草古潜山裂缝性碳酸盐岩油藏油水界面确定及有利区预测

2021-09-26张晓丽刘西雷梁金萍

科学技术与工程 2021年25期

吴丰，张晓丽，张亚，刘西雷，梁金萍，李鹏，代槿

(1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610051；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，东营 257015；4.中国石油天然气股份有限公司重庆销售仓储分公司，重庆 400082)

随着中国能源需求的逐年增加和油气勘探开发的不断深入，非常规油气藏的地位也越来越重要。缝洞性碳酸盐岩潜山油藏作为非常规型油气藏的一种，其储量规模一般较大且产能较高[1-2]，对于中国石油资源的补充具有重要意义。

草古地区奥陶系潜山油藏岩性以碳酸盐岩为主，储集空间和渗流通道主要为裂缝，其次为溶蚀孔洞，基质孔渗较差。草古潜山油藏具有较高的初始产能，但由于其特有的储集空间和高黏度油特征，开发过程中水侵严重。受潜山油藏储集空间(孔、洞、缝)多尺度性和非均质性的影响，以及现有勘探技术分辨率的限制，目前潜山油藏在储层流体性质判别、油水界面确定和开发有利区预测等方面均面临挑战。前人针对潜山油藏(或缝洞性碳酸盐岩油藏)已开展大量研究，并在储层识别[3-7]、流体性质判别[8-9]、储层微观渗流特征[10-11]等方面取得了较多的研究成果。在油水界面研究方面，陈青等[12]提出区域压力梯度法、单井压力梯度法和实测法3种方法确定缝洞性油气藏的原始油水界面；曾成等[13]以三维地震数据为基础，参考油水生产动态，探讨了缝洞性油气藏的油水宏观平面分布影响因素。但总的来看，针对油水界面的研究仍以原始油水界面(静态)为主，缺乏缝洞性油藏动态油水界面和储层产水影响因素的研究，导致油藏有利区挖潜方案[14-15]的效果不佳。

在储层识别、分类与流体性质判别的基础上，现考虑断层和裂缝影响，创新性提出一种开发后期动态油水界面的确定方法，并且采用储层分布、裂缝分布与剩余油分布叠合的方法确定开发潜力有利区，为草古潜山油藏高效开发提供依据。

1 区域地质概况

1.1 构造特征

草古地区位于济阳坳陷东营凹陷南部边缘凸起部位，先后经历了中奥陶统—中石炭统的长期风化剥蚀和燕山运动，奥陶系地层沉积后长期出露地表，遭受了强烈的风化剥蚀作用，缝洞发育。奥陶系潜山整体埋藏浅，600～1 000 m，地层整体为被断层复杂化的单斜，纵向上潜山地层厚度变化不大，奥陶系顶面构造地层北倾，为平缓的北倾单斜展布(图1)。

1.2 储层特征

草古潜山奥陶系地层岩性以灰岩(77.91%)、泥灰岩(17.44%)为主，含少量白云岩(4.65%)。储层基质孔隙度较小，主要分布范围为1%～3%，平均值2.37%；基质渗透率较低，主要分布范围为0.01～1 mD，平均值1.61 mD；基质具有低孔低渗特点。

草古潜山储层储集空间主要为裂缝，其次为裂缝孔洞以及少量溶洞。裂缝在灰岩、泥灰岩和白云岩中均有发育，相对而言，灰岩中裂缝发育的频率最高。储集层裂缝以高角度缝为主(54.96%)，其次为斜交缝(29.39%)，低角度缝的比例最低(15.65%)，灰岩中高角度缝的比例最高(62.53%)。裂缝密度一般为2～4条/m，在裂缝面上可以观察到明显的溶蚀现象，裂缝宽度7～9 mm，也有部分裂缝被方解石半充填。储层含油性较好(以油斑为主，富含油及荧光次之)，但分布不均匀，多沿裂缝分布。裂缝的发育程度对储层发育具有非常强的控制作用，裂缝为原油运移与富集提供优势通道以及储集空间。

2 储层识别与分类

草古潜山油藏储层岩性以灰岩为主，由于裂缝发育，有效储层识别困难，导致有效油层识别及开发工作难度增大。结合储集空间发育特征、物性特征以及试油、试采、钻井、岩心、岩屑录井等资料，在参考已有碳酸盐岩储层分类方法[5-6]的基础上，将本区碳酸岩盐储层划分为三种类型：Ⅰ类储层(裂缝-孔洞型)，Ⅱ类储层(裂缝溶蚀型)，Ⅲ类储层(微细裂缝型)(图2)。其中：Ⅰ类储层泥值含量低、缝洞发育，具有良好的储集空间与生产能力，三孔隙度明显增大，双侧向电阻率低值，部分井段有扩径或钻井液漏失现象；Ⅱ类储层泥值含量较低、裂缝发育，有一定溶蚀现象，具有较好的储集空间与生产能力，三孔隙度中等幅度增大，双侧向电阻率中等幅度降低；Ⅲ类储层裂缝发育较差，裂缝几乎未溶蚀，储集能力和生产能力差。

3 储层流体性质判别

草古潜山油藏储层孔隙空间非均质性强，泥浆侵入储层深度不一，对电阻率测井值影响较大，常规的孔隙度-深侧向电阻率交会图版法[8-9]效果不好。考虑到双侧向差异对裂缝有较好的响应，同时自然电位对泥浆侵入和地层水矿化度变化有一定响应，采用AC～RD/RS图版和SP*RD/RS～RD图版组合(图3)来进行流体性质判别(其中，AC为声波，RD为深电阻率，RS为浅电阻率，SP为自然电位)。首先采用AC～RD/RS图版较好地区分出水层和含油水层，再用SP*RD/RS～RD图版区分出油层和干层。

图3 储层流体性质判别图版Fig.3 Identification plot of reservoir fluid properties

4 储层流体性质判别

4.1 原始油水界面确定

油藏原始油水界面的确定主要通过多口井的测井解释、测试或试采结果来确定。测井解释结果表明，油藏原始油水界面深度在910～930 m。例如，A8井油水界面附近的试采及生产结果为：该井奥陶系深度为851.3～1 020 m，第一次试采深度为955～1 020 m，含水100%，累积产水72 t；后注水泥封堵至900 m，第二次生产初期基本不含水，累积产油6 583 t，证明该井油水界面在900～955 m。同时测井曲线显示：920 m以上储层电阻率大于300 Ω·m，920 m以下储层电阻率小于40 Ω·m，因此该井原始油水界面深度为920 m。

4.2 动态油水界面确定

随着原油的逐渐产出，草古潜山油藏含水率逐渐上升。在小断层和高角度裂缝的影响下，底水上升，油水界面逐渐上升。以A井—B井连井剖面为例(图4)，地震资料证实F井附近发育一小断层，电成像和双侧向测井资料也表明各井储层段高角度裂缝发育，在小断层和高角度裂缝的影响下，一年后生产资料证实油水界面由920 m上升到了990 m附近。

在主要考虑断层和裂缝影响的前提下(忽略生产制度的影响)，新提出了如下单井动态油水界面预测方法。

步骤一确定目标井初始油水界面深度DW1、初期产水率、生产一段时间后的油水界面深度DW2、生产一段时间后的产水率、射孔生产的各测井解释储层段顶底深度、储层段总厚度、非储层段总厚度等参数，且它们之间满足如下关系：

DPs-DPe=hR+hnR

(1)

DW2-DW1=HR+HnR

(2)

式中：DPs为生产射孔层段顶深，m；DPe为生产射孔层段底深，m；DW1为目标井初始油水界面深度，m；DW2为目标井生产一段时间后的油水界面深度，m；hR为生产射孔层段内储层总厚度，m；hnR为生产射孔层段内非储层总厚度，m；HR为初始油水界面和生产一段时间后油水界面之间的储层总厚度，m；HnR为初始油水界面和生产一段时间后油水界面之间的非储层总厚度，m。

步骤二将射孔生产层段的所有储层视为一个整体，所有非储层视为另外一个整体。非储层段致密，但由于有断层和高角度裂缝的沟通，水体可以非常快速地将其淹没并串通至上覆储层；储层段具有一定储集空间，其水淹速度可通过式(3)确定，此时的动态油水界面可由式(4)确定，即

VW=[hR(YW2-YW1)]/(T2-T1)

(3)

DW2=DW1-hR(YW2-YW1)-HnR

(4)

式中：VW为水淹速度，m/月；T1为射孔投产时间，月；T2为生产后的某时间，月；YW1为射孔投产初期产水率，%；YW2为生产一段时间后的产水率，%。

步骤三假设生产措施不变，产水率上升速度保持基本不变，还可利用式(5)预测目标井油层完全被水淹的时间，表达式为

T3=T2+(T2-T1)(1-Y2)/(Y2-Y1)

(5)

式(5)中：T3为预测目标井油层完全被水淹的时间，月。

以C5井为例，该井奥陶系测井解释储层为856.6～857.7、857.7～879.0、885.6～888.5、889.4～891.9、903.1～914.0、914.2～921.5、922.0～934.2 m，初始油水界面为922 m，1997年6月对原始油水界面之上的油层射孔投产，含水率4.3%；1998年7月含水率为81.5%，由步骤二式(3)计算得到水淹速度为2.84 m/月，由步骤三式(4)计算得到1998年7月的油水界面为868.2 m，若生产措施不改变，预测1999年11月油水界面到达857.7 m，即该井油层完全被水淹。由该方法预测得到的油水界面确定了剩余油分布区域，可用于开发潜力有利区的预测。

图4 草古潜山油藏油水界面变化Fig.4 Changes of oil-water interface in Chaogu buried hill reservoir

5 储层含水率影响因素分析

5.1 断层和裂缝对含水率的影响

草古潜山油藏初期含水较高，后期开采之后含水率上升较快，水窜现象较为严重，断层和裂缝是储层含水率的重要影响因素。图5为A14井和A15井生产情况及过井地震剖面对比：其中A14井过断层[图5(a)]，A15井远离断层[图5(b)]；A14井第一个月含水率为93.0%，一年后含水率为97.9%，A15井第一个月含水率为70.8%，一年后含水率为95.2%。

断层对单井含水上升速度的影响分析表明：过断层井第一个月的含水率为60%以上，含水率上升速度为1.75%/月；靠近断层井第一个月的含水率为52%左右，含水率上升速度为2.7%/月，远离断层井第一月的含水率为58%左右，含水率上升速度为3.3%/月[图6(a)]。过断层的井可能开井即为高含水，远离断层的井初期含水率低，但含水率上升速度可能很快。

裂缝对单井含水率的影响分析表明：裂缝的存在使得生产过程中含水率上升速度加快；在相同的生产制度下，单井裂缝越发育，含水率上升速度越快[图6(b)]。