构造岩性油藏注水开发特征及调整研究<br/>——以青海油田七个泉油藏为例

构造岩性油藏注水开发特征及调整研究
——以青海油田七个泉油藏为例

2009-11-29陈河青王新海汪忠德

长江大学学报(自科版) 2009年7期

关键词：注采比油组水井

陈河青，王新海汪忠德

(油气勘探开发与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)(中国石化石油勘探开发研究院南京石油物探研究所，江苏南京 210014)

构造岩性油藏注水开发特征及调整研究
——以青海油田七个泉油藏为例

陈河青，王新海汪忠德

(油气勘探开发与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)(中国石化石油勘探开发研究院南京石油物探研究所，江苏南京 210014)

七个泉油藏为构造岩性油藏，其主要特征为含油井段长，油层跨度长，储层纵横向非均质极强，油层“薄、多、散、杂”，“四性”特征复杂多变，油气富集规律不清。利用数值模拟方法与油藏工程方法对七个泉油藏的开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在的主要问题，提出了相应的调整策略。

构造岩性油藏；开发特征；数值模拟；压力异常

1 七个泉油藏开发特征

七个泉油藏位于青海省柴达木盆地西部南区，在构造上属于柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区，油藏储层属冲积扇沉积[1]。全部油藏分为2个区块，Ⅰ区块位于油藏西部的构造高部位，Ⅱ区块位于油藏东部的构造低部位。1994年七个泉油藏投入试采开发，1995至1996年根据开发设计要求，按反九点法注采井网，其中VI油组为主力开发对象，不分开发层系开采整个油藏。七个泉油藏开发特征主要体现在以下几个方面：

1)单井无水采油期短，产量低在82口油井中均投产即见水，而且单井产量低，日产在1～2t的井为56口。

2)天然能量不足，自喷井少截止目前所钻的106口油水井中，仅有10口井投产初期能自喷采油，而且产量递减很快，自喷时间短，通常只有1～2月。

3)水平井产能低七个泉油藏已钻2口水平井，其中平1井投产日采油1.5t左右，目前已生产37个月，累积采油1516t，平2井投产日采油7t左右，但是递减速度快，目前已累积采油4169t。

4)油田含水上升快油井见水以后，含水呈明显上升趋势，含水上升率呈逐年加快的趋势。油田1999年含水15%，2000年底含水24%，截至2008年底全油田含水65.3%，如不采取有效措施，七个泉油藏将很快进入高含水期。

2 油田开发数值模拟手段

地质模型的建立采用斯伦贝谢公司的Petrel软件。网格类型为角点网格，油水井密集区采用了局部加密技术，模型网格总节点数为199864个。构造模型及属性模型均建立在测井解释数据上，包括100余口井的井轨迹、小层数据、断点数据、物性数据、单砂层顶底面数据、砂岩厚度、有效厚度以及岩性数据等。

2.1生产动态历史拟合

通过对建立地质模型和数值模拟模型所用到的测井解释资料以及实验室岩心、流体分析资料的分析，认为孔隙度、有效厚度、岩石压缩性、流体PVT参数等为确定性参数，修改范围极小，渗透率、相对渗透率曲线等位为不确定性参数，可以进行较大范围修改[2]。拟合指标主要为压力、累积采出量、含水率等参数[3]。通过反复拟合，表明该地区断层为封闭断层，Ⅱ区块早期存在弱的边水侵入。

2.2历史拟合后对开采特征的认识

图1 油藏压力拟合曲线

历史拟合完成后，笔者认为压力拟合变化趋势与油田实际测压资料相符合(见图1)。分析拟合过程中所调参数，对七个泉油藏的开采特征有以下几点认识：①七个泉油藏存在9条断层，从数值模拟历史拟合看，断层封闭时，Ⅰ区块6-4和6-6井产量和含水能够得到较好拟合。说明断距10m以上的断层均是封闭性断层。②七个泉油藏东部存在边水，在未实施人工注水补充能量时，在数值模拟的过程中添加边水，Ⅱ区块4-9和5-9 井拟合效果更好，后期实施人工注水补充能量后边水侵入迅速下降。③在数值模拟过程中采用了示踪剂追踪，模拟结果表明，注水井存在严重的单层突进，油井动用程度低，主力产层为Ⅵ油组部分小层。

3 数值模拟结果分析

3.1注采比与地层压力、水侵量的关系

以年为时间单位，计算出各年的水侵量和注采比。作出注采比与水侵量、地层压力之间的关系曲线，见图2和图3。从图2可以看出，油藏投产初期，由于油井逐渐增多，产液量上升，水侵量也逐渐增大，当1999年开始实施大面积的注水以后，水侵量快速降低，到2002年已经趋近于0。七个泉油藏由于边水能量小，再加上受断层的影响，水侵对Ⅰ区块油井的生产状况没有影响，但是在油藏投产初期边水侵入对II区块油井的产量影响较大。从图3中可以看出，1995年投产以后地层能量迅速下降，从1995年到 1999年由原始压力10.3MPa已迅速下降到5.7MPa。1999 年大面积实施注水以后，日注水量由1997年的120m3迅速上升到1999年的360m3，地层压力有所回升，2000年以后注采比保持1.2左右，地层压力保持稳定，并略有上升。

图2 水侵量与注采比关系图3 注采比与地层压力关系

3.2压力平面分布规律

图4 Ⅵ油组7～9小层压力分布图

根据油藏数值模拟结果，从目前地层压力分布图(图4)分析，由于边水能量微弱，进行早期人工注水补充能量开发，采用反九点面积注水方式，在注水井井区形成明显的高压区，地层压力10.0～13.0MPa左右，靠近Ⅱ区块边水附近井区压力也相对较高。形成局部异常高压的原因主要有：①断层为封闭性断层，注入水受到断层的遮挡，当2条断层将注水井夹在中间时容易形成异常高压区，这种类型的井主要有Ⅰ区块6-1井和新6-3井。②沉积作用的影响。七个泉油藏砂体主要为冲积扇沉积，连片性差，砂体小。当一个砂体只注不采或只采不注时，容易形成局部压力异常，Ⅰ区块4-1井就属于这种类型。

3.3剩余油分布规律

从剩余油饱和度分布图(图5和图6)可以看出，在注水井井区剩余油饱和度低，其他区域剩余油饱和度高，水淹程度低，剩余油连片分布。

剩余油分布存在以下特征：①注采系统的完善程度控制着剩余油的分布。注采系统对储量的控制程度、注采系统和储层的配伍性及边水能量的大小决定了油藏的剩余油分布规律。②储层非均质性是影响剩余油分布规律的主要因素，七个泉油藏平面上砂体变化大，透镜体多，纵向上油层多，合层开采，层间渗透率级差大，多数油层处于弹性动用或未动用状态，注入水平面波及系数较小，大部分区域剩余油富集。③注水井与注水井之间形成滞油区，这是由于注水井之间两侧驱动水的推进，两条水线尚未相接时，在水线前缘间形成剩余油区域。例如Ⅵ油组15小层Ⅰ区块的4-3、4-5、4-7、4-9、6-9、6-11之间出现明显的滞油区(图6)。这种剩余油分布特征与油藏的井网完善程度密切相关，随注入水的不断推进，水线逐渐靠近，剩余油分布形态将由条带状逐渐演变为两端粗，中间细的葫芦状，最后被分割开来，在两端形成片状。