中高含水期边底水砂岩油藏历史拟合方法——以阿利斯库木油气田白垩系M

中高含水期边底水砂岩油藏历史拟合方法——以阿利斯库木油气田白垩系M－Ⅱ层北区为例

2014-03-18郑强中石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

石油天然气学报 2014年10期

关键词：底水水井油井

郑强（中石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

左毅（中石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009）

李淑凤，王言

马崇尧，孙超（中石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

1 油藏基本特征及开采特征

阿利斯库木油气田白垩系M－Ⅱ层为边底水背斜砂岩油藏（图1），构造高部位为气顶，北东边界受断裂控制，构造低部位受油水界面控制，沉积厚度平均34．3m，油层厚度平均8．6m，油层平均孔隙度21．31%，平均渗透率91．34mD，垂直渗透率为水平渗透率的0．35倍，属中孔、中渗储层。该油田于2001年全面投入开发，2004年为了恢复地层压力，在北区采取了边外注水，由于边底水侵入和注入水水窜，2011年12月该油田含水率达到73．33%。

图1 阿利斯库木油气田M－Ⅱ层北区构造及采油井见水方向图

2 准确建立地质模型的做法

2.1 井震结合确定油藏构造和油水、油气界面

利用22口井的地震合成记录，对M－Ⅱ层3个小层的顶、底面进行了精细标定。结合3口井的VSP垂直地震剖面时深关系，确定了M－Ⅱ层解释方案，完成了全区地震追踪解释。工区内断裂较发育，运用水平切片、沿层切片、相干及三维可视化等方法，根据地层产状、断扭程度对断裂进行了精细解释和合理组合，共解释96条正断裂。注水井AR101、AR102和AR99井转注后，断层另一侧相邻油井压力上升，说明内部小断层未起遮挡作用（表1），模拟时可以忽略断层对开发指标的影响。

表1 阿利斯库木油气田注水前后油井压力变化统计表

通过曲线标准化和岩心归位，建立了岩性图版、孔隙度模型和油层图版，确定该油藏油气层的下限为：孔隙度（Ø）≥12%、电阻率（ρt）≥4．1%、含油饱和度（So）≥41%。根据各井解释结论，确定该油藏北部原始油水界面为－910m，油气界面为－885m。结合测井和地震确定的构造图，得到了该油田的含油、气分布图以及边底水分布区域。

2.2 按单砂体建立地质模型

为准确描述油气水分布、模拟油水运动规律和确定剩余油潜力区，以单砂体为单元建立地质模型（图2）。

图2 阿利斯库木油气田M－Ⅱ层单砂体地质分层

由于断层多且复杂，建立构造模型时应用RMS地质建模软件，该软件能快速准确地建立复杂断层的构造模型。由于油气水分布复杂，建立地质属性模型时，首先利用确定性建模方法，采用克里金方法绘制各小层油层、气层、水层的有效厚度平面分布图，然后建立三维地质模型。在建立的地质模型基础上，再根据油藏剖面图，逐层逐井修正含油、含气和水体分布区域。

3 边底水油藏的历史拟合方法

3.1 基础地质模型存在的问题

按单砂体建立的基础地质模型准确确定了各层油、气、水分布，但由于油藏的非均质性和边底水的影响，利用该模型进行模拟计算，计算的地层压力低，油产不出，水注不进，因此需根据区块和单井的压力、产油量、含水率等主要开发指标，修改产层的渗透率和边底水规模，使各区及单井的开发指标得到较好拟合。

3.2 拟合注入水对开发指标的影响

3．2．1 利用试井解释渗透率修正测井解释渗透率模型

根据油气藏渗流力学达西定律，用于数值模拟的渗透率地质模型应为有效渗透率模型。受资料的限制，地质建模只能建立测井解释渗透率地质模型。为了修正测井解释渗透率模型，建立了试井解释渗透率与测井解释渗透率关系（图3）。从图3中可看出，测井解释渗透率与试井解释渗透率呈现两段式：当测井解释渗透率大于120mD，压力恢复曲线反映出均质无限大储层渗流特征；当测井解释渗透率小于60mD，试井解释渗透率远大于测井解释渗透率，压力恢复曲线反映出储层中裂缝渗流特征，为拟合这些区域的井的产量和地层压力，可修改产层的渗透率，同时根据试井解释，修改地层因数、泄油半径等。

3．2．2 根据见水方向和见水层位修改方向渗透率拟合含水率

根据以油井为中心的井组开发曲线、油藏剖面注采连通图、产吸剖面，结合产出水矿化度、示踪剂试验等资料，分析注水时间、注水量对产液量、含水率及地层压力、流压的影响，通过以油井为中心、以井组为单元的生产动态分析方法可确定采油井的来水方向和见水层位。以AR22采油井为例，AR22井在2005年6月前利用天然能量开发时不含水，AR101井注水1年后，AR22井于2005年10月开始见水，本井含水率升降与AR101井注水量大小呈正相关关系，AR101井注水后本井油井压力上升，根据注采对应层位，确定了AR22井的来水方向和见水层位为AR101井的 M－Ⅱ-3层，2008年3月AR103井注水后，该井的含水升高受AR103井影响。

利用该方法对所有采油井进行分析，确定了各采油井的来水方向和见水层位。根据采油井的来水方向和见水层位，修改方向渗透率，拟合受注入水影响的采油井含水率［1］。

图3 阿利斯库木油气田M-Ⅱ层测井解释渗透率与试井渗透率关系曲线

3.3 拟合边底水对开发指标的的影响

3．3．1 应用物质平衡方法确定边底水能量及驱动方式

利用物质平衡方法，确定该油藏累计水侵量为467．08×104m3，2011年水侵量为65．45×104m3。2011年主要驱动能量由大到小依次为注水驱、天然水驱、溶解气驱（表2），所占比例分别为48．37%、46．14%、4．7%。

表2 阿利斯库木油田油气田M-Ⅱ层北部驱动指数及水侵量

3．3．2 利用解析水体卡拟合边底水对开发指标的影响

根据水体分布范围，利用Fetkovich水体卡，通过修改水体大小和水侵系数，对产出边底水采油井的含水率进行拟合。通过拟合，确定北区水体体积是油体积的10倍。

3．3．3 利用虚拟注水井技术拟合边底水对开发指标的影响

由于构造复杂和油藏非均质性严重，部分产边底水采油井的含水率对Fetkovich水体卡不敏感。为了拟合这部分采油井的含水率，采用了虚拟注水井技术［2］。做法是在产边底水的采油井附近水体分布区内虚拟一口或多口注水井，通过调整虚拟注水井注入压力和注水量来拟合产边底水采油井的含水率。其原理是注水井的渗流力学传导方程与边底水驱动的渗流力学传导方程一致，设置虚拟注水井可等效软件中提供的边底水卡，优点是可根据油藏地质特征和生产动态灵活设置虚拟井。使用该技术的关键是注水井注入压力的设置，原则是虚拟注水井的井底流压不能大于所在区域的地层压力。当采油井的地层压力下降时，虚拟注水井位置的地层压力高于采油井位置的地层压力，虚拟注水井开始注入，对采油井的产水起作用。