红南油田K1S1油藏剩余油挖潜研究

2012-08-20郭建军中国地质大学北京能源学院北京100083

石油天然气学报 2012年3期

关键词：底水水淹射孔

郭建军（中国地质大学（北京）能源学院，北京100083）

张守松（中国石油勘探开发研究院国际项目评价研究所，北京100083）

易安祥（中国石油天然气勘探开发公司阿尔及利亚，北京100083）

李炜（中国地质大学（北京）能源学院，北京100083）

1 油藏介绍

红南油田2块K1S1油藏为一块状边底水构造油藏，构造及岩性是控制油藏的主要因素，驱动类型以边底水驱动为主。含油层系是白垩系三十里大墩组（K1S1－1～K1S1－4），油藏埋深1400～1600m，含油面积3.1km2，平均油层厚度13m，动用地质储量633×104t。红南油田构造较简单，内部仅发育一条2m左右断层。K1S1油藏发育细砂岩，砂岩段为块状，有稳定的泥隔层。主要夹层有3个，钙夹层1－1、泥夹层1－1、泥夹层2－1。泥夹层2－1发育且分布稳定，以这个夹层的顶底为界，将含油段K1S1－2分成上下2个油层段。平均孔隙度28.5%，平均渗透率760×10－3μm2，平均残余油饱和度29.4%。

原油性质较好，具有低密度、低粘度、低气油比和中等体积系数的特点，地面原油密度0.8g/cm3，粘度2.5mPa·s，气油比98m3/t，体积系数1.12，原始地层压力10.8MPa。

2 精细油藏地质研究成果

将红南2块开发层纵向上按沉积旋回划分为4个小层，建立了横纵7个骨架剖面。在取心井HN222井岩心分析基础上建立了夹层划分测井响应标准，由此划分了6个岩性夹层。其中油层段内整体分布泥岩夹层1个，局部分布钙质夹层1个，条带状分布泥岩夹层1个。其中分布广泛的泥钙质夹层对油井生产，尤其是底水锥进有一定的影响。

储层非均质性强，水平渗透率变异系数3.9，垂直渗透率变异系数达到1.5。水平渗透率一般大于垂直渗透率，平均为其3.1倍。

红南油田原构造图以10m间距等高线作图，现采用2m小间距等高线作图，突出油层顶面的微幅构造，为寻找剩余油分布提供依据。

3 剩余油分布规律研究

3.1 油藏油水运动规律研究

油藏总体水驱特征为：无水开采期较长，基本达54个月左右；2007年以前，综合含水沿采收率50%的趋势缓慢上升。采出程度达到23.0%左右时迅速上升，2011年含水已由40%快迅上升到86.0%。

2005年3月开始提高排量生产，在保持稳产的同时，2008年以后油藏进入中含水期再次大幅度提液，迅速上升至高含水期，日产油由320t下降到77t。从油藏含水上升率来看（图1），2007年以前基本保持在1.8%

左右；2008年以来，含水上升率迅速提高，比上一年平均提高10.4个百分点，油井暴性水淹严重[1]。

图1 油藏含水上升率

分析认为，生产压差变大是引起含水快速上升形成水锥的重要影响因素。历年油藏平均地层压力是持续下降的，从动液面资料分析流压也是下降的，2009年动液面已降至762m。油藏平均生产压差2007年前上升平缓，但之后生产压差加大上升幅度更为明显，由2.3MPa上升到3.0MPa再上升到4.6MPa，相应的综合含水也是迅速上升的，由43.0%上升到63.0%再上升到86.3%。由此分析，生产压差大的井更容易暴性水淹[2]。

3.2 平面水淹规律研究

从平面上总体来看，水淹方向基本由边部推向轴部中心；由南到北方向性明显、推进速度快，南部整体水淹情况严重；轴部靠北的井受水锥影响，暴性水淹严重，受生产不均衡影响，油水界面很不均衡；水淹受构造影响最大，低部位井容易水淹；其次夹层尤其是泥夹层2－1对抑制水淹起到重要的作用；生产压差和射孔位置也对油井水淹程度有重要影响[3]。图2为红南油田K1S1油藏井位分布图。

图2 红南油田K1S1油藏井位分布图

东西向轴部井含水上升规律：自西向东大幅度上升。由最东部的HN218井开始，然后是西部低部位的HN213井，由东、西往HN205井附近推进；由西向中部的推进速度相对更快。

南北向轴部井含水上升规律：由最南部的HN215井开始向北推进，北部由HN211井开始向中部推进。南向中部的推进速度相对更快。

1）油井水淹从低部位向高部位逐步推进，平面上南部速度快、北部慢 1998年7月以前，出水井仅为南部的HN212井和HN215井。2口井位于构造南部低部位，物性较好，同时整体稳定分布的K1S1－2段顶部泥夹层2－1在该区较薄（约3m）且具有一定的渗透性，对抑制底水锥进的能力较弱。因此，可认为底水淹沿南部推进速度快。

至2011年，只有中心靠北部3口井低含水，其他井基本进入高含水阶段。从累积含水看，轴部靠北的井累积含水低，反映水淹主要受水锥影响较大。

2）油井水淹速度受生产压差、夹层厚度及射孔位置影响明显 2005年3月开始大幅度提高排量高速生产，油藏生产压差明显增大，油藏含水上升明显；尤其到2006年以后，生产压差从1.8MPa迅速提升到2008年的4.6MPa，整个油藏内部形成一个巨大的压降漏斗，油藏含水迅速上升。

夹层对缓解水淹起到重要的作用。对比2005年同期完钻井，油藏较中心部位的HN2－33井水淹程度比东部边部的HN2－35井严重，分析该井水淹方向并非由东向西，而是由HN206井→HN2－43井→HN2－33井或由HN215井→HN208井→HN2－42井→HN2－33井，水淹程度与隔夹层分布相当一致。

从构造位置来看，东、西最边部井HNP2C井和HN221X井位置并不高，但是见水时间却较晚，含水上升速度也相对较慢。分析原因是射开段下面不仅有4m厚的泥夹层，而且射孔段在钙夹层上部，夹层起到了主要作用。

3）平面上水淹不均匀，油藏已经不再具备统一的油水界面 2004～2008年完钻了大批过路井，分析这些井的电测资料变化，可以清晰了解油水运动规律。以HN222井作为对比（已经证实水淹），按一定方向对比周围邻井，分析南部及北部低部位井已基本水淹，靠近中心部位井的水淹程度轻。

计算油水界面，南部HN2－42井上升了18m，北部HN2－31井只上升了5m，抬升幅度明显低于南部，说明油藏内部油水界面已很不均衡。2009年完钻一批井，当时周围油井已高含水。但资料显示除南部HN2－49井严重水淹外，其他井并未完全水淹，进而说明油水界面不统一。

3.3 纵向上水淹规律研究

从纵向上来看，纵向上水淹分为底水水淹和边水水淹。底水水淹情况有3种：①油藏物性好的南部底水推进速度快；②大排量生产，生产压差加大，容易引起底水锥进；③油井射开层距油水界面近，底水容易推进到井底。

边水水淹主要受夹层影响，夹层可以起到阻挡底水上升的作用：当底水遇夹层会绕流，此时如果提高生产压差，会加大压降漏斗，水会快速进入油层上部导致水淹。南部井比北部井水淹严重，说明油藏内部油水界面已很不均衡；而北部靠轴部井底水基本保持原始状态。

1）南部油井水淹受边水和底水双重影响，边水影响较大 2005年南部同期完钻5口井，从它们与HN222井电性对比可以看出，全井段基本水淹（除HN2－43井），最高水淹至870m；而北部低部位井HN203井低含水，HN203井射孔底深886.31m。分析HN2－42井水淹不是底水造成的，一定有边水水淹。从HN2－43井与老井HN206井对比来看，HN2－43井上部电性明显变差，分析为边水水淹。南部井水淹模式初期为底水抬升，产生次生边水后，水淹方向由南向轴部推进。

2）西部井水淹受构造影响，底水水淹为主 HN2－39井全井段水淹，其低部位邻井HN221X井射孔顶深较HN2－39井低3m并未完全水淹。由此分析西部井以底水水淹为主，之后边水水淹，边水方向由西向轴部推进。

3）东部井水淹为南部边水推进及底水锥进共同作用东部HN218井，于2000年8月最早见水。该井射孔底深887.9m，距离油水界面14m左右；该井周围具有较厚的夹层，厚度6m，分析水来源于南部的边水。东部HN2－35井不仅受底水水淹严重，同时通过与老井HN206井对比，水淹段有2段，说明也存在边水水淹，由此推判边水方向来自南部。

HN2－35井2007年回采K1S1油层，射孔底深878.9m，但结果出水，分析该井于2005年完钻后，边水继续水淹至顶段。此时其邻井HN201井只是低含水，其射孔底深885.2m，近一步说明HN2－35井并非只是底水水淹。

4）北部生产井少，水淹不严重，为次边水水淹 2004年在北部完钻8口过路井，其中轴部靠北的HN2－23井及HN2－31井与1996年完钻的HN10井电性相当，说明该区此时基本保持原始未水淹状态，北部井底水抬升幅度明显低于南部。该区水淹较早的HN211井于2004年2月开始见水，此时东部邻井HN218井含水已达70%以上。邻井HN2－25井9月显示水淹。分析该区为边水，来自HN218井方向。

5）轴部井因生产压差的快速放大，导致底水锥进，油井快速水淹 2009年轴部井几乎全部水淹，但从2009年完钻的过路井电测曲线来看，除南部的HN2－49井水淹严重外，其他井并未完全水淹，说明轴部井是底水锥进影响。

引起底水锥进原因分析是生产压差的快速放大导致。2005年油藏采液速度及采油速度提高，油藏生产压差逐渐变大。2007年生产压差达到2MPa以上，并逐步上升，达到了引起底水锥进的界限压差2.5MPa。2007年起轴部井逐渐进入含水阶段，边底水由边部向轴部推进，此时若增大生产压差，就会引起水锥，导致油井快速水淹。

3.4 剩余油分布研究

2009年完钻井具有规模性，并且投产后未水淹特征明显，因此以此为重点研究油藏剩余油分布。结合水淹测井解释图版，确定未水淹层提出挖潜措施。

2009年完钻9口井，通过与邻近老井对比，认为HN10井未水淹，开采层为油层。以该井为基准，对比分析认为 HN2－46井、HN2－38井、HN2－36井未水淹，HN2－45井、HN2－19井上部未水淹。HN2－37井和HN2－28井基本未水淹。综合考虑确定HN2－46井、HN2－28井补孔。

通过寻找全区未水淹层寻找剩余油分布有利区。根据已生产井大幅见水时间，算出从原始油水界面到油层段射孔底部抬升距离，得到油水界面年平均抬升高度，从而推算目前的油水界面[4，5]；以构造顶减去目前油水界面，就是推算的未水淹厚度，根据此方法，老井未水淹区主要在北部，而南部井基本全井段水淹（表1）。结合2009年完钻井的测井曲线，计算出未水淹层段，做出未水淹厚度的平面分布图。HN216井、HN2－38井至HN2－28井区未水淹厚度相对较大，是主要的潜力区。