南海东部M油田K油藏储层连通性研究

杨　娇，唐　放，赵伟超，吴雪晴

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东广州 510240)

南海东部M油田K油藏储层连通性研究

杨娇，唐放，赵伟超，吴雪晴

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东广州 510240)

摘要：：K油藏是M油田的主力油藏，为受潮流作用影响的陆架砂脊沉积，砂体的展布具有一定的方向性，新钻的开发评价井5井位于砂体展布的垂直方向，5井与主井区之间发育岩性尖灭的可能性大，且测井曲线特征与早期井对比差异很大，钻遇的砂层厚度相差也很大，5井区与油藏老井间的储层连通性是油藏研究的关键点。利用MDT压力资料、油水性质资料、地震资料和生产动态资料进行综合分析，确认了井间连通关系。

关键词：南海东部M油田；储层连通性;压力系统；波阻抗反演；历史拟合

1油田概况

1.1地质概况

M油田位于珠江口盆地中央隆起带东沙隆起西北部斜坡带、惠陆低凸起南部[1]，主要含油层分布在新近系下中新统珠江组，K油藏为一受低幅度披覆背斜控制的岩性-构造油藏，储层为受潮流作用影响的陆架砂脊和陆架砂席沉积(图1)，储层岩性主要为中-粗粒砂岩，孔隙度平均20.3%，渗透率平均583×10-3μm2，总体表现出较强的平面非均质性，属中孔、中-高渗储层。油藏中部深度1 863.7 m，原始地层压力18.58 MPa，压力系数1.017，地层温度91 ℃。

图1　M油田K油藏沉积模式

1.2生产特征

M油田K油藏共有8口井，主井区7口，东区(5井区)1口(图2)。主井区包括2口探井(1井和2井)和4口开发井(2A，3，4和4Sa井)，其中4井为定向井，合采K油藏等3个油藏，生产3年后因井下故障弃井侧钻4Sa井，开采其他油藏；2A和3井为K油藏水平生产井，投产后生产能力旺盛，连续生产近15年。目前油田因井下设施故障已停产，停产时K油藏3口开发井共累计生产原油近450×104t。

图2　M油田K油藏构造与地震属性叠合及井位分布

油田停产后，为落实油田储量潜力，在油田东部新钻了一口开发评价井5井，钻遇疑似K油藏砂体，但测井曲线特征与早期钻井差异很大，如图3。早期4口井钻遇的K油藏伽马曲线呈现明显的反韵律特征，而5井钻遇的K油藏伽马曲线为箱型；钻遇的砂层厚度相差也很大，早期各井钻遇K油藏砂层厚度约10 m，而5井钻遇的砂层厚度近25 m，且5井钻遇的K油藏顶比早期各井钻遇的顶深了20 m以上。沉积学研究表明，K油藏为受潮流作用影响的陆架砂脊，砂体的展布具有一定的方向性，垂直于砂体展布方向发育了岩性边界，而5井正好位于砂体展布的垂直方向，西北方向已发现岩性尖灭，主井区以东砂体尖灭的可能性很大，粉红色岩性尖灭线为岩性边界发育的可能位置，但具体尖灭范围较模糊。因此，分析5井区与早期各井之间的连通性、落实岩性边界，对落实K油藏储量潜力和剩余油分布及对后期井位部署和合理配产等具有重要意义。

图3　K油藏连井对比图

2连通性分析

2.1连通性分析方法

油藏连通性是油藏评价的重要内容[2-4]。目前常用的油藏井间动态连通性方法主要有示踪剂测试、注采动态和试井[5-7]等，这些方法的实施比较复杂，且会影响油田的正常生产。由于海上油田钻井周期短，录取资料往往很有限，且一般采用天然水驱生产，因此无法用常规方法判断井间连通性。本文利用MDT测压、油水性质等资料进行连通性初步分析，结合地震资料对储层进行精细刻画，最后结合生产动态资料对K油藏进行数值模拟，进一步确认井间连通关系。

2.2连通性分析

2.2.1 压力系统分析法

压力系统的分析是判断井间连通性的重要依据，同一油藏中的各井处于同一个水动力系统。原始条件下，处于同一个水动力系统中的各处压力是平衡的，若某井投产后，这种压力平衡关系则被打破，该压力系统内其他井的地层压力会有所下降[8]。

根据5井和1井的MDT测压资料，1井K油藏的埋深为-1 856 ～-1 867 m，原始地层压力为2 686～2 691 psi，5井K油藏的埋深-1 878～-1 894 m，原始地层压力为2 636～2 661 psi，5井区K油藏比1井区深20～30 m。根据原始地层压力与深度的线性关系，埋深越深，原始地层压力越大[8]，而M油田埋深较深的5井K油藏的地层压力却比1井区低了30～45 psi，说明5井区K层受早期生产井影响，地层压力下降了，因此初步认为5井区与主井区是连通的。

2.2.2 流体界面推算法

压力梯度与地层流体的密度相对应，由于毛细管力的作用，气层压力线与水层线的交点处毛细管力为零，交点深度即为自由水面的位置。因而在合格测压资料的基础上，利用压力资料能够推算出流体界面[9]，同理可以利用压力梯度求取油藏的流体界面。

M油田K油藏在主井区钻遇的最低油底为-1 867.3 m，5井钻遇油水界面为-1 876.4 m(图2)。根据1井MDT测压资料，绘制了地层压力与油水层埋藏深度的关系图(图4)，由此推算出1井K层的油水界面为-1 876.2 m；根据油线和水线的压力梯度反推的油密度和水密度分别为0.737 g/cm3和1.026 g/cm3，与实验室分析结果0.739 g/cm3和1.024 g/cm3接近，证实MDT压力外推的流体界面可靠。1井推算的流体界面与5井钻遇的油水界面基本一致，证明5井区与主井区具有统一的流体界面，进一步说明5井区与主井区是连通的可能性较大。

2.2.3 地震资料分析法

通常情况下，地震资料反映的是岩性界面信息，而通过岩性标定技术可以赋予地震资料以地质意义，利用其横向连续性，可以较直观地判断砂体的连通性[10]。结合区域沉积研究，K油层沉积时期，M油田为局限的海湾环境，波浪和风暴作用较弱，以潮流作用为主，砂体易被潮汐作用改造，主井区和5井区为受潮流作用影响的两套叠置的陆架砂脊砂体。通过地震属性分析、地震剖面刻画对K油层砂体进行追踪识别和精细解释，在波阻抗反演剖面上，可以清楚地看到K油层主井区与5井区在构造上北东方向不连通(图5上)，南部砂体对接(图5下)。

图4　1井地层压力与深度关系

图5　过主井区和5井区的波阻抗反演剖面

2.2.4 生产动态分析法

油藏数值模拟是研究剩余油分布状况的重要手段之一，准确预测剩余油的关键是模型生产动态历史拟合，通过生产历史拟合进行模型的验证，如果模型预测结果与生产动态相符，说明模型能较正确地反映现阶段的地质认识[11]。

针对5井区与主井区砂体连通性问题，分别假设连通和不连通两种情况，在模型中对油藏的生产动态进行历史拟合。5井区与主井区砂体不连通时，主井区砂体在构造东部为岩性尖灭，油藏东部无水体驱动；假设5井区与主井区砂体连通时，油藏东部有水体驱动。图6为K油藏主井区生产井3井生产历史拟合曲线，粉色实线为实际含水率随时间的变化曲线，蓝色虚线是两个井区不连通、无东边水体驱动时的含水率拟合曲线，蓝色实线是两个井区连通、有东边水体驱动时的含水率拟合曲线。可以明显看出，两个井区连通时，含水率的历史拟合效果更好。

图6　3井含水率曲线历史拟合对比

3结论及认识

(1)结合动态资料与静态资料, 采用压力系统分析法、流体界面推算法、地震资料分析法和生产动态分析法研究了M油田K油藏主井区与5井区的储层连通性。

(2) 研究认为M油田K油藏主井区与5井区的储层是连通的，根据这一认识对K油藏进行储量潜力和剩余油分布研究，发现油藏主井区以东和东南部有大量剩余油分布。该研究成果已经应用在M油田的开发调整方案中。

参考文献

[1]陈长民,施和生,许仕策,等.珠江口盆地(东部)第三系油气藏形成条件[M].北京:科学出版社出版,2003:119-123.

[2]杨敏.塔河油田4区岩溶缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究[J] .新疆地质,2004 ,22(2):196-199.

[3]刘振宇,曾昭英,翟云芳,等.利用脉冲试井方法研究低渗透油藏的连通性[J].石油学报,2003,24(1):73-77.

[4]唐亮,殷艳玲,张贵才.注采系统连通性研究[J].石油天然气学报,2008,30(4):134-137.

[5]杨虹,王德山,黄敏，等.示踪剂术在营八断块的应用[J].油田化学,2002,19(4):343-345.

[6]廖红伟,王琛,左代荣.应用不稳定试井判断井间连通性[J].石油勘探与开发,2002,29(4):87-89.

[7]张钊,陈明强,高永利.应用示踪剂术评价低渗透油藏油水井间连通关系[J].西安石油大学学报:自然科学版,2006,21 (3):48-49.

[8]邓英尔,刘树根,麻翠杰.井间连通性的综合分析方法[J].断块油气田,2003,10(5):50-53.

[9]王玉斗,李茂辉,温科扬,等.泡沫渗流机理及渗流模型研究[J].石油钻探技术,2010,38(4):104-107.

[10]王海更,汪利兵,刘洪杰,等.利用生产动态及地震资料分析井间河流相砂体连通性[J].海洋石油,2014,3(34):66-71,105.

[11]凌福海,刘伟新.采用滚动油藏数值模拟研究惠州26-1油田的增储挖潜措施[J].中国海上油气(地质),1999,13(3):217-223.

编辑：赵川喜

文章编号：1673-8217(2016)03-0092-04

收稿日期：2016-01-05

作者简介：杨娇，硕士，工程师，1983年生，2005年毕业于长江大学石油工程专业，2009年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业，现从事油藏方案研究和储量评价工作。

中图分类号：TE112.23

文献标识码：A