吳 豐，張曉麗，張 亞，劉西雷，梁金萍，李 鵬，代 槿

(1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；2.中國(guó)石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，成都 610051；3.中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，東營(yíng) 257015；4.中國(guó)石油天然氣股份有限公司重慶銷售倉儲(chǔ)分公司，重慶 400082)

隨著中國(guó)能源需求的逐年增加和油氣勘探開發(fā)的不斷深入，非常規(guī)油氣藏的地位也越來越重要?？p洞性碳酸鹽巖潛山油藏作為非常規(guī)型油氣藏的一種，其儲(chǔ)量規(guī)模一般較大且產(chǎn)能較高[1-2]，對(duì)于中國(guó)石油資源的補(bǔ)充具有重要意義。

草古地區(qū)奧陶系潛山油藏巖性以碳酸鹽巖為主，儲(chǔ)集空間和滲流通道主要為裂縫，其次為溶蝕孔洞，基質(zhì)孔滲較差。草古潛山油藏具有較高的初始產(chǎn)能，但由于其特有的儲(chǔ)集空間和高黏度油特征，開發(fā)過程中水侵嚴(yán)重。受潛山油藏儲(chǔ)集空間(孔、洞、縫)多尺度性和非均質(zhì)性的影響，以及現(xiàn)有勘探技術(shù)分辨率的限制，目前潛山油藏在儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別、油水界面確定和開發(fā)有利區(qū)預(yù)測(cè)等方面均面臨挑戰(zhàn)。前人針對(duì)潛山油藏(或縫洞性碳酸鹽巖油藏)已開展大量研究，并在儲(chǔ)層識(shí)別[3-7]、流體性質(zhì)判別[8-9]、儲(chǔ)層微觀滲流特征[10-11]等方面取得了較多的研究成果。在油水界面研究方面，陳青等[12]提出區(qū)域壓力梯度法、單井壓力梯度法和實(shí)測(cè)法3種方法確定縫洞性油氣藏的原始油水界面；曾成等[13]以三維地震數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，參考油水生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，探討了縫洞性油氣藏的油水宏觀平面分布影響因素。但總的來看，針對(duì)油水界面的研究仍以原始油水界面(靜態(tài))為主，缺乏縫洞性油藏動(dòng)態(tài)油水界面和儲(chǔ)層產(chǎn)水影響因素的研究，導(dǎo)致油藏有利區(qū)挖潛方案[14-15]的效果不佳。

在儲(chǔ)層識(shí)別、分類與流體性質(zhì)判別的基礎(chǔ)上，現(xiàn)考慮斷層和裂縫影響，創(chuàng)新性提出一種開發(fā)后期動(dòng)態(tài)油水界面的確定方法，并且采用儲(chǔ)層分布、裂縫分布與剩余油分布疊合的方法確定開發(fā)潛力有利區(qū)，為草古潛山油藏高效開發(fā)提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

1.1 構(gòu)造特征

草古地區(qū)位于濟(jì)陽坳陷東營(yíng)凹陷南部邊緣凸起部位，先后經(jīng)歷了中奧陶統(tǒng)—中石炭統(tǒng)的長(zhǎng)期風(fēng)化剝蝕和燕山運(yùn)動(dòng)，奧陶系地層沉積后長(zhǎng)期出露地表，遭受了強(qiáng)烈的風(fēng)化剝蝕作用，縫洞發(fā)育。奧陶系潛山整體埋藏淺，600～1 000 m，地層整體為被斷層復(fù)雜化的單斜，縱向上潛山地層厚度變化不大，奧陶系頂面構(gòu)造地層北傾，為平緩的北傾單斜展布(圖1)。

1.2 儲(chǔ)層特征

草古潛山奧陶系地層巖性以灰?guī)r(77.91%)、泥灰?guī)r(17.44%)為主，含少量白云巖(4.65%)。儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙度較小，主要分布范圍為1%～3%，平均值2.37%；基質(zhì)滲透率較低，主要分布范圍為0.01～1 mD，平均值1.61 mD；基質(zhì)具有低孔低滲特點(diǎn)。

草古潛山儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為裂縫，其次為裂縫孔洞以及少量溶洞。裂縫在灰?guī)r、泥灰?guī)r和白云巖中均有發(fā)育，相對(duì)而言，灰?guī)r中裂縫發(fā)育的頻率最高。儲(chǔ)集層裂縫以高角度縫為主(54.96%)，其次為斜交縫(29.39%)，低角度縫的比例最低(15.65%)，灰?guī)r中高角度縫的比例最高(62.53%)。裂縫密度一般為2～4條/m，在裂縫面上可以觀察到明顯的溶蝕現(xiàn)象，裂縫寬度7～9 mm，也有部分裂縫被方解石半充填。儲(chǔ)層含油性較好(以油斑為主，富含油及熒光次之)，但分布不均勻，多沿裂縫分布。裂縫的發(fā)育程度對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育具有非常強(qiáng)的控制作用，裂縫為原油運(yùn)移與富集提供優(yōu)勢(shì)通道以及儲(chǔ)集空間。

2 儲(chǔ)層識(shí)別與分類

草古潛山油藏儲(chǔ)層巖性以灰?guī)r為主，由于裂縫發(fā)育，有效儲(chǔ)層識(shí)別困難，導(dǎo)致有效油層識(shí)別及開發(fā)工作難度增大。結(jié)合儲(chǔ)集空間發(fā)育特征、物性特征以及試油、試采、鉆井、巖心、巖屑錄井等資料，在參考已有碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類方法[5-6]的基礎(chǔ)上，將本區(qū)碳酸巖鹽儲(chǔ)層劃分為三種類型：Ⅰ類儲(chǔ)層(裂縫-孔洞型)，Ⅱ類儲(chǔ)層(裂縫溶蝕型)，Ⅲ類儲(chǔ)層(微細(xì)裂縫型)(圖2)。其中：Ⅰ類儲(chǔ)層泥值含量低、縫洞發(fā)育，具有良好的儲(chǔ)集空間與生產(chǎn)能力，三孔隙度明顯增大，雙側(cè)向電阻率低值，部分井段有擴(kuò)徑或鉆井液漏失現(xiàn)象；Ⅱ類儲(chǔ)層泥值含量較低、裂縫發(fā)育，有一定溶蝕現(xiàn)象，具有較好的儲(chǔ)集空間與生產(chǎn)能力，三孔隙度中等幅度增大，雙側(cè)向電阻率中等幅度降低；Ⅲ類儲(chǔ)層裂縫發(fā)育較差，裂縫幾乎未溶蝕，儲(chǔ)集能力和生產(chǎn)能力差。

3 儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別

草古潛山油藏儲(chǔ)層孔隙空間非均質(zhì)性強(qiáng)，泥漿侵入儲(chǔ)層深度不一，對(duì)電阻率測(cè)井值影響較大，常規(guī)的孔隙度-深側(cè)向電阻率交會(huì)圖版法[8-9]效果不好?？紤]到雙側(cè)向差異對(duì)裂縫有較好的響應(yīng)，同時(shí)自然電位對(duì)泥漿侵入和地層水礦化度變化有一定響應(yīng)，采用AC～RD/RS圖版和SP*RD/RS～RD圖版組合(圖3)來進(jìn)行流體性質(zhì)判別(其中，AC為聲波，RD為深電阻率，RS為淺電阻率，SP為自然電位)。首先采用AC～RD/RS圖版較好地區(qū)分出水層和含油水層，再用SP*RD/RS～RD圖版區(qū)分出油層和干層。

圖3 儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別圖版Fig.3 Identification plot of reservoir fluid properties

4 儲(chǔ)層流體性質(zhì)判別

4.1 原始油水界面確定

油藏原始油水界面的確定主要通過多口井的測(cè)井解釋、測(cè)試或試采結(jié)果來確定。測(cè)井解釋結(jié)果表明，油藏原始油水界面深度在910～930 m。例如，A8井油水界面附近的試采及生產(chǎn)結(jié)果為：該井奧陶系深度為851.3～1 020 m，第一次試采深度為955～1 020 m，含水100%，累積產(chǎn)水72 t；后注水泥封堵至900 m，第二次生產(chǎn)初期基本不含水，累積產(chǎn)油6 583 t，證明該井油水界面在900～955 m。同時(shí)測(cè)井曲線顯示：920 m以上儲(chǔ)層電阻率大于300 Ω·m，920 m以下儲(chǔ)層電阻率小于40 Ω·m，因此該井原始油水界面深度為920 m。

4.2 動(dòng)態(tài)油水界面確定

隨著原油的逐漸產(chǎn)出，草古潛山油藏含水率逐漸上升。在小斷層和高角度裂縫的影響下，底水上升，油水界面逐漸上升。以A井—B井連井剖面為例(圖4)，地震資料證實(shí)F井附近發(fā)育一小斷層，電成像和雙側(cè)向測(cè)井資料也表明各井儲(chǔ)層段高角度裂縫發(fā)育，在小斷層和高角度裂縫的影響下，一年后生產(chǎn)資料證實(shí)油水界面由920 m上升到了990 m附近。

在主要考慮斷層和裂縫影響的前提下(忽略生產(chǎn)制度的影響)，新提出了如下單井動(dòng)態(tài)油水界面預(yù)測(cè)方法。

步驟一確定目標(biāo)井初始油水界面深度DW1、初期產(chǎn)水率、生產(chǎn)一段時(shí)間后的油水界面深度DW2、生產(chǎn)一段時(shí)間后的產(chǎn)水率、射孔生產(chǎn)的各測(cè)井解釋儲(chǔ)層段頂?shù)咨疃?、?chǔ)層段總厚度、非儲(chǔ)層段總厚度等參數(shù)，且它們之間滿足如下關(guān)系：

DPs-DPe=hR+hnR

(1)

DW2-DW1=HR+HnR

(2)

式中：DPs為生產(chǎn)射孔層段頂深，m；DPe為生產(chǎn)射孔層段底深，m；DW1為目標(biāo)井初始油水界面深度，m；DW2為目標(biāo)井生產(chǎn)一段時(shí)間后的油水界面深度，m；hR為生產(chǎn)射孔層段內(nèi)儲(chǔ)層總厚度，m；hnR為生產(chǎn)射孔層段內(nèi)非儲(chǔ)層總厚度，m；HR為初始油水界面和生產(chǎn)一段時(shí)間后油水界面之間的儲(chǔ)層總厚度，m；HnR為初始油水界面和生產(chǎn)一段時(shí)間后油水界面之間的非儲(chǔ)層總厚度，m。

步驟二將射孔生產(chǎn)層段的所有儲(chǔ)層視為一個(gè)整體，所有非儲(chǔ)層視為另外一個(gè)整體。非儲(chǔ)層段致密，但由于有斷層和高角度裂縫的溝通，水體可以非?？焖俚貙⑵溲蜎]并串通至上覆儲(chǔ)層；儲(chǔ)層段具有一定儲(chǔ)集空間，其水淹速度可通過式(3)確定，此時(shí)的動(dòng)態(tài)油水界面可由式(4)確定，即

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

(3)

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

(4)

式中：VW為水淹速度，m/月；T1為射孔投產(chǎn)時(shí)間，月；T2為生產(chǎn)后的某時(shí)間，月；YW1為射孔投產(chǎn)初期產(chǎn)水率，%；YW2為生產(chǎn)一段時(shí)間后的產(chǎn)水率，%。

步驟三假設(shè)生產(chǎn)措施不變，產(chǎn)水率上升速度保持基本不變，還可利用式(5)預(yù)測(cè)目標(biāo)井油層完全被水淹的時(shí)間，表達(dá)式為

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

(5)

式(5)中：T3為預(yù)測(cè)目標(biāo)井油層完全被水淹的時(shí)間，月。

以C5井為例，該井奧陶系測(cè)井解釋儲(chǔ)層為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，初始油水界面為922 m，1997年6月對(duì)原始油水界面之上的油層射孔投產(chǎn)，含水率4.3%；1998年7月含水率為81.5%，由步驟二式(3)計(jì)算得到水淹速度為2.84 m/月，由步驟三式(4)計(jì)算得到1998年7月的油水界面為868.2 m，若生產(chǎn)措施不改變，預(yù)測(cè)1999年11月油水界面到達(dá)857.7 m，即該井油層完全被水淹。由該方法預(yù)測(cè)得到的油水界面確定了剩余油分布區(qū)域，可用于開發(fā)潛力有利區(qū)的預(yù)測(cè)。

圖4 草古潛山油藏油水界面變化Fig.4 Changes of oil-water interface in Chaogu buried hill reservoir

5 儲(chǔ)層含水率影響因素分析

5.1 斷層和裂縫對(duì)含水率的影響

草古潛山油藏初期含水較高，后期開采之后含水率上升較快，水竄現(xiàn)象較為嚴(yán)重，斷層和裂縫是儲(chǔ)層含水率的重要影響因素。圖5為A14井和A15井生產(chǎn)情況及過井地震剖面對(duì)比：其中A14井過斷層[圖5(a)]，A15井遠(yuǎn)離斷層[圖5(b)]；A14井第一個(gè)月含水率為93.0%，一年后含水率為97.9%，A15井第一個(gè)月含水率為70.8%，一年后含水率為95.2%。

斷層對(duì)單井含水上升速度的影響分析表明：過斷層井第一個(gè)月的含水率為60%以上，含水率上升速度為1.75%/月；靠近斷層井第一個(gè)月的含水率為52%左右，含水率上升速度為2.7%/月，遠(yuǎn)離斷層井第一月的含水率為58%左右，含水率上升速度為3.3%/月[圖6(a)]。過斷層的井可能開井即為高含水，遠(yuǎn)離斷層的井初期含水率低，但含水率上升速度可能很快。

裂縫對(duì)單井含水率的影響分析表明：裂縫的存在使得生產(chǎn)過程中含水率上升速度加快；在相同的生產(chǎn)制度下，單井裂縫越發(fā)育，含水率上升速度越快[圖6(b)]。

5.2 儲(chǔ)層級(jí)別對(duì)含水率的影響

儲(chǔ)層含水率的變化與單井儲(chǔ)層級(jí)別存在一定相關(guān)性：Ⅰ類儲(chǔ)層占比與含水上升速度存在一定的正相關(guān)關(guān)系；Ⅱ類儲(chǔ)層占比和Ⅲ類儲(chǔ)層占比與含水上升速度存在一定的負(fù)相關(guān)關(guān)系。這也說明裂縫越發(fā)育(高角度裂縫為主)，縱向上油水溝通越好，含水率上升越快(圖7)。

6 開發(fā)潛力有利區(qū)預(yù)測(cè)

草古潛山油藏開發(fā)潛力有利區(qū)的預(yù)測(cè)需要綜合考慮儲(chǔ)層分布、裂縫分布、剩余油分布的特點(diǎn)。

(1)草古潛山儲(chǔ)層厚度大于30 m以上的區(qū)域較多，儲(chǔ)層有利區(qū)包括A109、A113、A11-9、A11-16、A18-16、A114等區(qū)域，主要集中在西北區(qū)、東北區(qū)域及南部區(qū)域。

(2)裂縫有利區(qū)包括A113、A11-9、A18-16、A114等區(qū)域。

(3)根據(jù)單井流體性質(zhì)判別及油水界面變化特點(diǎn)，確定剩余油有利區(qū)包括A113、A6-8、A11-9、A118、A105、A114等區(qū)域。

(4)綜合儲(chǔ)層、裂縫和剩余油有利區(qū)，確定A113、A11-9和A1-4井區(qū)作為開發(fā)潛力有利區(qū)。

開發(fā)潛力有利區(qū)A113、A11-9、A1-4井區(qū)均為裂縫發(fā)育優(yōu)勢(shì)區(qū)，高角度裂縫可能導(dǎo)致含水率迅速上升，因此在實(shí)際生產(chǎn)中，還需要注意底水錐進(jìn)導(dǎo)致的含水率快速上升，需提前考慮實(shí)行增油降水為目的的堵水工藝措施。

圖5 A14井和A15井生產(chǎn)情況及過井地震剖面對(duì)比Fig.5 The production situation of Wells A14 and A15 and their cross well seismic profile

圖6 斷層、裂縫與含水率上升速度關(guān)系Fig.6 The relationship between fault,fracture and the rising speed of water content

圖7 儲(chǔ)層級(jí)別與含水率上升速度關(guān)系Fig.7 The relationship between reservoir level and the rising speed of water content

7 結(jié)論

(1)草古潛山油藏儲(chǔ)層可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，AC～RD/RS圖版和SP*RD/RS～RD圖版結(jié)合可有效區(qū)分油層、水層和干層。

(2)草古潛山油藏原始油水界面在920 m，考慮垂直裂縫影響的油水界面計(jì)算公式能較準(zhǔn)確地確定動(dòng)態(tài)油水界面。

(3)過斷層的井初期含水率高，遠(yuǎn)離斷層的井含水率上升速度快；平均裂縫孔隙度越高、Ⅰ類儲(chǔ)層占比越高，含水率上升速度越快。

(4)草古潛山北部的A113井區(qū)和A11-9井區(qū)、南部的A1-4井區(qū)具有開發(fā)調(diào)整潛力，后期開發(fā)中，也要注意底水錐進(jìn)導(dǎo)致的含水率快速上升，提前考慮實(shí)行堵水工藝措施。