伊朗南阿扎德甘油田Sarvak油藏产能评价及影响因素

刘辉，郭睿，董俊昌，刘莉，刘扬，衣英杰

（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 中国石油工程建设公司）

0 引言

中东大型碳酸盐岩油藏特征与国内外其他碳酸盐岩油藏尤其是裂缝性碳酸盐岩油藏有很大的差别[1-5]，导致了开发模式具有很大差异[6-10]。合理有效的产能评价决定了钻井工作量，是快速建产和高效开发此类油藏的关键。中东大型碳酸盐岩油藏地质条件复杂，非均质性严重，影响水平井产能评价[11-12]。本文通过伊朗南阿扎德甘油田Sarvak油藏产能评价及储集层物性参数对产能影响分析，探讨中东大型碳酸盐岩油藏油井生产规律及产能影响因素，为此类油藏的开发部署及优化调整提供合理依据。

1 油田概况

1.1 油藏特征

南阿扎德甘油田位于伊朗西南部，为一个南北向的长轴背斜构造，地质储量40×108m3，是目前世界上最大的未开发油田[13]。

南阿扎德甘油田共有 4套含油层系，其主力油藏Sarvak为带边底水的大型整装碳酸盐岩油藏，岩性为生物碎屑灰岩，储量占油田总储量的 92%，油藏埋深2 600～3 000 m。Sarvak油藏共分为12个小层，其中S-3小层由于分布稳定，物性相对最好，全区含油，为主力产层。整个油藏油水界面由南向北倾斜，高度差达300 m。平均油层厚度75 m，油藏原始地层压力为31.5 MPa，地饱压差在17.2～20.7 MPa，平均孔隙度14.5%，平均渗透率 17.8×10−3μm2，裂缝不发育，属于中孔低渗孔隙型碳酸盐岩油藏。原油黏度为5 mPa·s，相对密度为0.927 9，油质偏重。

1.2 试采动态

Sarvak油藏目前共有9口试采井，基本分布在构造主体部位，均采用衰竭自喷生产。截至2011年5月，平均试采期为27个月，平均单井产量345 m3/d，油压4.42 MPa，基本不含水。在试采期间，油井生产特征差异大（见表1），主要表现为：①产量变化范围大：直井产量222～478 m3/d，水平井产量119～630 m3/d；②单井储量控制程度差异大，表现为相同时间内各井累产油相差较大；③油压下降速度差别较大，月递减幅度在 0.03～0.08 MPa，表明各井区地层压力递减速度相差较大。

表1 Sarvak油藏试采井开发指标

2 油井产能评价

2.1 日产油与油压关系

由4口水平井日产油与油压的关系曲线（见图1）可见，日产油与油压呈线性关系，除 AZN-22井外，相同油嘴条件下（油嘴尺寸见表 2）的日产油-油压具有相同的斜率，由Poettman油嘴模型：

q = C Dmptn（1）

可知，n=1；研究区各井油嘴系数 C基本相同（见表2），经试算得出油嘴指数 m=2。因此，日产油与油压关系符合Poettman油嘴模型的简化形式，即童式油嘴产状模型[14]：q=CD2pt。

图1 水平井日产油与油压关系

表2 水平井油嘴系数关系表

为进一步验证模型的适用性，把 5口直井与水平井进行统一分析。由图 2可见，日产油与油压的关系较明显，两者呈线性关系，并且油嘴相同的点基本分布在同一条直线上（AZN-02井因压力计事故测量误差大），拟合程度较高。以上研究表明，在油嘴直径不变的情况下，油井日产油与油压具有线性相关。

图2 Sarvak油藏试采井日产油与油压关系

2.2 日产油与累产油关系

累计产油量受油井工作制度调整影响较小，可反映油井控制储量及生产能力。该地区累产油与日产油关系表明（见图3），各井日产油随累产油量增加而递减，累计产油与日产油在半对数坐标上具有较好的线性关系，即：

图3 试采井日产油与累计产油关系

2.3 日产油与油嘴关系

前已述及，该地区油井符合Poettman油嘴产状模型，因此，由（1）式可得日产油与油嘴幂率关系，即：

2.4 产能评价模型

由于试采期间工作制度频繁调整导致产量和油压产生波动，为克服这种波动对产能评价的影响，设定换油嘴前的油嘴直径为D1，将其代入（4）式：

将（5）式代入（3）式，可得调整工作制度过程中任意油嘴下的产量模型：

由于该地区油嘴尺寸与日产油具有幂率关系，因此，建立该地区油井换油嘴的日产油与油嘴尺寸的幂率对应关系（见表3）。

由表3可见，该地区油井换油嘴的m值在1.46～1.58，平均为 1.50，将其代入（6）式，同时，设改变工作制度后油嘴尺寸为D2，经整理可得该油藏产量预测模型：

2.5 模型适应性评价

AZN-02井和AZN-15井油压较低，为延长自喷生产期，2012年对2口井的工作制度进行了调整。利用模型（7）预测了油嘴调整后的产量，其预测结果与调整后的实测产量基本一致（见表 4），表明推导的产能评价模型符合该地区油井实际生产情况。

表3 试采井日产油与油嘴尺寸对应关系表

表4 2口试采井预测与实测产量对比表

3 应用

3.1 油井产能预测

在对该油藏进行单井产能评价时，考虑到部分试采井产量较高导致油压下降较快，且油田建产采用衰竭开发，为防止过早停喷，保证油田开发具有一定稳产期，需针对不同试采井的井况调整工作制度。系统试井研究表明，该地区油井合理的油嘴尺寸应为8.33～12.70 mm，因此，利用模型（7）对试采井调整油嘴后的产量进行预测。

由表5可见，换油嘴后预测日产油平均为273 m3，比换油嘴前产量低了 22%。由于这批井的试采时间较长，已出现递减趋势，因此，换油嘴后更有利于保证油田开发稳产期，有效规避产量递减风险。

表5 Sarvak油藏试采井产量预测评价

3.2 油藏产量剖面预测

根据上述由试采动态得到的产能评价模型，预测该油藏合理的单井平均产能为270 m3/d（稳产3年）。在此基础上，根据油田实际建产要求拟定了钻井工作量，开展了指标预测，得到Sarvak油藏产量变化图（见图4）。

图4 Sarvak油藏产量变化图

预测的高峰产量稳产期为3 a，第4～7 a的平均递减率为6.2%，在投资回收期78个月内累产油1×108m3。经济评价表明，在回购合同模式下，开发指标合理，项目内部收益率达到要求，有效规避了投资风险。

4 产能影响因素

Sarvak油藏采用水平井整体开发，水平井部署在S-3主力产层中。由于对油藏的认识还存在诸多不确定性，将会对水平井的产能造成影响。本文基于对产能主要影响参数的分析，建立油藏地质模型，设立基础方案和高方案、低方案，利用油藏数值模拟方法研究各参数对产能的影响。

4.1 产能影响参数

4.1.1 Kv/Kh值

Sarvak碳酸盐岩储集层为高位体系域沉积，有效厚度较大，整体为一个向上变浅的反韵律地层序列，岩心分析得到的 Kv/Kh值平均为 0.54（见表 6），考虑到目前中东地区类似碳酸盐岩油藏 Kv/Kh值为 0.1～1.0，设定低方案Kv/Kh值为0.1，高方案Kv/Kh值为1.0，基础方案Kv/Kh值为0.54。

表6 Sarvak油藏主力产层Kv/Kh值分布

4.1.2 层间隔夹层分布

Sarvak油藏主力小层S-3与下部小层S-4之间存在致密夹层（见图5），根据已有资料预测全区范围内厚度在 2 m以上的夹层平面展布面积占油藏总面积的45%。由于目前井控区域外的油藏面积较大，同时非均质性严重，因此，对有效井控区域外的隔夹层分布预测存在不确定性，该致密夹层可能全区分布。故基础方案隔夹层面积比例取45%，高方案取100%。

4.1.3 纵向传导率

前已述及，该油藏层间发育隔夹层，而目前对厚度在2 m以下的薄夹层的有效遮挡性还不明确，根据目前试采井动态监测，部分薄夹层的遮挡性在纵向上可能较弱，不能起到夹层遮挡作用，方案中取纵向传导率乘子为0.5和1.0，以分别考虑夹层起部分遮挡作用和不起遮挡作用的情况。

图5 Sarvak油藏S-3与S-4层典型井区剖面图

4.1.4 渗透率

渗透率是反映储集层物性最重要的参数。目前试井解释渗透率是岩心分析渗透率的 2倍左右，尤其是主力产层 S-3（见表 7），表明储集层微观孔隙结构复杂，非均质性严重。根据试井解释渗透率，模型中S-3层渗透率值取 17.5×10−3～70.0×10−3μm2。4.1.5 天然水体大小

表7 不同方法测试的渗透率对比表

该地区缺乏有效水层评价资料，静态模型得到的水体大小至少是油藏的 4倍，中东地区巨型油藏的水体倍数一般较大，方案中设定水体大小倍数为4和8，考察生产动态对水体大小的敏感性。

4.1.6 流体PVT物性

流体PVT实验结果表明，该油藏流体物性存在一定差异性，表现为不同井区饱和压力相差较大，因此，将Sarvak油藏流体物性分为3个区（见表8）。考虑到PVT实验数据的误差，低方案中仅取1个流体分区。

表8 典型取样流体物性对比表

4.2 方案设定

综合以上分析，为评价不同参数对产能的影响，同时考虑到各方案的可比性，根据各参数取值区间范围在2倍左右的原则，设立了基础方案以及相应的高（低）方案（见表9）共9种进行综合对比分析（见表10）。

4.3 综合对比分析

建立Sarvak油藏数值模型（见图6），在相同开发技术政策条件下，利用水平井整体开发。利用数值模拟方法，通过分析各参数对油田稳产期的影响，研究储集层及流体参数对产能的影响。

图7为各方案稳产期对比图，其中，方案4的稳产期最短，不到1年，其次是方案6和方案3；而方案7的稳产期最长，接近6年。其余方案的稳产期在4年左右。把不同参数的高（低）方案稳产期与基础方案进行对比，可分析不同参数对产能的影响权重（见图8）。

表9 各参数基础方案及高（低）方案

表10 各参数综合对比方案表

图6 Sarvak油藏数值模型

图7 各方案稳产期对比图

图8表明，隔夹层分布对稳产期的影响最大（89%）；Kv/Kh值对稳产期影响也较大（50%）。这表明纵向非均质性，尤其是储集层内部隔夹层，对此类油藏利用水平井开发时的产能影响最大。由于水平井部署在 S-3小层中，因此，后期优化调整时，需考虑在 S-3层物性局部变差的区域适当采用大斜度井，贯穿下部层系S-4至S-6，以减小隔夹层的影响，增大单井控制储量，提高下部层系动用程度，有效确保油井产量。

图8 不同参数的影响权重分析图

储集层渗透率对稳产期影响也很大（67%）。由于油藏非均质性严重，因此，需要进一步开展压力恢复试井、核磁共振等测试，深入有效地评价储集层物性，并对目前低产低效井开展酸化等增产改造措施，有效改善储集层物性，降低非均质性对产能的影响。相对而言，水体大小及流体物性对稳产期作用较小，说明油藏在开发初期可利用自身天然能量开采并维持一定产量规模。

5 结论

利用试采动态资料，建立了符合南阿扎德甘油田Sarvak油藏的产能预测模型，揭示了油井的生产规律：该油藏油井日产油与油压具有线性关系；工作制度调整前后的油嘴尺寸与日产油具有幂率关系；为确保 3年稳产期，合理的平均单井产能应在270 m3/d左右。

对于类似Sarvak油藏特征的块状碳酸盐岩油藏，利用水平井开发时，层内隔夹层分布及储集层渗透率是影响水平井产能的最主要因素，因此，在开发调整中，在物性较差的区域可适当采用大斜度井，减小隔夹层的影响，增大单井控制储量，同时加强酸压措施改造，有效提高储集层物性。

符号注释：

q——油井日产油，m3/d；C——油嘴系数，介于 0.1～1.0，只与油井生产油气比有关；D——油嘴直径，mm；pt——油管压力，MPa；m——油嘴指数；n——油压指数；a, b——日产油与累产油半对数关系式中的系数；C′——油嘴转换系数；D1——换油嘴前的油嘴直径，mm；D2——换油嘴后的油嘴直径，mm；Q——累计产油量，104m3；Kv/Kh——垂向渗透率与水平渗透率之比，表征储集层各向异性。

[1] 赵树栋. 任丘碳酸盐岩油藏[M]. 北京: 石油工业出版社, 1997: 18-20.Zhao Shudong. Carbonate reservoir in Renqiu[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997: 18-20.

[2] 卞德智, 赵伦, 陈烨菲, 等. 异常高压碳酸盐岩储集层裂缝特征及形成机制: 以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(4): 394-399.Bian Dezhi, Zhao Lun, Chen Yefei, et al. Fracture characteristics and genetic mechanism of overpressure carbonate reservoirs: Taking the Kenjiyak Oilfield in Kazakhstan as an example[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(4): 394-399.

[3] 杜金虎, 周新源, 李启明, 等. 塔里木盆地碳酸盐岩大油气区特征与主控因素[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(6): 652-661.Du Jinhu, Zhou Xinyuan, Li Qiming, et al. Characteristics and controlling factors of the large carbonate petroleum province in the Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2011, 38(6): 652-661.

[4] 赵文智, 沈安江, 胡素云, 等. 中国碳酸盐岩储集层大型化发育的地质条件与分布特征[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(1): 1-12.Zhao Wenzhi, Shen Anjiang, Hu Suyun, et al. Geological conditions and distributional features of large-scale carbonate reservoirs onshore China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(1): 1-12.

[5] 谭承军, 吕景英, 李国蓉. 塔河油田碳酸盐岩油藏产能特征与储集层类型的相关性[J]. 油气地质与采收率, 2001, 8(3): 43-45.Tan Chengjun, Lü Jingying, Li Guorong. Correlativity between productivity features and reservoir type in carbonate oil reservoirs of Tahe Oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery, 2001, 8(3): 43-45.

[6] 李宗宇. 塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨[J]. 石油与天然气地质, 2007, 28(6): 856-862.Li Zongyu. A discussion on development strategies for the Ordovician fractured-vuggy carbonate rock reservoirs in Tahe oilfield[J]. Oil & Gas Geology, 2007, 28(6): 856-862.

[7] 张旭. 任丘油田雾迷山组碳酸盐岩块状底水油藏的注水开发[M]. 北京: 石油工业出版社, 1989.Zhang Xu. Water flooding of carbonate reservoir in Wumishan Formation, Renqiu oilfield[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1989.

[8] 王禹川, 王怒涛, 袁晓满, 等. 碳酸盐岩缝洞型油藏产能评价方法探讨[J]. 断块油气田, 2011, 18(5): 637-640.Wang Yuchuan, Wang Nutao, Yuan Xiaoman, et al. Discussion on deliverability evaluation method of fractured-vuggy carbonate reservoir [J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2011, 18(5): 637-640.

[9] 贺洪举, 张树东, 邱泉, 等. 非均质碳酸盐岩储层及产能评价方法探索[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2008, 30(1): 89-92.He Hongju, Zhang Shudong, Qiu Quan, et al. Heterogeneous carbonate reservoirs and the productivity evaluation[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition,2008, 30(1): 89-92.

[10] 刘海啸, 李卫新, 刘晓虹, 等. 碳酸盐岩储层产能预测方法探索[J]. 测井技术, 2004, 28(2): 152-154.Liu Haixiao, Li Weixin, Liu Xiaohong, et al. On productivity forecast technique for carbonate reservoir[J]. Well Logging Technology, 2004,28(2): 152-154.

[11] 杨俊峰, 刘仁静, 姜汉桥. 底水油藏水平井开发影响因素研究[J].科学技术与工程, 2011, 20(11): 4870-4873.Yang Junfeng, Liu Renjing, Jiang Hanqiao. Study on affecting factor of horizontal well in bottom water reservoir[J]. Science Technology and Engineering, 2011, 20(11): 4870-4873.

[12] 徐义卫. 夹层对底水油气藏开采影响的数值模拟研究[J]. 江汉石油学院学报, 2004, 26(1): 78-79.Xu Yiwei. Numerical simulation of influence of interbed on production of reservoirs with bottom water[J]. Journal of Jianghan Petroleum Institute, 2004, 26(1): 78-79.

[13] Wilkinson J R, Teletzke G F, King K C. Opportunities and challenges for enhanced recovery in the Middle East[R]. SPE 101679, 2006.

[14] 童宪章. 油井产状和油藏动态分析[M]. 北京: 石油工业出版社, 1984.Tong Xianzhang. Production situation and reservoir dynamic analysis[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1984.