常會江 張 嵐 江遠(yuǎn)鵬 翟上奇 陳曉明

中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

渤海海域新近系淺水三角洲沉積廣泛發(fā)育,已成為渤海油田油氣增儲上產(chǎn)的重要勘探區(qū)域[1-2]。淺水三角洲儲層的非均質(zhì)性定量表征難,尤其海上油田井距大,井網(wǎng)稀疏,主要利用地震、測井、沉積等確定儲集層構(gòu)型,更需要結(jié)合油藏生產(chǎn)動態(tài)進行驗證[3-4]。紀(jì)淑琴等[5]、王鳴川等[6]、李振鵬[7]、岳大力等[8]主要通過油藏數(shù)值模擬對儲層構(gòu)型研究成果進一步分析與驗證,趙倫等[9]、秦潤森等[10]、劉衛(wèi)等[11]主要通過油水井的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)(注水量、產(chǎn)液量及含水率情況)對儲層構(gòu)型研究成果進行驗證和完善。上述兩種方法存在研究尺度較大、數(shù)據(jù)響應(yīng)不明顯的特征,針對該問題本文主要通過正演方法,利用淺水三角洲沉積的構(gòu)型結(jié)果,將復(fù)合油藏模型應(yīng)用到砂體疊置模式的數(shù)值試井模型[12-14]中,建立相應(yīng)的試井圖版[15],并在實際油藏進行驗證,為復(fù)雜淺水三角洲沉積儲集層試井提供方法。

1 淺水三角洲沉積分類及試井圖版

分流砂壩型淺水三角洲為河壩間互沉積,其中分流砂壩隨河道演化不斷向湖盆方向生長,順物源方向低角度前積,為砂體富集優(yōu)勢相帶;分流河道主要為過水環(huán)境,砂體沉積厚度較薄[16-17]。根據(jù)不同期次河道接觸范圍及樣式,劃分為分離式、接觸式、相鄰式及切割式四種類型。河道內(nèi)部主要由分流河道及分流砂壩兩種沉積單元組成,其中分流河道作為過水通道,儲層厚度相對較薄,根據(jù)分流河道與分流砂壩的相對位置關(guān)系,進一步將復(fù)合河道劃分為河在壩上及河在壩間兩種類型,基于以上接觸模式建立了6種疊置模式,見表1。

表1 淺水三角洲沉積砂體疊置模式表Tab.1 Superposition model of sedimentary sand bodies in shallow water delta

首先根據(jù)6種接觸模式的定量參數(shù)利用Petrel軟件建立地質(zhì)模型,整體上模型機理模型尺寸為1 500 m×700 m×10 m。在建立不同疊置模式過程中,為了保證所有疊置模式的物質(zhì)基礎(chǔ)一致,Petrel建立的6種疊置模式的地質(zhì)模型有效網(wǎng)格數(shù)相等。然后導(dǎo)出相關(guān)地質(zhì)模型信息。其次利用Saphir試井軟件,選擇多層數(shù)值模型,直接導(dǎo)入已建立好的地質(zhì)模型,在此基礎(chǔ)上進行數(shù)值試井設(shè)計研究,從而得到不同接觸模式下的試井響應(yīng)圖版。采用Petrel+Saphir模式進行研究,既可以充分利用Petrel軟件的精細(xì)建模優(yōu)勢[18-19],實現(xiàn)儲集層非均質(zhì)性精細(xì)表征,又可以充分發(fā)揮利用Saphir軟件非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格進行數(shù)值試井分析的優(yōu)勢,能夠考慮鄰井的影響、復(fù)雜邊界及平面非均質(zhì)性等問題[20-22]。

渤海油田新近系淺水三角洲儲層一般具有高孔、高滲的特征,試井測試過程易受鄰井干擾,因此本文在進行試井研究過程中,根據(jù)開發(fā)模式分為衰竭開發(fā)和注水開發(fā)兩種模式進行研究。通過渤海大部分油田開發(fā)經(jīng)驗實踐證明,采油井部署在儲層上部,注水井部署在儲層下部[23],有利于減緩采油井含水上升速度,提高油田采收率。因此在試井設(shè)計過程中,采油井也部署在上部,注水井部署在模型下部。同時油田單井產(chǎn)能取該區(qū)域單井產(chǎn)量平均值200 m3/d,為保證注采平衡,單井日注水量也取200 m3/d。

1.1 衰竭開發(fā)模式

衰竭開發(fā)模式下6種疊置模式的數(shù)值試井模型見圖1。試井設(shè)計中生產(chǎn)條件是一口采油井以200 m3/d生產(chǎn)1 000 h,再關(guān)井1 000 h觀察壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線和壓力歷史曲線,見圖2。

圖1 6種疊置模式數(shù)值試井模型圖(衰竭開發(fā)模式)Fig.1 Numerical well test model with 6 superimposition modes (depletion development model)

a)壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

從壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線上來看,壓力導(dǎo)數(shù)后期下降先后順序依次為切割式、分離式、河在壩上、相鄰式、河在壩間、接觸式。該信息反映采油井距河道邊界距離依次增加。

從壓力歷史曲線上來看,壓力下降幅度從大到小依次為分離式、河在壩間、接觸式、相鄰式、河在壩上、切割式。該信息反映了不同疊置模式下河道之間的連通能力依次增加。除分離式外5種接觸模式的物質(zhì)基礎(chǔ)一樣,因此最后恢復(fù)壓力是一樣的。

1.2 注水開發(fā)模式

注水開發(fā)模式下6種接觸模式的數(shù)值試井模型見圖3。試井設(shè)計中生產(chǎn)條件是注水井以200 m3/d注水2 000 h,而一口采油井以200 m3/d生產(chǎn)1 000 h,再關(guān)井1 000 h觀察壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線和壓力歷史曲線,見圖4。

圖3 6種疊置模式數(shù)值試井模型圖(注水開發(fā)模式)Fig.3 Numerical well test model with 6 superimposition modes (water injection development model)

a)壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

在整個測試階段,因為采油井受注水井影響,注水開發(fā)模式下和衰竭開發(fā)模式下的壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線和壓力歷史曲線變化規(guī)律不一樣。

從壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線上來看,由于關(guān)井壓力恢復(fù)階段注水井仍然注水,除分離式外其他5種模式相當(dāng)于變壓邊界,壓力導(dǎo)數(shù)后期不斷上翹,這幾種模式壓力導(dǎo)數(shù)曲線區(qū)分不明顯。

從壓力歷史曲線上來看,注水開發(fā)模式下生產(chǎn)過程中壓力下降幅度從大到小依次為分離式、接觸式、河在壩間、相鄰式、河在壩上、切割式;關(guān)井壓力恢復(fù)階段壓力恢復(fù)幅度從大到小依次為切割式、河在壩上、相鄰式、河在壩間、接觸式和分離式。由此可知分離式、接觸式、河在壩間、相鄰式、河在壩上、切割式6種模式注采連通能力依次增加。

從上述分析來看,對于高孔、高滲儲層,注水井對采油井壓力恢復(fù)試井曲線影響比較大,另外砂體疊置區(qū)連通能力主要受疊置區(qū)的寬度、厚度和物性影響,如果疊置區(qū)域厚度很小或者分離,基本沒有連通能力;如果有一定的疊置厚度,則具有一定的連通能力,但疊置區(qū)連通能力主要受物性影響。

2 實例分析

渤中BZ油田X砂體油層平均有效厚度為10 m,平均孔隙度31.0%,平均滲透率2 381.1×10-3μm2。砂體北側(cè)高部位采油井A16H井，井位圖見圖5。該井2010年投產(chǎn),注水井A9井和A31井對其進行注水開發(fā),動用地質(zhì)儲量91.54×104m3,初期日產(chǎn)油200 m3;無水采油期較長,有500 d;自2015年10月開始出砂,2016年9月泵效低,2017年1月日產(chǎn)液降至60 m3,2017年6月檢泵,起泵后由于含砂量高(0.5%)停泵,累產(chǎn)油30.87×104m3,采出程度為33.7%。出砂前該井日產(chǎn)液320 m3,日產(chǎn)油41 m3,含水率87%。根據(jù)出砂前正常生產(chǎn)時候的產(chǎn)能判斷,該區(qū)域仍然具有調(diào)整潛力,同時根據(jù)單井水驅(qū)曲線及遞減曲線評價,該區(qū)域剩余可采儲量有8.61×104m3。因此需要對該區(qū)域進一步加強剩余研究,部署調(diào)整井進行剩余挖潛,但需要明確調(diào)整井部署位置。

圖5 開發(fā)井A16H井位圖Fig.5 Well map of development well A16H

首先從生產(chǎn)動態(tài)上來看,A9井和A31井在2011年4月增注2 a后,A16H井含水上升明顯加快,說明這兩口井與A16H井建立了一定的注采對應(yīng)關(guān)系。其次,2016年4月對A16H井進行了壓力恢復(fù)測試,測試期間A31井注水,A9井停注。從試井壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線來看,線性流后繼續(xù)上翹,而且上翹幅度較高,見圖6,說明A16H井周圍應(yīng)該存在物性差的巖性或物性邊界,基于此首先選擇“定向井+均質(zhì)油藏+平行斷層”模型進行試井解釋,從壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線來看,曲線后期上翹不能完全擬合,從壓力歷史曲線來看,擬合精度非常差,說明A16H井周圍存在兩條長的物性邊界的認(rèn)識與實際情況存在一定的誤差。

a)壓力及壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線a)Pressure and pressure derivative double logarithmic curve

從壓力歷史曲線來看，后期壓力上翹應(yīng)該是測試期間受注水井A31井的影響,而常規(guī)試井無法考慮鄰井干擾的問題,需采用數(shù)值試井分析。在常規(guī)試井分析的基礎(chǔ)上,根據(jù)A16H井周圍砂體展布特征及地層物性參數(shù)建立數(shù)值模型進行數(shù)值試井分析,并在A16H井和A9井之間建立物性邊界,A31井和A16H井處于同一河道內(nèi),并考慮注水井對試井曲線的影響,進行擬合分析,可以得到較好的擬合精度:壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線及壓力歷史曲線擬合精度都比較好。結(jié)合試井解釋結(jié)果,在淺水三角洲現(xiàn)代沉積演化模式指導(dǎo)下,綜合應(yīng)用高分辨率地震屬性、測井相、水平井地質(zhì)導(dǎo)向及生產(chǎn)動態(tài)資料對該區(qū)域進行地質(zhì)構(gòu)型精細(xì)研究,見圖7,認(rèn)為A9井與A16H井處于不同期次的河道上,A31井與A16H井處于同一期河道上。同時根據(jù)后期過路井B13H儲層剖面來看該區(qū)域為反韻律儲層，也減緩了含水上升率,解釋了該井無水采油期較長的原因。綜合以上考慮認(rèn)為A16H井北邊剩余油潛力更大。調(diào)整井A16H1井于2019年投產(chǎn),油井投產(chǎn)后初期平均日產(chǎn)油130 m3,含水率2%,見圖8。A16H1井初期基本不見水的情況也驗證了A16H井與A9井之間存在隔夾層的判斷,試井解釋證實了油田地質(zhì)構(gòu)型認(rèn)識的準(zhǔn)確性,為剩余油研究和井位調(diào)整奠定了基礎(chǔ)。

圖7 A16H井儲層構(gòu)型表征圖Fig.7 Characterization of reservoir configuration in well A16H

圖8 A16H1井生產(chǎn)曲線圖Fig.8 Production curve of well A16H1

3 結(jié)論

1)對于高孔、高滲儲層,注水井對采油井壓力恢復(fù)試井曲線影響比較大,在試井解釋分析時候必須考慮注水井的干擾情況。試井響應(yīng)圖版研究表明，砂體疊置區(qū)連通能力主要受疊置區(qū)的寬度、厚度和物性影響,如果疊置區(qū)域厚度很小或者分離,基本沒有連通能力;如果具有一定的疊置厚度,則具有一定的連通能力,但疊置區(qū)連通能力主要受物性影響。

2)通過對6種淺水三角洲沉積的試井響應(yīng)圖版研究,定性確定連通能力由強變?nèi)鯇?yīng)疊置模式依次為:切割式、河在壩上、相鄰式、河在壩間、接觸式和分離式。

3)本文研究成果豐富了淺水三角洲沉積的試井響應(yīng)圖版,同時結(jié)合實際測試井進行數(shù)值試井解釋,為淺水三角洲復(fù)雜地質(zhì)構(gòu)型研究提供技術(shù)支持,為剩余油研究和井位調(diào)整提供了指導(dǎo)。