傅波，蹇軍，張鵬，劉慶，李洪暢

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

三疊系長6油藏分層開發(fā)技術(shù)研究探討

傅波，蹇軍，張鵬，劉慶，李洪暢

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

在小層精細(xì)研究、注水結(jié)構(gòu)調(diào)整、水驅(qū)評價方法、技術(shù)適應(yīng)性等方面目前尚沒有形成成熟的技術(shù)，距離大慶油田“六分四清”的水平仍有比較大的差距。本文就分層開發(fā)歷年來所作的工作及一些新的研究方法進(jìn)行探討，以逐步完善分層開發(fā)油藏精細(xì)注采調(diào)整方法及技術(shù)方案評價體系。

長6油藏；分層開發(fā)；技術(shù)研究

1　精細(xì)小層研究

1.1小層細(xì)分方法

按照標(biāo)志層控制砂層組，輔助標(biāo)志層控制小層的原則以及地層劃分與對比技術(shù)思路圖，將本區(qū)延長組劃分為10個油層組，自下而上分別為長10～長1等。其中長6油層組為主要含油層系。將長6油層組進(jìn)一步劃分為3個小層，分別為長63、長62和長61。根據(jù)沉積旋回與巖相組合以及輔助標(biāo)志層：BV-3（長611的底），BV-2（長612的底）將主力含油層系長61進(jìn)一步細(xì)分為長611、長612。同時通過小層沉積旋回法將小層細(xì)分，以吳倉堡長6油藏為例：通過巖性和電性特征分析，長61油層組可以分為兩個明顯的中短期沉積旋回和5個超短期沉積旋回。

1.2儲層特征及非均質(zhì)性

吳倉堡長6油藏儲層總體屬于低孔、特低滲儲層。平面上表現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性?？紫抖取B透率的分布基本上受砂體沉積的控制，即水下河道發(fā)育，砂層厚度大的區(qū)域孔隙度、滲透率相對高，而水下河道不發(fā)育，砂層厚度薄的區(qū)域孔隙度、滲透率相對低。以長611小層為例，從滲透率和孔隙度頻率分布圖可以看出，該區(qū)長611層滲透率集中分布在（0.6～3.6）×10-3μm2范圍內(nèi)，孔隙度集中分布在11.2%～12.5%范圍內(nèi)。

圖1　吳倉堡長6油藏長611層滲透率、孔隙度直方圖

1.3沉積微相研究與應(yīng)用

水下分流河道微相：自然電位曲線形態(tài)多為鐘形，負(fù)幅度自上而下偏大，自然伽瑪曲線多為超短復(fù)合鐘形特征。

河口壩微相：是位于分流河的河口處沉積的砂巖體稱為分流河口砂壩，自然電位曲線形態(tài)為漏斗形，自上而下突變到漸變，負(fù)幅度自上而下的特征。

遠(yuǎn)砂壩微相：位于河口砂壩前方較遠(yuǎn)的部位沉積的粉細(xì)砂，自然電位曲線為頂?shù)诐u變，為對稱的中低員幅度，或鐘形、漏形、均可見。

分流間灣微相：是位于分流河道之間的低洼地區(qū)，在分流河之間形成楔形泥質(zhì)砂巖、泥巖沉積體。自然電位曲線呈平直基線形或有微小的偏負(fù)幅度光滑曲線，自然伽瑪呈齒化形曲線。

應(yīng)用單井沉積微相劃分，建立單井沉積微相剖面連通圖，分析井間連通、油井見效狀況差異原因，指導(dǎo)油水井注采調(diào)整。

表1　吳倉堡區(qū)旗4-40井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

1.4建立分區(qū)分層開發(fā)指標(biāo)

1.4.1產(chǎn)液劈分-物性系數(shù)百分比法劈分方法：Ⅰ、利用產(chǎn)液剖面、分層求產(chǎn)對分層產(chǎn)液量進(jìn)行劃分。Ⅱ、同一砂層段內(nèi)有多個射孔井段，每個射孔井段的儲層物性系數(shù)=射孔井段厚度×孔隙度×滲透率/泥質(zhì)含量。應(yīng)用方法Ⅱ計(jì)算小層小層產(chǎn)液與實(shí)際測試有較好的相關(guān)性。

1.4.2分部位系數(shù)百分比擬定應(yīng)用單井物性系數(shù)法對油藏實(shí)施分區(qū)域劈分層間產(chǎn)量，為下步小層注水調(diào)整提供參考依據(jù)。

1.4.3儲量復(fù)算針對分區(qū)域分層儲量狀況不清的問題，利用容積法計(jì)算儲量，計(jì)算小層實(shí)際儲量。

1.4.4建立分區(qū)分層開發(fā)指標(biāo)應(yīng)用單井產(chǎn)量劈分及儲量復(fù)算結(jié)果，計(jì)算分區(qū)域分層開發(fā)指標(biāo)，指導(dǎo)油藏調(diào)整。

圖2　吳倉堡長6油藏分層產(chǎn)液剖面劈分對比圖

表2　吳倉堡長6油藏分區(qū)分層開發(fā)數(shù)據(jù)

2　開發(fā)技術(shù)研究方法

2.1精細(xì)小層注水調(diào)整方法

綜合分層研究結(jié)果與產(chǎn)液劈分方法應(yīng)用，以井組為單元進(jìn)行分析，通過三步法進(jìn)行研究：

（1）注采結(jié)構(gòu)適應(yīng)性分析，分注層段間物性與注采特征研究。

（2）注采結(jié)構(gòu)組合調(diào)整，考慮地質(zhì)特征影響，提出現(xiàn)行分層注水結(jié)構(gòu)是否需要優(yōu)化調(diào)整。

（3）精細(xì)注水措施優(yōu)選，根據(jù)剖面動用狀況，提出井組分層注水技術(shù)及剖面調(diào)整措施。

2.2水驅(qū)狀況評價方法

2.2.1常規(guī)分析存在一定局限性水驅(qū)儲量動用程度計(jì)算無法真實(shí)體現(xiàn)水驅(qū)狀況，該方法只體現(xiàn)吸水厚度變化，微吸層段存在吸水厚度，但實(shí)際吸水效果差；水驅(qū)特征曲線通過斜率變化反應(yīng)水驅(qū)變化狀況，但斜率對比模糊；油藏驅(qū)油、驅(qū)水效率計(jì)算只能定性分析宏觀變化，定量分析欠缺。

2.2.2洛倫茲曲線法原理：描述社會中某種收入分配差異的方法（基尼系數(shù)），將算法應(yīng)用在油藏中制作相對吸水厚度比與吸水百分比洛倫茲曲線，反應(yīng)油藏吸水狀況。

繪圖方法：將各層吸水強(qiáng)度按從大到小排列，以吸水厚度百分比為橫坐標(biāo)，吸水比百分比為縱坐標(biāo)，繪制吸水洛倫茲曲線。

以吳倉堡長6油藏為例，應(yīng)用洛倫茲曲線對比分析水驅(qū)變化取得認(rèn)識：（1）吳倉堡長6油藏自開發(fā)初期即出現(xiàn)水驅(qū)不均現(xiàn)象，目前與2009年相比水驅(qū)狀況變差；（2）不均勻系數(shù)：AEC面積/ADC面積為不均勻系數(shù)，0為完全均勻，1.0為完全不均勻。油藏水驅(qū)不均勻系數(shù)2006年為0.38，2009年為0.32，2013年為0.39。

圖3　吳倉堡區(qū)水驅(qū)洛倫茲曲線

2.2.3等效電阻法相對均質(zhì)油藏利用等效電阻法判斷優(yōu)勢水驅(qū)方向，其原理是：油水井間連通越好，沿該方向水流量也越大，經(jīng)過長期水流沖刷，易形成水流優(yōu)勢方向。按照流體滲流與電流相似原理，可以將油水井層間連通關(guān)系視為并聯(lián)電路，將流動系數(shù)等效為電流。對存在N個連通層，其并聯(lián)電阻計(jì)算公式為：

式中：Rt為井間阻力，其值越小，井間連通性越好。

應(yīng)用等效電阻法計(jì)算吳倉堡長6油藏優(yōu)勢水驅(qū)方向?yàn)镹E52°，與油藏生產(chǎn)動態(tài)特征有較高的符合性。

2.2.4精細(xì)小層剖面物性對比分析吳倉堡長6油藏通過單井剖面物性柱狀圖與吸水剖面進(jìn)行對比分析，發(fā)現(xiàn)造成小層吸水不均的原因主要有兩個：一是層內(nèi)、層間物性不均，滲透率極差大，天然吸水能力差異大，注水后注入水延高滲層段突進(jìn)導(dǎo)致層內(nèi)吸水不均，此類原因造成的不吸水井占吸水不均井的42.8%；善是層內(nèi)、層間物性相對均質(zhì)，但由于注水過程中粘土礦物的沉積、水中礦物離子的化學(xué)反應(yīng)形成沉淀物等原因，造成油層堵塞，造成單層段不吸水，此類原因造成的不吸水井占吸水不均井的57.2%。

圖4　吳倉堡長6油藏日產(chǎn)液、含水與壓力保持水平散點(diǎn)圖

2.3注水井試井曲線分析

注水井試井曲線能有效反應(yīng)水驅(qū)狀況的變化，在三疊系長油藏中主要有以下3種表現(xiàn)形式：

類型一：導(dǎo)數(shù)曲線具低滲邊界特征，壓力波及半徑小；對應(yīng)油井見效慢，壓力保持水平低。

類型善：水井呈典型線性流吸水特征，使注水前緣向單一方向推進(jìn)；對應(yīng)油井水淹風(fēng)險大。

類型三：水井受小孔隙連通控制形成雙線性均質(zhì)儲層，注水波及范圍大，對應(yīng)油井平穩(wěn)見效。

2.4合理地層壓力分析方法

方法一：礦場統(tǒng)計(jì)法，通過吳倉堡區(qū)日產(chǎn)液、含水與壓力保持水平散點(diǎn)圖得出本區(qū)合理壓力保持水平為85%～110%。

方法善：根據(jù)靜水柱壓力確定合理地層壓力，根據(jù)其他同類油藏經(jīng)驗(yàn)，油藏的油層中部深度折算成對應(yīng)高度的靜水柱壓力，取該壓力的80%就可以得到合理地層壓力。計(jì)算吳倉堡長6油藏合理壓力為97.3%。

綜合以上兩種方法，吳倉堡長6油藏合理地層壓力為85%～110%。

2.5合理流壓分析方法

方法一：利用經(jīng)驗(yàn)公式：

計(jì)算吳倉堡長6油藏合理流壓為6.14 MPa。

方法善：飽和壓力法，當(dāng)流動壓力為原始飽和壓力（8.3 MPa）的60%～70%時，采油指數(shù)最高，計(jì)算吳倉堡長6油藏合理流壓為5.0 MPa～5.8 MPa。

方法三：根據(jù)流入動態(tài)曲線（IPR曲線法）進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析，得出目前地層壓力和含水階段下的合理流壓值。綜合含水30%時合理流壓為6.40 MPa。

綜合以上兩種方法，計(jì)算出吳倉堡長6油藏合理流動壓力為6.11 MPa，但油藏目前流壓僅為2.52 MPa，流壓偏低。

流壓下降造成流體粘度降低，使流體流速下降，油層滲流能力降低，堵塞物在較深部位沉積，造成油井液量下降。因此保持合理流壓是防止油層脫氣，確保地層滲流通道暢通，保障油藏穩(wěn)產(chǎn)的重要手段。

圖5　吳倉堡長6油藏西部流壓變化與生產(chǎn)動態(tài)曲線

表3　吳倉堡長6油藏合理注水強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)

圖6　吳倉堡長6油藏2013年小層實(shí)際注水強(qiáng)度分布圖

2.6合理注水強(qiáng)度分析方法

方法一：采油速度法，利用注水強(qiáng)度與采油速度的關(guān)系計(jì)算：

方法善：注采井距法，利用注水強(qiáng)度與注采井距的關(guān)系計(jì)算：

方法三：利用實(shí)際油藏參數(shù)計(jì)算，在考慮啟動壓力梯度影響時，注水井注水強(qiáng)度公式為：

但因吳倉堡長6油藏剖面水驅(qū)不均問題突出，部分區(qū)域單層實(shí)際注水強(qiáng)度與調(diào)整制定的注水強(qiáng)度不符，易導(dǎo)致單層注水強(qiáng)度過大，對應(yīng)油井含水上升。

3　認(rèn)識與結(jié)論

（1）分層開發(fā)技術(shù)研究在精細(xì)小層研究、精細(xì)注采調(diào)整、水驅(qū)評價方面取得了一些進(jìn)展，但受限于分層測試井?dāng)?shù)少，目前仍未做到“分層壓力清、分層產(chǎn)液清”，分析僅局限于靜態(tài)數(shù)據(jù)研究及數(shù)理統(tǒng)計(jì)方法，分層技術(shù)研究工作仍需持續(xù)攻關(guān)。

（2）小層注采調(diào)整建議采用“三步法”進(jìn)行優(yōu)化，不斷合理開發(fā)技術(shù)方案。

（3）使用吸水洛倫茲曲線能定性、定量的評判油藏水驅(qū)狀況，對分層開發(fā)油藏較為適用。

（4）注水井試井曲線可以為注水調(diào)整提供參考，建議加大分層測壓力度，以評價分層滲流變化，指導(dǎo)小層注水調(diào)整。

［1］周望，等.大慶油田分層開采技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)1998，17（1）：38-41.

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.012

TE348

A

1673-5285（2015）02-0045-05

2014－12-17

傅波，2002年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，長江大學(xué)在職研究生，從事油田開發(fā)管理工作。