潜山有利储层精细评价

摘 要：潜山油藏对提高油田原油产量具有重要意义。该潜山油藏储集空间主要是裂缝，并含有少量的空隙。经过多年的开发调整水淹较严重，埋深越深水淹程度越严重，老井调补层及重复压裂措施效果逐年变差，油井控制程度较低，采收率低。所以，对潜山有利储层的精细评价对提高油田采收率具有至关重要的作用。

关键词：储层评价;产能特征分析;注水效果评价;水平井评价;剩余油分布

1 开发历程及现状

该潜山油藏自1991年9月正式投入开发以来，至今已经将近30年，开发过程中该油藏采油速度受投产井井数和含水控制，投产井井数受井网建设影响，随着基础井网建设及加密、扩边后，投产井井数基本保持稳定，含水受注采调控影响，呈现平稳--上升--下降--平稳的过程。

2 产能特征分析

2.1 油藏未见边底水，天然能量开发阶段产量、压力下降快

根据试油试采资料看，该潜山油藏未发现边底水，含油最高部位-1700m，最低为-2600m，油层分布主要受岩性和裂缝控制。证明了该油藏初期仅靠内部弹性能量驱动。但由于受裂缝发育程度的影响，其驱动方式极其不稳定，导致生产压力下降快。1989-1991年利用天然能量开发，压力系数降至0.8。

该潜山油藏原始压力20.45MPa，饱和压力5.3MPa，经计算弹性采收率为2.0%。其经验计算公式：

式中：ER1-弹性采收率，2.0%;Ct-综合压缩系数，239.6×10-51/MPa;ΔP-原始地层压力与饱和压力之差，15.15MPa;Co-原油压缩系数，75.1×10-51/MPa;Cw-地层水压缩系数，50.6×10-5 1/MPa;Cf-岩石压缩系数，9.46× 10-4 1/MPa;Swi-束縛水饱和度，32.5%;Soi-原始含油饱和度，67.5%。

溶解气驱采收率计算结果为7.2%。其经验计算公式：

式中：Φ-孔隙度，5.1%;Bob-饱和压力下的地层原油体积系数，1.064;K-空气渗透率，4.0×10-3μm2;μob-饱和压力下地层原油粘度，1000MPa·s;Pb-饱和压力，5.3MPa;Pa-废弃压力，4MPa;Swi-束缚水饱和度，32.5%。

从以上计算中得出该油藏一次采收率为9.2%，可见油藏本身具备一定的天然驱动能量。经计算弹性产量比值（实际累产量与理论弹性产量比值）4.2，按照SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》标准，该油藏属于天然能量不足。

2.2 纵向2300m以上产量较高，主要受原油粘度影响

该油藏在开发过程中未见边底水，自潜山顶面以下整体含油，生产井段距潜山顶面300m-350m以上，即2300m以下时，油井初期日产油低，累产油也远低于2300m以上的生产井，主力产油层段集中在2300m以上。原油粘度是影响纵向上油井产能的主要因素，随着深度的增加，该油藏原油粘度增大，2300m以下的油井低产低液。

2.3 平面上高产井集中在构造腰部，主要受岩性变化影响

该潜山油藏腰部岩性为混合花岗岩优势岩性，以I类和II类生产井为主，I、II类油井产量占总累产的98%，是该潜山油藏的主要产油区域，即混合花岗岩区域是潜山的主力部位。南部片麻岩、基性侵入岩发育，直井常规压裂产量低，初期日产0.7-10.2t/d，累产油低，一般在0.2×104t以下。岩性复杂低产地区地质储量85.32×104t，累产1.29×104t，采出程度只有1.5%。

3 注水开发效果评价

3.1 储层吸水能力强，纵向各段均有效注入

区块1991年12月开始注水，共有注水井19口，在储层范围内17口井均能正常稳定注入，其中1900-2200m有注水井2口，2200-2300m有注水井11口，2300m以下注水井6口，注水井基本分布在2200m以下，占总井数的89%，单井累注23×104m3。

3.2 油井见效比例高，注水是保证油井产量、实现稳产的关键

油井均不同程度见到注水效果，见效井主要分为含水上升缓慢型，这类油井生产特征表现为液、油均上升;另一类见效井为含水突破型，这类油井生产特征表现为提液，含水突破;还有一类井为早期上返到牛心坨砂岩的井，这类井上返较早，不在注水受效范围。含水缓慢上升型见效井单井累产油较含水突破型高1×104t以上，累产水低2×104m3以上。

3.3 平面各方向油井均有见效，注水延主裂缝方向推进较快本区块的主裂缝方向为北东向，通过示踪剂资料显示，示踪剂延裂缝方向推进速度较快。

3.4 纵向上注采高差是影响注水效果的主要因素

区块早期注水以注采对应及高注低采为主，注水井注水层段平行于生产层段或高于生产层段，造成油井见水早，一般为含水突破型受效，导致生产能力大幅下降。通过对区块注采井纵向位置调整，目前基本形成低注高采的注采形式，拉大纵向上注采高差，区块产液量稳步提高，增油效果明显，年递减率由10.2%下降到4.8%，含水上升率由6.2%降至5.0%。纵向上的注采高差和平面注采井距均影响单井生产效果，纵向注采高差越小，平面注采井距越近，越容易含水突破。

3.5 高含水期老井措施及直井加密调整效果变差

对比不同含水生产井重复压裂效果，随油井含水率升高，重复压裂效果变差。重复压裂前含水低于60%的生产井，重复压裂后增油明显高于含水高于60%的生产井，平均单井措施累增油0.57×104t。重复压裂前含水高于80%的生产井，重复压裂措施效果较差，增油效果不明显。

统计2300m以上采用射孔方式压裂投产的61口直井的各项措施，单井可调整措施2-5次，平均单井累产2.3×104t。首次压裂效果最好，之后调层、重复压裂、补层等措施有一定的增油效果，措施实施效果逐渐变差，措施次数越多，效果越差。

3.6 预测现开发方式采收率20.6%

利用衰减法预测现开发方式下水驱采收率为20.6%。

4 剩余油分布规律研究

根据数模和动态分析认为，目前区块的剩余油主要分为三大类，一是在低注高采开发方式下，潜山顶面构造高部位水淹程度低，剩余油富集;二是注采井网椎间带，未受水淹波及区域，剩余油富集;三是南部岩性复杂，直井产能差异大，注采井网不完善，剩余油富集。

高部位未动用型主要集中在构造高部位2000m以上，基本没有油井投产的部位，受低注高采的影响，基本未受水淹，剩余油富集。椎间带剩余油一般分布在注水井上方，未受注水波及的区域，这类剩余油呈条带状分布，基本全区都有分布。岩性复杂区域，岩性差，注采井网不完善，油井产能低，剩余油富集，储层难动用，需要进行储层改造才能完成储层动用。

参考文献：

[1]吴东胜，郭建华，吴智勇，何宏.古潜山储层模糊评价方法及其应用[J].西南石油学院学报，2001（03）.

[2]李铁军.大民屯凹陷变质岩潜山储层综合评价研究[D].大庆：大庆石油学院，2003.

作者简介：

任凤伟（1987- ）男，满族，籍贯：辽宁凤城，毕业于中国石油大学（北京），本科，中级工程师，研究方向：油田开发。