Y7侏罗系油藏精细描述及开发技术研究

赵辉，邹胜林，刘玉峰，张鹏刚，薛莉琼

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；2.中国石油长庆实业集团有限公司小河采油作业区，陕西西安718500）

Y7侏罗系油藏精细描述及开发技术研究

赵辉1，邹胜林1，刘玉峰1，张鹏刚1，薛莉琼2

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006；2.中国石油长庆实业集团有限公司小河采油作业区，陕西西安718500）

Y7油藏该区开发始于2014年，相比侏罗系同类油藏，储层物性相当，但目前压力保持水平低、水驱动用程度低、早期单井产量低，亟需深入开展储层特征研究、开发技术政策评价，为油藏持续稳产提供技术支撑。本文通过对研究区进行精细油藏描述，深化储层认识，开展单井产能受控因素研究，利用数值模拟、油藏工程、同类油藏对比法，确定适应油藏开发早期阶段的开发技术政策，为油藏高效开发奠定基础。

侏罗系油藏；精细描述

研究区开发始于2014年，截止目前，开发油井73口，日产液水平396 t，日产油206 t，综合含水47.8%，目前累积产油15.212 5×104t，采油速度2.15%，采出程度4.35%，注水井开井24口，日注水805 m3，累积注水35.317 4×104m3，月注采比1.9，累计注采比1.14。

与侏罗系同类油藏相比，储层物性相当，但该区油藏水井平均吸水厚度为4.0 m，水驱动用程度为34.0%，初期单井产能为2.8 t。呈现压力保持水平低、水驱动用程度低、早期单井产量低的现状，亟需深入开展储层特征研究、开发技术政策评价[1，2]，为油藏持续稳产提供技术支撑（见图1，图2）。

图1 压力保持水平及水驱动用程度对比图

图2 初期产能对比图

1 精细地质研究

1.1 研究内容

本次研究充分收集整理了研究区94口油水井的动静态资料，观察岩心1口，测井解释94口，绘制各类动静态图件121幅。研究内容涉及小层对比、沉积微相及砂体展布、构造特征、储层特征、油藏控制因素及成藏模式等，重点对油水井对应关系进行了细致研究[3-5]。

1.2 研究成果

（1）小层对比：本次研究利用标志层、电性特征标志、沉积旋回、岩性厚度对比等方法，采用骨架井层面拉平技术，对85口油水井延安组地层进行了系统划分与对比。将Y7分为Y71和Y72，由于本区无钻穿Y72的井，含油显示主要分布在Y7顶部，因此，本次只对Y71进行了详细研究。对研究区内建立的横、纵25条地层对比剖面，反复拉网对比、修正后、完善了分层方案，将Y71细分为Y711和Y712两个小层。各小层地层厚度变化在14 m～26 m。

（2）油水井注采对应关系：结合小层对比成果，从整体上看，研究区开采主力层位为Y711上段，但开采Y711下段、Y712非主力层油井12口，注水井有6口。分部位研究，在油藏东部注采不对应井有9口，例如YS3-59井组开发层位为Y711下段，YS6-57，YS7-57井开采层位为Y712；油藏中部注采不对应井有4口，例如YF1-50、YF3-49、YF4-49井开采层位为Y711下段，注采不对应；油藏南部注采不对应的井有5口，例如YV2-55、YV3-57、YV4-55开采层位为Y711下段，注采不对应。注采不对应是油藏产能未发挥、水驱动用程度低、压力保持水平低的主要原因（见图3）。

图3 研究区YS6-54-YS6-55-YS6-57-YS6-58油藏剖面图

（3）沉积微相及砂体展布特征：本次沉积相研究从岩心照片的观察描述入手，对取心井段进行精细的微相判识和标定，确定沉积相的类型，建立沉积相与测井相的对应关系，从而揭示沉积相的平面展布规律，对砂体分布进行科学预测。平面上发育3条辫状河道，河道宽度0.3 km～1.5 km；剖面上，主力层Y711发育两个单砂体，在大部分地区发育，多呈现厚层块状。砂体带呈北东-南西向展布，砂层厚度5.5 m～24.3 m。

（4）构造特征：顶面构造整体呈北东高，南西低的西倾斜坡，与区域构造背景一致，在YS2-57井处发育低幅度穹隆构造，东北方向YS2-57井～YS9-54一线，构造较陡，向西南构造变缓。

（5）储层特征：Y7油层组储层为灰白色、浅灰色、深灰色细～粗粒砂岩、粉砂岩及砾岩，岩性主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩、长石石英砂岩。砂岩碎屑成分平均占全岩含量82.1%。通过常规薄片，铸体薄片和扫描电镜观察，储层空间类型主要包括粒间孔、粒间溶孔。通过对取心井常规薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的研究，确定该区储层所经历的成岩作用主要有压实、压溶、胶结、溶蚀、交代作用和自生矿物的形成作用等。通过对100块岩心样品分析，渗透率最小值为0.830 2×10-3μm2，最大值为732.58×10-3μm2，平均值为141.06×10-3μm2。孔隙度最小值为10.63%，最大值为19.71%，平均值为17.11%，说明储层属于中孔中渗储层。从平面上看，主力层Y711孔、渗、饱相对高值沿河道方向分布。渗透率与孔隙度分布特征呈现出较好的相关性，孔隙度及渗透率平面分布较均匀。含水饱和度平面差异较大。油层主要分布在孔、渗较好的部位。

（6）油藏控制因素及成藏模式：该油藏是古地貌背景下小幅度鼻隆、穹隆构造控制的构造油藏。厚度大、分布广泛的古河道砂体为地层油气运移通道，在Y7的部分有利圈闭中形成边底水油藏。该区为辫状河砂体成藏模式。河道宽度大、厚度大的砂体边缘与穹隆构造相结合，形成良好的构造岩性圈闭，油藏类型以底水油藏为主。

2 建立储层三维地质模型

2.1 建模方法

本次研究应用Petrel地质建模软件，在精细地质研究的基础上，通过94口井数据整理、数据分析，应用相控建模的方法建立研究区相模型和孔隙度、渗透率、含水饱和度、NTG等属性的三维地质模型。实现了精细油藏描述成果的三维可视化。

2.2 质量控制

此次建模过程中，除了采用数据筛选、网格检查、地层对比、聚类分析、粗化前后数据对比等常规检查方法外，创新的采用了图件约束的方法控制模型精度。利用建模软件计算生成的孔隙度平面分布图、相概率分布图来约束模型计算。进一步保证了模型精度。

2.3 数值模拟模型

本次研究首次使用PETREL RE软件进行地模数模一体化，包括PVT、岩石属性、油水界面、流体等参数均在软件设置，网格数据与地模一致，保证了模型延续性和精度。按照拟合标准，对数学模型进行了50多次数据拟合，拟合后模型整体和单井参数均达到了模型应用要求。

2.4 数值模拟预测

结合目前开发现状，对8口注水井提出了下阶段注水调整方案（见表1，图4，图5）。

数值模拟跟踪预测指标显示，A方案实施后，产油量最多，含水上升最小，至2021年累积增油2 360.4 t，效果良好，建议实施。

表1 注水技术政策优化方案

3 合理开发技术政策评价

利用油藏工程、数值模拟、矿场实践分析确定合理开发技术政策，为开发调整提供依据。通过油藏工程法和借鉴侏罗系开发经验，初期压力保持水平基本在60%～70%最为合理。目前压力保持水平为58.8%，压力保持水平偏低；利用油藏工程法和借鉴侏罗系开发经验，合理流压在2.2 MPa～2.8 MPa。目前流压为1.94 MPa，与合理流压相比偏低；根据油藏工程法、数值模拟法及经验对比法综合得出该区合理采液强度在0.7～0.8。目前整体、东部和中部采液强度与合理值相比，都偏小；根据油藏工程法、数值模拟法及经验对比法综合得出合理注采比为1.3～1.5。目前整体和东部注采比与合理值相比，都偏小；利用油藏工程法、同类油藏对比法综合考虑合理单井产能为3.1 t。但初期单井产能为2.8 t，与合理产能相比偏低（见表2）。

图4 不同注采比下含水率对比曲线

图5 不同注采比下产油量对比曲线

表2 Y7油藏开发技术政策评价表

4 开发技术政策调整

结合油藏分部位特征和开发技术政策评价结果，找出下部调整的方向。油藏东部水驱动用程度低，压力保持水平低，区域能量恢复较慢，供液不足程度加剧，油井产能下降。重点完善小层注采对应关系，强化注水，提高单井产能。油藏中部底水发育，水饱高，采液不均（中部井网完善区油井见效快，边部物性相对较好井，见效慢）。重点完善局部注采井网，强化注水，均衡平面采液。油藏南部平面水驱不均，局部井网不完善，个别井组含水上升快。重点合理采液强度，温和注水，抑制含水上升。

结合各项研究成果，有针对性的对油藏各部位实施了开发技术政策调整。

（1）利用地质研究成果，精细小层对比发现全区注采不对应井12口，2016年完善注采对应关系9井次，对应见效油井17口，日增油0.31 t，累积增油355.15 t。

（2）结合细化开发单元成果，全年精细平面注采调整38井次，见效油井33口，累积增油268.5 t。相比2015年12月，油藏整体见效明显。

（3）针对剖面吸水状况差的水井，全年实施剖面治理5井次，措施后注水压力明显提升，水驱动用程度由34%上升到37%。对应见效油井19口，平均含水下降0.9%，单井日增油0.26 t，措施当年累积增油490.5 t。

（4）油藏东部区域能量恢复较慢，实施压裂引效措施9井次，单井日增油1.65 t；油藏中部以均衡平面采液为主，实施压裂和酸化6井次，单井日增油1.31 t；油藏南部局部水驱不均实施土酸酸化措施2井次，单井日增油0.97 t。全年措施增油5 166.6 t。

结合各项研究成果，全年共实施注水调整38井次，油井措施17井次，剖面治理5井次，完善注采对应关系9井次。通过开发调整，Y7油藏阶段自然递减由10.04%下降到7.77%，含水上升率控制在0.9%以内，单井产量由2.8 t上升到3.1 t，采油速度由2.06%上升到2.88%，油藏开发各项指标稳定向好发展。

5 结论和建议

（1）根据地层旋回特征，选取标志层和标志井，对研究区目的层段进行了地层对比和分层研究，将Y7储层，细分为Y711和Y712。

（2）对Y7油藏所取的100块岩心样品分析，渗透率最小值为0.830 2×10-3μm2，最大值为732.58×10-3μm2，平均值为141.06×10-3μm2。孔隙度最小值为10.63%，最大值为19.71%，平均值为17.11%，说明该区储层属于中孔中渗储层。

（3）结合数值模拟预测，合理开发技术政策，优化注采参数，提出8口井的注水调配方案，数模预测A方案效果最好，建议实施。

（4）建议加强油水井动态监测，根据动态变化，及时优化开发技术政策。

应用精细地质研究、建立三维地模数模、合理开发技术政策研究成果，为Y7油藏开发调整提供科学的理论依据和技术指导。同时也为侏罗系油藏早期开发提供了借鉴意义。

［1］李安琪，李忠兴.超低渗透油藏开发理论与技术［M］.北京：石油工业出版社，2015.

［2］程启贵.低渗透油藏开发典型实例［M］.北京：石油工业出版社，2014.

［3］刘文岭.高含水油田精细油藏描述特色实用技术［M］.北京：石油工业出版社，2014.

［4］赵军龙.三角洲油藏描述与地质建模研究［M］.陕西科学技术出版社，2009.

［5］贾爱林.精细油藏描述与地质建模技术［M］.北京：石油工业出版社，2010.

Y7 Jurassic reservoir fine description and development technology research

ZHAO Hui1，ZOU Shenglin1，LIU Yufeng1，ZHANG Penggang1，XUE Liqiong2
（1.Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China；2.China Petroleum Changqing Industrial Group Company，Ltd.，Xi'an Shanxi 718500，China）

The Y7 reservoir development began in 2014,compared to similar reservoirs of Jurassic,reservoir,but the pressure to maintain the low level,low producing degree of water flooding,the early low single well production,to carry out the research on the reservoir characteristics and development technology policy evaluation,sustainable development to provide technical support for reservoir.Based on the study area of fine reservoir description,deepen the understanding of reservoir,to carry out the research on the productivity of single well controlled factors,using numerical simulation,reservoir engineering,oil reservoir in contrast,determined to adapt to the development of technology policy in early stage of reservoir development,the basis for the efficient development of reservoir.

the Jurassic reservoir；fine description

TE122.12

A

1673-5285（2017）06-0122-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.026

2017－05-10

赵辉（1982-），2004年7月毕业于北京石油化工学院，过程装备及控制工程专业，现从事精细油藏描述工作，邮箱：615736366@qq.com。