塔河缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元油水界面确定方法探讨

2015-12-19马海陇

西部探矿工程 2015年11期

关键词：缝洞奥陶系塔河

赵建，马海陇，罗云

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011)

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元油水界面确定方法探讨

赵建*，马海陇，罗云

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011)

塔河油田奥陶系油藏为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏，由于储层非均质性、油气成藏复杂等多因素影响，油藏没有统一的油水界面，但在局部缝洞单元体内油水界面有一定的规律可循。在研究碳酸盐岩油藏单井压力、生产动态研究的基础上，利用压力公式法、区域压力梯度回归、见水时间—见水深度交汇法确定单井油水界面进而给出区域上碳酸盐岩油藏的油水界面位置。利用上述方法推算出油水界面位置，在部署设计钻井时能有效避开钻揭水层，对提高油气采收率具有重要的指导意义。

塔河油田；碳酸盐岩；缝洞型油藏；非均质性；油水界面

1 油藏概况

塔河油田奥陶系油藏为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏[1-4]，油藏油水关系复杂，油藏整体没有统一的油水界面，油水界面的确定是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏开发研究的重要课题[5]。如塔河油田4区S65单元的TK461井5530～5604.6m自然投产，无水期572d，说明油水界面应该在5604m（海拔-4660.07m）以下，而早期投产的TK432井生产段5438～5585m开井见水，日产原油达到99m3/d，原油含水平均为52%，经分析该阶段水为地层水，初步判断该井油水界面的位置应该在5585m（海拔-4639.39m）附近。

碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏油水分布具有如下特征：平面上，油气分布受构造圈闭与古岩溶地面的控制，沿古潜山面(特别是浅面)大面积连片聚集，尤其是残丘高部位（构造圈闭条件好）油气更加富集，但因储层横向非均质性差异较大，单井油气生产能力存在明显差异；纵向上，油柱高度明显超过局部残丘风化壳闭合幅度，不受微幅度局部残丘圈闭控制[6-8],而受区域构造背景、储集体发育程度控制，主要分布在古岩溶、古破裂作用强烈的中—下奥陶统碳酸盐岩上部储层发育中，距风化壳顶面200～300m，油水界面趋势与古地貌的趋势基本一致，总体上由潜山顶部向周围斜坡部位波动降低，即所谓的“山高水高”[9-12]。塔河油田奥陶系油藏大型缝洞体普遍存在大面积底水或封存水[11-17]。在油藏开发过程中钻井揭开潜山深度过深易出水，应预留一定避水高度；但进山深度过浅则会漏掉油气层。要找到适宜的进山深度，首先对油水界面位置有充分的认识。

2 单元油水界面确定方法

计算油水界面使用的常规方法包括现场资料统计法、实验室测定法以及其他的间接计算法[19-20]。但是对于缝洞型油藏，受缝洞发育非均质性等多因素影响，没有统一的油水界面，无法用常规的方法确定油区的油水关系，油层静压资料的获取也有一定的局限性，为此导致使用压力资料来计算油水界面的方法存在一定的难度。针对碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏油水界面研究工作前人做了大量的探讨[5，19-20]。本文从碳酸盐岩缝洞型油藏单井压力公式估算法、区域单井压力梯度回归法、生产井的见水时间—见水深度关系以及综合分析的方法探讨单元油水界面。

2.1 单井压力公式估算法

对于古潜山式碳酸盐油气藏,当其具有底水或边水时,尽管大多数井没有打穿油水或气水界面,但可以通过探井压力恢复曲线确定的原始地层压力,以及取样测试的地层流体密度资料,测算油水界面或气水界面的位置[21]。

H=146.6 lnΔP-61.44+h/2

式中：H——油藏厚度；

ΔP——中深压力与静水压力差；

h——已钻油层厚度。

由公式计算出塔河油田4区S48单元单井油藏厚度后,再利用钻揭的潜山面深度与计算出的油藏厚度相加即可推算出单井油水界面(表1)。为真实反映单元原始油层压力及梯度情况，选取S48单元早期5口井的测压资料。由于4区S48单元没有直接钻遇油水界面，因此选取邻井的水层静压资料。利用上述公式计算预测油水界面深度，其平均值为5718.4m（表1）。统计塔河油田4区S48单元奥陶系油藏投产的28口井，生产段底深在5718m以上的井占96%，在生产初期基本都有一定的无水生产期，很好地避开了油水界面；TK483井5608～5707m裸眼酸压水层见油，上返至5666.31m酸压生产日产油29.7t/d，从TK483井米字地震剖面上分析，在井的北40m距离发育断层，综合分析认为5608～5707m裸眼酸压见水是在大段酸压过程中沟通了下部水体，即油水界面应在5707m附近。临近的TK484CH井5395.5～5733m井段自然完井日产油17.7t，含水21.8%，后上返5395.5～5688.62m裸眼酸压日产油16.5t，无水生产248d累产油1.48×104t。综合分析油水界面应该在5707m附近，与计算结果5718.4m十分接近，可见计算值与实钻油水界面值吻合度是较高的。

表1 塔河油田4区S48单元奥陶系油藏油水界面计算表

2.2 区域压力梯度方法估算

利用测压数据建立各个储集层段地层深度与压力的关系，可以确立地层压力与地层深度线性关系，因地层所含流体的密度不同，导致油层与水层压力梯度线斜率不同，据此，可根据油层压力梯度线与水层压力梯度线的交点预测油水界面[22]。用区域压力梯度法计算某一单元的原始油水界面时，必须测到在该单元不同深度油、水层的原始地层压力，也可以选区的水层静压及其深度值。为真实反映单元原始油层压力及梯度情况，选取塔河油田4区9口井的测压资料回归曲线（表2），两条曲线的交点基本在5720m左右（图1），即该区的油水界面在5720m左右。利用区域压力梯度法选井和测试的压力数据尽量选取早期投产的油井，这样交汇的结果能很好地避免因临井生产的影响而造成不必要的误差。

统计塔河油田4区奥陶系油藏早期投产的117口井，生产段底深在5720m以上的井占98%，在生产初期基本都有一定的无水生产期，很好的避开了油水界面。TK493、TK460井生产井段分别为生产段5646～5721m、5664.18～5735m，底深在5720m附件，开井初期即含水分别为16.8%和51.2%，并且很快高含水，间接验证了4区油水界面在5720m附近。

表2 塔河油田4区早期单井测压数据表

2.3 见水时间—见水深度交会法

见水时间—见水深度交会法是根据统一区块或油藏单元，在大致相同的生产制度下，生产油井避水高度与见水时间成正比的关系推测油水界面，投产井避水高度大，在生产过程中见水时间就越晚。塔河6、7区投入开发初期没有钻遇油水界面的井，各生产井均有不同长短的无水生产时间，根据油藏开发过程中各井见水时的产液深度（表3），绘制见水层顶部深度—见水时间关系曲线，延长关系曲线与深度轴（生产时间为零）的交点就可以确定油水界面的位置在海拔-4900m，深度为5840m附近（图2）。在利用该方法确定油水界面时，所选井能保持一定的稳定生产期，并且含水率呈现缓慢上升而不是出现水串爆性水淹，这样回归曲线与深度轴交点确定的油水界面才相对更加可靠。

图1 塔河油田4区压力梯度法油水界面估算

图2 S67单元单井见水深度-时间法油水界面估算

表3 S67单元单井见水时间-见水深度统计表

2.4 综合分析确定油水界面

塔河油田是典型的岩溶缝洞型油藏，储集体性非均质性强，油水关系复杂[19]；由于特殊的地质条件，奥陶系油藏大部分井是裸眼大井段酸压测试，具体的出油位置难以确定，难以用单一方法确定油水界面。在确定油水界面时以录井显示、试油资料为依据，结合油、水层压力梯度等资料综合分析研究，判断油水界面。

3 结论

塔河油田碳酸盐岩油藏非均质性强，油藏没有统一的油水界面。根据地层压力、流体性质、井问干扰信息和油井见水及含水率上升等特征来划分的缝洞单元油水界面也难以确定，油水界面成为了塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏开发研究的重要课题。利用本文提出的方法可以测算出碳酸盐岩油藏缝洞单元的油水界面，为合理设计单井完钻井深，避免钻开水层，提高钻井成功率提供科学参考依据。

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