彭建，鄭亞軍，朱隴新，張興，陳海兵

（1.中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶陽 745100；2.陜西眾盟石油技術(shù)服務(wù)有限公司，陜西 西安 710021）

1 油田概況

元城油田Q64區(qū)于2009年投入開發(fā)，開發(fā)層位為侏羅系延10層，平均有效厚度6.9 m，孔隙度15.1%，滲透率 11.7 mD，截至目前共有采油井135口，開井生產(chǎn)108口，平均單井日產(chǎn)油僅0.8 t，綜合含水 70.0%，地質(zhì)采油速度 0.55%，采出程度17.8%；注水井開井22口，日注水量283 m3，累計(jì)注采比0.1。

開發(fā)中主要存在以下問題：一是邊底水推進(jìn)，控水穩(wěn)油難度大，經(jīng)生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化部分采油井仍含水上升；二是井筒腐蝕加劇，套破井產(chǎn)能損失大，隔采后產(chǎn)能恢復(fù)率僅 52.9%。本文通過開展精細(xì)油藏描述研究，進(jìn)一步深化地質(zhì)認(rèn)識，評價(jià)開發(fā)效果，明確剩余油分布，為開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化提供支撐。

1.1 沉積特征

研究區(qū)延10期河道繼承富縣期古水系特點(diǎn)，砂體展布明顯受地貌形態(tài)控制，主要受兩條古河道寧陜古河和蒙陜古河的控制。延10可分為延101、延102兩個(gè)小層，含油層主要分布在延 101小層上部，進(jìn)一步可將延101分為延1011、延 1012兩個(gè)單層。

延 102小層沉積期間可容空間相對較大，沉積物供給充分，以中細(xì)砂巖沉積為主，為進(jìn)積和加積的河道，曲線形態(tài)為齒化箱型，呈正韻律或復(fù)合韻律，以復(fù)合韻律為主；延 101小層沉積時(shí)期，可容空間開始減小，沉積物供給也逐漸減少，河道開始萎縮，該時(shí)期粉砂和細(xì)砂巖為主（特別是延1011小層發(fā)育時(shí)期），為加積或退積河道。曲線以齒化箱型和鐘型為主，呈正韻律或復(fù)合韻律，水體能量較高。

1.2 構(gòu)造特征

研究區(qū)整體“西低東高”，主力開發(fā)區(qū) 3-2、25-12井一帶發(fā)育北西-南東向構(gòu)造高點(diǎn)，隆起幅度8~15 m。在縱向上延101與延102構(gòu)造繼承性較好，趨勢一致。

延1011構(gòu)造該層主要發(fā)育2個(gè)微構(gòu)造，構(gòu)造長軸沿北西向展布的長條型穹隆構(gòu)造，構(gòu)造高點(diǎn)在3-2井和25-12井附近，且南部25-12井周邊高點(diǎn)范圍較大，橫向延伸800～1 000 m。

1.3 油藏特征

按成因分類，元城油田Q64井區(qū)油藏主要為構(gòu)造底水油藏。這類油藏形成的條件是砂巖體與構(gòu)造相配套，上傾方向的巖性遮擋砂巖體是基礎(chǔ)。構(gòu)造（或局部凸起）和上傾方向的巖性遮擋是圈閉條件。

由于儲(chǔ)層展布面積較大，原油性質(zhì)較好，因此油藏受構(gòu)造控制明顯，油層主要分布在構(gòu)造的高部位，構(gòu)造位置高的地方，有效厚度大，試油產(chǎn)量高；構(gòu)造位置低的地方，有效厚度小，試油產(chǎn)量低。油層占砂層總厚度的比例較低，約占30%～50%，油被底水托著聚集在砂巖體的頂部，形成油帽，砂巖體的下部則為廣闊的水區(qū)。

研究區(qū)延 10油藏厚度主要受沉積相及砂體發(fā)育控制，油層平面呈北西-南東向條帶狀展布，在河道3-32至29-16井方向，由于多期河道砂體疊置，油藏發(fā)育較厚，其中東北區(qū)域4-41處發(fā)育最好；在主力開發(fā)區(qū)油層厚度一般6~9 m，平均6.9 m，最大13.5 m。通過比較研究區(qū)油藏厚度圖與構(gòu)造疊合圖，可以看出油層分布受構(gòu)造控制明顯。東部構(gòu)造高部位油層分布連續(xù)，厚度相對較大；西部油層厚度一般僅3~5 m，厚度較大區(qū)域主要分布于小型鼻狀隆起部位，如圖1所示。

研究區(qū)延 101油藏油層與底水接觸主要是以Ⅰ類直接接觸為主，局部發(fā)育Ⅱ類邊水接觸，Ⅲ類接觸發(fā)育較少，且主力開發(fā)區(qū)北部局部發(fā)育致密砂巖夾層。

1.4 驅(qū)動(dòng)能量及驅(qū)動(dòng)方式

本區(qū)延10砂體厚度大，分布范圍較廣，連通程度較高，較厚的砂體為油藏提供了極其充足的底水。但在同一砂巖體內(nèi)，油層連通性好，底水活躍，壓裂求產(chǎn)易導(dǎo)致底水錐進(jìn)，開采過程中井間干擾明顯。

開發(fā)區(qū)油層與底水接觸以直接接觸為主，但水體厚度較小，水油體積比5.3，天然能量不足，主要驅(qū)動(dòng)類型為彈性驅(qū)，其次為天然水驅(qū)及溶解氣驅(qū)，工區(qū)內(nèi)油層與下部厚達(dá)40～50 m的大水層是連通的，而平面上滲透性砂巖的分布范圍也遠(yuǎn)大于油藏的范圍，因此，Q64井區(qū)延10油藏具有充足的邊底水驅(qū)動(dòng)能量，能夠保證油井產(chǎn)量、壓力在一定范圍和一定時(shí)間內(nèi)保持穩(wěn)定，具有相對旺盛的生產(chǎn)能力。

2 油藏工程研究

油藏工程研究是一個(gè)油氣田（藏）編制開發(fā)方案的一個(gè)重要方面。一般情況，油藏工程研究要論證油田（區(qū)塊）的驅(qū)動(dòng)能量和驅(qū)動(dòng)方式、開發(fā)層系劃分和組合、井網(wǎng)密度和布井方式、單井平均日產(chǎn)油（氣）能力（注水開發(fā)時(shí)還要論證單井平均日注能力）、年產(chǎn)油能力（注水開發(fā)時(shí)的年度注水能力）和采油（氣）速度等方面的重要問題。眾所周知，要論證、研究好這些問題，必須擁有豐富的、齊全正確的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)資料。

2.1 能量利用狀況

Q64區(qū)油藏驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線如圖2所示。從曲線可以看出，隨著Q64井區(qū)注采井網(wǎng)完善，注水水驅(qū)動(dòng)指數(shù)持續(xù)上升，天然水驅(qū)動(dòng)指數(shù)下降，注入水占主導(dǎo)地位。

圖2 不同地層壓力下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

圖2 Q64區(qū)油藏驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線

Q64井區(qū)存水率變化曲線如圖3所示。由圖3可以看出，該區(qū)的注水存水率投入生產(chǎn)以后基本保持穩(wěn)中有增，天然水存水率逐年上升，說明Q64井區(qū)隨著底水錐進(jìn)，天然水能量消耗逐漸增大。Q64區(qū)油藏可對比井壓力保持水平如圖4所示。

圖3 Q64區(qū)油藏存水率變化曲線

圖4 Q64區(qū)油藏可對比井壓力保持水平

Q64井區(qū)目前地層壓力 10.2 MPa，壓力保持水平92.0%，壓力保持水平較高。從歷年壓力保持水平柱狀圖對比來看，2014年至2017年壓力逐年上升，2017-2019 年壓力保持穩(wěn)定，2020年后壓力有所下降，但下降程度不高。

2.2 見效見水特征

通過統(tǒng)計(jì)研究區(qū)采油井生產(chǎn)情況，目前全區(qū)21口注水井，對應(yīng)86口采油井（開井63口），Q64井區(qū)目前見效的產(chǎn)能特征可以分為以下3類：注水見效后，產(chǎn)量有明顯的上升，受后期底水、套破及堵塞等影響，產(chǎn)量下降（增產(chǎn)型）；注水見效后，產(chǎn)量保持平穩(wěn)，增幅不大，但穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長（穩(wěn)產(chǎn)型）；投產(chǎn)后高含水，低產(chǎn)低效（高含水型）。

Q64井區(qū)產(chǎn)能見效特征主要以穩(wěn)產(chǎn)型為主，占比76%，高含水型其次，占比14%，增產(chǎn)型井?dāng)?shù)最少，占比10%。

通過從動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證、井間示蹤劑測試等方法發(fā)現(xiàn)，穩(wěn)產(chǎn)性和增產(chǎn)型通常與周圍注水井對應(yīng)關(guān)系較好，注水井投注后，地層能量能得到較好的補(bǔ)充，且注水井水驅(qū)前緣朝各個(gè)方向推進(jìn)比較均勻，沒有明顯的優(yōu)勢方向。

通過統(tǒng)計(jì)Q64井區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，得到綜合含水與采出程度關(guān)系圖，如圖5所示。從關(guān)系曲線中可以看出，見水特征可以分為兩個(gè)階段：第一階段為采出程度10%以前，主要為老區(qū)受底水錐進(jìn)及部分井套破影響，含水上升速度快；第二階段為2011年左右東西區(qū)投入開發(fā)以及老區(qū)高含水井關(guān)井，含水下降，含水與采出程度曲線向右偏移。

圖5 Q64含水與采出程度關(guān)系曲線

根據(jù)不同生產(chǎn)時(shí)間的含水率，做出不同時(shí)間段的含水率平面分布圖，可以得出平面含水的變化規(guī)律。通過分析，投產(chǎn)高含水井主要位于油藏西北部，隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長，受套破、邊水內(nèi)推、底水錐進(jìn)及見注入水影響，含水逐年上升。

通過生產(chǎn)資料，結(jié)合油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，將Q64井區(qū)的含水上升原因大致可分為4類。一是部分井射孔程度過大。根據(jù)元城油田侏羅系油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)認(rèn)為Ⅰ類油井合理射孔程度控制在20%以內(nèi)，Ⅱ類控制在30%以內(nèi)，Ⅲ類控制在40%以內(nèi)。但Q64井區(qū)初期平均射孔程度為32.6%，根據(jù)計(jì)算Q64井區(qū)的理論射孔程度應(yīng)為 22.0%左右，實(shí)際射孔程度偏大，導(dǎo)致底水推進(jìn)的速度較快，如圖6所示。二是底水錐進(jìn)過快，導(dǎo)致含水上升。底水接觸類型不同，水洗狀況不同，如 X5-6井受砂體中部泥巖夾層控制，泥巖夾層下部水洗較強(qiáng)，泥巖夾層上部水洗較弱；25-14井與底水直接接觸，水洗程度較高。三是套管損壞，導(dǎo)致地層堵塞。通過統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)Q64區(qū)套破段主要集中在直羅、延安組，部分井受套破段地層水倒灌影響導(dǎo)致地層堵塞，油井含水上升快。四是部分油井采液強(qiáng)度大，造成底水錐進(jìn)。目前Ⅰ類接觸井仍有 10口采液強(qiáng)度大于 0.5 m3·d-1·m-1；Ⅲ類接觸井有2口井偏大。建議下步按照接觸類型調(diào)整不合理井采液強(qiáng)度。

圖6 Q64不同射孔程度下無因次采液量曲線

2.3 產(chǎn)能變化特征

通過統(tǒng)計(jì)Q64井區(qū)生產(chǎn)資料，整理得到Q64井區(qū)遞減規(guī)律，如圖7所示。Q64區(qū)遞減分為3個(gè)階段，第一個(gè)階段符合指數(shù)遞減模型，后兩個(gè)階段符合雙曲遞減。在指數(shù)遞減階段，主要為老區(qū)自然能量開發(fā)區(qū)；隨著老區(qū)高含水關(guān)井，西區(qū)與東區(qū)投入注水開發(fā)，Q64區(qū)塊遞減類型逐漸呈現(xiàn)雙曲遞減。

圖7 Q64區(qū)月產(chǎn)油曲線

2012年至2021年，在Q64井區(qū)部分26口低產(chǎn)井進(jìn)行措施增產(chǎn)，措施類型主要為補(bǔ)孔及壓裂，其中補(bǔ)孔6口，壓裂16口。措施補(bǔ)孔主要為原層補(bǔ)孔，壓裂措施主要為原層壓裂及調(diào)層壓裂，壓裂、補(bǔ)孔措施以后均可取得一定的效果，但也易造成底水上升，油井見水。

3 剩余油分布規(guī)律研究

3.1 三維地質(zhì)建模

研究區(qū)地質(zhì)建模遵循從點(diǎn)→面→體的步驟，首先建立各井點(diǎn)的一維垂向模型，井模型是建立層面模型和三維模型的基礎(chǔ)。本次研究平面上網(wǎng)格步長為10 m，縱向上網(wǎng)格步長為0.5 m，模型網(wǎng)格數(shù)為1 505×1 551×76。

建立相模型：根據(jù)巖心觀察及測井曲線的研究和分析結(jié)果，研究區(qū)屬于三角洲前緣沉積，沉積微相類型劃為6種，包括水下分流河道、天然堤、河口壩、席狀砂、河道側(cè)翼和分流間灣。根據(jù)它們各自的特點(diǎn)，在沉積微相建模過程中進(jìn)行適當(dāng)組合，將6種微相合并成2種微相類型，即分流河道和分流間灣。在準(zhǔn)備好各種參數(shù)后就可以進(jìn)行模擬了，模擬可以產(chǎn)生多個(gè)實(shí)現(xiàn)，多個(gè)實(shí)事可以用來對儲(chǔ)層沉積微相分布的不確定性進(jìn)行評價(jià)，在后續(xù)物性參數(shù)建模中，通常選用一個(gè)為最合理的沉積微相實(shí)現(xiàn)對物性的模擬進(jìn)行控制

建立屬性模型：在沉積微相控制下的（相控）物性建模實(shí)際上是在對物性參數(shù)如孔隙度、滲透率進(jìn)行模擬時(shí)考慮該物性參數(shù)點(diǎn)所處位置的沉積微相類型。不同沉積微相類型物性參數(shù)的期望值與方差通常不同，而且其空間相關(guān)性也不一樣，因此對物性參數(shù)插值時(shí)需要按其所屬的沉積微相類型分別進(jìn)行模擬。在利用PETREL軟件進(jìn)行相控建模前，還必須對每層每個(gè)屬性進(jìn)行相應(yīng)高斯變換，應(yīng)用井統(tǒng)計(jì)功能計(jì)算相應(yīng)層段屬性特征值，使建模過程在特征值條件下進(jìn)行。

3.2 生產(chǎn)歷史擬合

經(jīng)過擬合，全區(qū)的產(chǎn)油量、含水?dāng)M合率較高，地層壓力的擬合值與歷年所測地層壓力變化趨勢一致，單井的擬合率也比較好，說明模型可以反映出油藏的滲流規(guī)律，可以用來預(yù)測油藏的剩余油變化及分布規(guī)律。經(jīng)過反復(fù)的擬合，擬合效果較好的井有65口，擬合率達(dá)到85%。Q64區(qū)整體含水率、日產(chǎn)油擬合曲線如圖8、圖9所示。

圖8 Q64區(qū)整體含水率擬合曲線

3.3 剩余油分布特征

目前Q64區(qū)剩余油主要受物性、底水、水驅(qū)三種因素影響。其中受物性差，剩余油富集25-10等6口，受底水影響24-6等14口，受水驅(qū)不均影響22-6等4口。剩余分布主要受底水、儲(chǔ)層物性，井網(wǎng)影響，形成3種主要剩余油分布模式，底水錐進(jìn)水動(dòng)力“滯留區(qū)”、復(fù)合砂體內(nèi)部水驅(qū)不均區(qū)、井網(wǎng)不完善及套破區(qū)域。

4 高效開發(fā)技術(shù)研究

4.1 合理開發(fā)技術(shù)政策研究

4.1.1 合理地層壓力

油藏工程合理地層壓力通常采用3種方法計(jì)算。按80%左右的靜水柱壓力確定，計(jì)算得到地層壓力為12.2 MPa。按原油黏度確定脫氣。考慮到井底流壓低于飽和壓力超過10%時(shí)，會(huì)影響油藏的開發(fā)效果，取油層飽和壓力為 2.2 MPa，現(xiàn)場統(tǒng)計(jì)油井的平均生產(chǎn)壓差5.5 MPa，Q64井區(qū)合理的地層壓力保持水平應(yīng)為10.5 MPa。按低滲透性油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)法確定合理的地層壓力應(yīng)大于10 MPa。

利用數(shù)值模擬預(yù)測，對比不同方案得到慶 64合理地層壓力為11.2 MPa，繼續(xù)提高壓力保持水平增油量有限。目前Q64平均地層壓力為10.4 MPa，低于合理值。不同地層壓力方案如表1所示，不同地層壓力下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖10所示。

表1 不同地層壓力方案表

4.1.2 合理井底流壓

根據(jù)低滲透油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，采油井合理流壓應(yīng)不低于飽和壓力的 2/3，最低流動(dòng)壓力為飽和壓力的50%，否則會(huì)引起油井脫氣半徑擴(kuò)大，降低油層的滲流能力。Q64飽和壓力2.9 MPa，Q64的合理流壓為 3.0 MPa。利用數(shù)值模擬預(yù)測，對比不同方案得到Q64合理井底流壓為3.0 MPa，繼續(xù)提高壓力保持水平增油量有限。不同井底流壓方案如表2所示，不同井底流壓下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖11所示。

表2 不同井底流壓方案表

圖11 不同井底流壓下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

4.1.3 合理采液強(qiáng)度

通過礦產(chǎn)統(tǒng)計(jì)認(rèn)為合理采液強(qiáng)度應(yīng)該在0.5～0.6 m3·d-1·m-1之間，油藏能保持較小的含水上升幅度。利用數(shù)值模擬預(yù)測，對比不同方案得到Q64合理采液強(qiáng)度為0.6 m3·d-1·m-1。不同采液強(qiáng)度方案如表3所示，不同采液強(qiáng)度下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖12所示。

圖12 不同采液強(qiáng)度下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

表3 不同采液強(qiáng)度方案表

4.1.4 合理注采比

運(yùn)用物質(zhì)平衡法和導(dǎo)壓系數(shù)法計(jì)算Q64油藏的合理注采比為0.8~1.0，考慮注水有效性約60%~70%，建議注采比保持在1.1~1.3之間，目前注采比1.36，基本保持合理。利用數(shù)值模擬預(yù)測，對比不同方案得到Q64地層能量充足，調(diào)整注水量，注采比對油藏開發(fā)影響較小，合理注采比為1.1。不同注采比下壓降曲線如圖13所示。

圖13 不同注采比下壓降曲線

4.2 加密更新

在剩余油富集區(qū)、井網(wǎng)未控制區(qū)域部署加密井12口。預(yù)測20年加密累增油7.7萬t，典型井初期平均單井產(chǎn)能3.6 t，預(yù)測時(shí)間20年累產(chǎn)油1.3萬t。

通過開展技術(shù)政策優(yōu)化、加密調(diào)整等生產(chǎn) 20年預(yù)計(jì)增油11.9萬t，通過技術(shù)政策調(diào)整預(yù)測采收率提高3.1%。不同方案日產(chǎn)油和累積產(chǎn)油對比圖如圖14所示。

圖14 不同方案日產(chǎn)油對比圖和累積產(chǎn)油對比圖

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）研究區(qū)整體“西低東高”，主力開發(fā)區(qū)發(fā)育北西-南東向構(gòu)造高點(diǎn)，油層分布受構(gòu)造控制明顯，屬于典型的巖性-構(gòu)造油藏。

2）研究區(qū)平面上見效呈多方向性，見效主要以穩(wěn)產(chǎn)型為主，投產(chǎn)高含水型主要受含油性差影響。

3）建立了研究區(qū)精細(xì)地質(zhì)模型，數(shù)值模擬階段末產(chǎn)油量擬合誤差 2.7%，含水率誤差 2.8%，累產(chǎn)油量誤差1.1%，單井?dāng)M合率85.1%，計(jì)算儲(chǔ)量與地質(zhì)儲(chǔ)量誤差小，模型可靠。

4）Q64區(qū)剩余油分布主要受底水、儲(chǔ)層物性，井網(wǎng)影響，形成3種主要剩余油分布模式，底水錐進(jìn)水動(dòng)力“滯留區(qū)”、復(fù)合砂體內(nèi)部水驅(qū)不均區(qū)、井網(wǎng)不完善及套破區(qū)域。

5）油藏工程與數(shù)值模擬結(jié)合，優(yōu)化了研究區(qū)合理技術(shù)政策，合理壓力應(yīng)該在11.2 MPa，合理流壓3.0 MPa，合理采液強(qiáng)度為 0.6 m3·d-1·m-1，合理注采比為1.1。

6）通過開展技術(shù)政策優(yōu)化、加密調(diào)整等生產(chǎn)20年預(yù)計(jì)增油11.9萬t，預(yù)測采收率提高3.1%。