超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化<br/>——以塔里木盆地顺北油田Z井为例

超深断溶体油藏油井见水特征及生产制度优化
——以塔里木盆地顺北油田Z井为例

2021-10-30程晓军

新疆石油地质 2021年5期

程晓军

（中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）

近年来，中国石化西北油田分公司在塔里木盆地顺北地区油气勘探获得重大突破，揭开了顺北超深（目的层埋深大于6 000 m）碳酸盐岩断溶体油藏滚动勘探开发序幕[1-8]，目前已建成年产油百万吨级产能阵地。超深断溶体油藏是一种特殊的缝洞型油藏，具有断控岩溶特征，中—下奥陶统碳酸盐岩受多期次构造挤压、拉张等作用后，沿深大断裂发育一定规模的破碎带，经岩溶水、热液等改造，形成缝洞储集体，油气主要来源于寒武系玉尔吐斯组烃源岩，沿深大断裂垂向运移，充注成藏[9-11]。顺北超深断溶体油藏属于高温高压油藏，目的层顶面（中奥陶统一间房组顶面）埋深超过7 200 m，地层压力超过85.00 MPa，地层温度超过150.0 ℃，油井进入目的层顶面以下深度普遍在50～600 m，地饱压差约50.00 MPa。为充分利用地层弹性能量，油藏开发初期一般以自喷开采为主，且产能较高，2019年平均单井日产油量高达74 t。

但随着地层压力下降，井底生产压差大幅度缩小，底水可沿深大断裂向油井窜进，导致油井见水。截至2020 年10 月底，Z 井已经见水，油井产量从见水前的453 t/d 急剧降至见水后的96 t/d，见水后油井产量下降78.8%，严重影响油井稳产。

目前对深大断裂控制的超深巨厚缝洞型油藏的油井见水特征及规律仍认识不足，对见水后油井合理生产制度尚不清楚。为此，本文以顺北油田Z井为例，基于动、静态资料及超深断溶体油藏地质特征，重点开展见水后油井生产特征分析，并利用油藏数值模拟方法研究水窜特征，优化见水后油井的生产制度，为抑制底水过快上升提供依据。

1 顺北超深断溶体油藏地质特征

1.1 储集体发育特征

塔里木盆地顺北超深断溶体油藏储集层在纵向上具有明显穿层性，上、下缝洞储集体连通性好（图1），深大走滑断裂带断穿深度可达目的层顶面以下2 km。因此，即使油层打开程度低，油井进入目的层顶面以下深度小，但井底下方油气仍可沿深大断裂高导流通道流向井底，导致超深断溶体油藏实际井控储集层厚度很大。目前根据完钻井及生产情况，普遍认为塔里木盆地顺北超深断溶体油藏油柱高度不小于500 m。另外，超深断溶体油藏横剖面具有典型三段式核带结构，分别为破碎带（断溶体核部）、诱导裂缝带（断溶体边部）和围岩[12-14]。其中，破碎带岩溶作用强，储集体发育，以大型洞穴和溶蚀孔洞为主，钻井过程中常发生钻具放空、钻井液漏失和井涌现象。

图1 顺北超深断溶体油藏Z井储集层结构Fig.1.Reservoir structure in Well Z drilled in Shunbei ultra⁃deep fault⁃karst reservoir

1.2 流体性质

Z 井原油物性参数见表1。油藏地饱压差高达49.66 MPa，弹性驱压降空间大；地层原油黏度低，为0.200 mPa·s，相同温度下地层水黏度为0.186 mPa·s，油水黏度差较小，不利于底水抬升。另外，油藏属于弱挥发性未饱和油藏。

表1 Z井原油物性参数Table 1.Physical properties of crude oil from Well Z

2 油井见水特征分析

2.1 含水率上升特征

Z 井2016 年7 月4 日投产，截至2020 年11 月7 日累计产油37.74×104t，累计产液37.97×104t，累计产气1.68×108m³。2020 年10 月9 日13：50 取样见水，含水率为4.04%，16：20 将油嘴尺寸从12 mm 降至10 mm，含水率仍逐渐升高，最高达31.03%（10 月13 日），10月13 日22：30 关井测压；10 月16 日18：30 用5 mm 油嘴开井生产，含水率降至0.42%；10 月30 日12：37 油嘴尺寸上调至6 mm，11 月7 日产油140 t，含水率为2.06%，油压为29.77 MPa（图2）。因此，超深断溶体油藏油井一旦见水后，含水率上升快，通过采用小尺寸油嘴，降低井底生产压差，可有效减缓底水上升。

图2 Z井见水前后含水率变化Fig.2.Water cut before and after water breakthrough in Well Z

2.2 产能特征

投产初期对Z 井进行产能试井，基于产能试井结果，绘制Z井流入动态（IPR）曲线（图3）。可以看出：与传统IPR曲线呈直线型或上凸型不同[15]，Z井IPR曲线呈上翘型，说明储集体中流体流动性逐渐增强。之所以存在这种现象，是因为降低井底流压或增大井底生产压差后,流体存在高速流动，且超深断溶体油藏中有新的缝洞体开启，增加了新的流动通道，导致油井产能大幅度提高。利用相邻2个测试点的井底流压和日产油量，计算得到Z井采油指数依次为95 m³/d/MPa、156 m³/d/MPa 和370 m³/d/MPa。同时，统计得到2019年Z井平均单井日产油量为315 t，单位压降累计产油量约30 898 t/MPa，表现为地层能量充足、产能高。

图3 Z井投产初期IPR曲线Fig.3.IPR curve of Well Z at initial production stage

但是，超深断溶体油藏油井一旦见水，日产油量急剧下降（图4），Z 井见水后，为抑制含水率上升过快，改用10 mm 油嘴，日产油量从见水前的453 t 降至255 t，下降幅度达到43.7%，但含水率依然呈上升趋势（图2），效果不理想。改用5 mm 的油嘴，日产油量降至96 t，与见水前日产油量相比，下降幅度高达78.8%，含水率才得到有效抑制，但此时油井产能损失大。因此，96 t/d（5 mm 油嘴）可能不是最佳的合理生产制度，需开展优化研究。

图4 Z井见水前后日产油量变化Fig.4.Daily oil production before and after water breakthrough in Well Z

2.3 水侵速度及动用储量评价

图5 为Z 井能量指示曲线，根据曲线拐点判断底水侵入时间为2020年1月，利用弹性水驱油藏物质平衡方程[16-17]计算得到：油藏存水量约5.72×104t，水侵量约5.92×104t，水侵速度约0.61×104m3/月，水侵期间累计产油11.59×104t，即平均每产油2 t，底水侵入1 t。

图5 Z井能量指示曲线Fig.5.Energy index curve in Z well

在弹性驱阶段，即水侵前，选择相同油嘴条件下的直线段AB，根据油压和累计产油量计算得到弹性驱阶段Z 井万吨油压降为0.69 MPa。由于油藏压降高达40.00 MPa，在基于物质平衡方程计算油井动用储量时，宜考虑压缩系数随地层压力的变化，这里重点考虑地层压力对地层油压缩系数的影响（表2）。地层水压缩系数和岩石孔隙体积压缩系数分别取值为4.50×10-4MPa-1和1.50×10-3MPa-1，根据物质平衡方程计算得到Z井动用储量约338×104t。

表2 Z井地层油压缩系数Table 2.Compressibility of formation oil from Well Z

3 数值模拟

3.1 地质模型建立

超深断溶体油藏与风化壳岩溶缝洞型油藏存在明显差异，储集体发育主要受断裂控制，沿断裂带发育不同程度的破碎带，多期岩溶水沿断裂下渗或局部热液上涌，导致在破碎带内发生溶蚀形成不同尺度缝洞储集体。基于超深断溶体油藏储集体发育特征及断裂系统、油藏轮廓、储集体识别和描述的成果，综合利用地震、测井、地质、生产动态等方面的资料，采取层次约束建模的方法，分别建立断裂系统模型、构造模型、油藏轮廓模型、内部结构模型和参数模型，并将不同类型储集体融合成为超深断溶体油藏三维地质模型（图6）。Z 井地质模型最大油柱高度为633 m，模型深度为6 277.0～7 873.2 m，网格数为40×48×131，有效网格数为45 520，水体倍数为12.5倍。

图6 Z井地质模型Fig.6.Geological model of Well Z

3.2 水窜特征分析

在地质储量、地层压力、产油量、含水率拟合基础上，重点分析Z 井水窜特征。由于Z 井油水黏度差异很小，油水界面先整体抬升，2019 年8 月采用11 mm油嘴后，底水沿裂缝快速窜进，导致2020年10月油井见水，改用小尺寸油嘴后，水锥得到抑制，重新以低含水率生产，到2020 年11 月3 日水锥位置距离初始油水界面395 m，距离井底131 m（图7）。结合图1可知，由于超深断溶体油藏断裂断穿深度大，高导流通道沟通底水，油井生产过程中底水易沿断裂向井底窜进，一旦井底生产压差大幅度缩小，油井开始见水，且易形成水窜通道。

图7 Z井2020年11月3日含油饱和度分布Fig.7.Oil saturation distribution in Well Z on November 3,2020

3.3 合理生产制度优化

表3 为不同日产液量下油井见水时间预测结果。可以看出，随着日产液量增加，油井见水时间大幅度提前，超深断溶体油井见水时间对生产制度较敏感。因实际储集层存在孤立缝洞体储量无法动用，且受地震识别精度、油藏描述准确程度限制，地质建模难以准确反映储集层全部信息，数值模拟得到的是相对理想结果，因此，推荐Z 井合理生产制度为日产液量约160 t，基于嘴流方程可估算得到油嘴尺寸约7 mm。