒng)剩余油富集，裂縫系統(tǒng)水洗區(qū)域剩余油飽和度依然很高，剩余油呈條帶狀和片狀分布，存在5種剩余油分布模式，分別為油層頂部富集型、井間滯留型、斷層根部型、井網(wǎng)未控制區(qū)和物性差區(qū)剩余油。

(2)南堡潛山油藏含油飽和度場目前存在4個條帶：即水淹帶、油水過渡帶、高含油帶和純氣帶。裂縫系統(tǒng)采出程度高達(dá)26.6%，基質(zhì)巖塊系統(tǒng)采出程度僅4.9%，基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)地質(zhì)儲量采出程度僅11.4%，具備提高采收率潛力。

(3)油層頂部富集型剩余油可采用復(fù)合N2驅(qū)提高采收率；井間滯留和斷層根部剩余油可利用調(diào)堵+N2驅(qū)提高動用程度；構(gòu)造高部位井網(wǎng)未控制區(qū)可通過完善井網(wǎng)與頂部注氣結(jié)合提高采收率；物性差區(qū)剩余油以大型酸壓改造儲層物性為治理思路。