塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞單元油水界面確定方法探討

趙 建，馬海隴，羅 云

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011)

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞單元油水界面確定方法探討

趙 建*，馬海隴，羅 云

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011)

塔河油田奧陶系油藏為典型的碳酸鹽巖縫洞型油藏，由于儲層非均質性、油氣成藏復雜等多因素影響，油藏沒有統一的油水界面，但在局部縫洞單元體內油水界面有一定的規律可循。在研究碳酸鹽巖油藏單井壓力、生產動態研究的基礎上，利用壓力公式法、區域壓力梯度回歸、見水時間—見水深度交匯法確定單井油水界面進而給出區域上碳酸鹽巖油藏的油水界面位置。利用上述方法推算出油水界面位置，在部署設計鉆井時能有效避開鉆揭水層，對提高油氣采收率具有重要的指導意義。

塔河油田；碳酸鹽巖；縫洞型油藏；非均質性；油水界面

1 油藏概況

塔河油田奧陶系油藏為典型的碳酸鹽巖縫洞型油藏[1-4]，油藏油水關系復雜，油藏整體沒有統一的油水界面，油水界面的確定是塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏開發研究的重要課題[5]。如塔河油田4區S65單元的TK461井5530～5604.6m自然投產，無水期572d，說明油水界面應該在5604m（海拔-4660.07m）以下，而早期投產的TK432井生產段5438～5585m開井見水，日產原油達到99m3/d，原油含水平均為52%，經分析該階段水為地層水，初步判斷該井油水界面的位置應該在5585m（海拔-4639.39m）附近。

碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏油水分布具有如下特征：平面上，油氣分布受構造圈閉與古巖溶地面的控制，沿古潛山面(特別是淺面)大面積連片聚集，尤其是殘丘高部位（構造圈閉條件好）油氣更加富集，但因儲層橫向非均質性差異較大，單井油氣生產能力存在明顯差異；縱向上，油柱高度明顯超過局部殘丘風化殼閉合幅度，不受微幅度局部殘丘圈閉控制[6-8],而受區域構造背景、儲集體發育程度控制，主要分布在古巖溶、古破裂作用強烈的中—下奧陶統碳酸鹽巖上部儲層發育中，距風化殼頂面200～300m，油水界面趨勢與古地貌的趨勢基本一致，總體上由潛山頂部向周圍斜坡部位波動降低，即所謂的“山高水高”[9-12]。塔河油田奧陶系油藏大型縫洞體普遍存在大面積底水或封存水[11-17]。在油藏開發過程中鉆井揭開潛山深度過深易出水，應預留一定避水高度；但進山深度過淺則會漏掉油氣層。要找到適宜的進山深度，首先對油水界面位置有充分的認識。

2 單元油水界面確定方法

計算油水界面使用的常規方法包括現場資料統計法、實驗室測定法以及其他的間接計算法[19-20]。但是對于縫洞型油藏，受縫洞發育非均質性等多因素影響，沒有統一的油水界面，無法用常規的方法確定油區的油水關系，油層靜壓資料的獲取也有一定的局限性，為此導致使用壓力資料來計算油水界面的方法存在一定的難度。針對碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏油水界面研究工作前人做了大量的探討[5，19-20]。本文從碳酸鹽巖縫洞型油藏單井壓力公式估算法、區域單井壓力梯度回歸法、生產井的見水時間—見水深度關系以及綜合分析的方法探討單元油水界面。

2.1 單井壓力公式估算法

對于古潛山式碳酸鹽油氣藏,當其具有底水或邊水時,盡管大多數井沒有打穿油水或氣水界面,但可以通過探井壓力恢復曲線確定的原始地層壓力,以及取樣測試的地層流體密度資料,測算油水界面或氣水界面的位置[21]。

H=146.6 lnΔP-61.44+h/2

式中：H——油藏厚度；

ΔP——中深壓力與靜水壓力差；

h——已鉆油層厚度。

由公式計算出塔河油田4區S48單元單井油藏厚度后,再利用鉆揭的潛山面深度與計算出的油藏厚度相加即可推算出單井油水界面(表1)。為真實反映單元原始油層壓力及梯度情況，選取S48單元早期5口井的測壓資料。由于4區S48單元沒有直接鉆遇油水界面，因此選取鄰井的水層靜壓資料。利用上述公式計算預測油水界面深度，其平均值為5718.4m（表1）。統計塔河油田4區S48單元奧陶系油藏投產的28口井，生產段底深在5718m以上的井占96%，在生產初期基本都有一定的無水生產期，很好地避開了油水界面；TK483井5608～5707m裸眼酸壓水層見油，上返至5666.31m酸壓生產日產油29.7t/d，從TK483井米字地震剖面上分析，在井的北40m距離發育斷層，綜合分析認為5608～5707m裸眼酸壓見水是在大段酸壓過程中溝通了下部水體，即油水界面應在5707m附近。臨近的TK484CH井5395.5～5733m井段自然完井日產油17.7t，含水21.8%，后上返5395.5～5688.62m裸眼酸壓日產油16.5t，無水生產248d累產油1.48×104t。綜合分析油水界面應該在5707m附近，與計算結果5718.4m十分接近，可見計算值與實鉆油水界面值吻合度是較高的。

表1 塔河油田4區S48單元奧陶系油藏油水界面計算表

2.2 區域壓力梯度方法估算

利用測壓數據建立各個儲集層段地層深度與壓力的關系，可以確立地層壓力與地層深度線性關系，因地層所含流體的密度不同，導致油層與水層壓力梯度線斜率不同，據此，可根據油層壓力梯度線與水層壓力梯度線的交點預測油水界面[22]。用區域壓力梯度法計算某一單元的原始油水界面時，必須測到在該單元不同深度油、水層的原始地層壓力，也可以選區的水層靜壓及其深度值。為真實反映單元原始油層壓力及梯度情況，選取塔河油田4區9口井的測壓資料回歸曲線（表2），兩條曲線的交點基本在5720m左右（圖1），即該區的油水界面在5720m左右。利用區域壓力梯度法選井和測試的壓力數據盡量選取早期投產的油井，這樣交匯的結果能很好地避免因臨井生產的影響而造成不必要的誤差。

統計塔河油田4區奧陶系油藏早期投產的117口井，生產段底深在5720m以上的井占98%，在生產初期基本都有一定的無水生產期，很好的避開了油水界面。TK493、TK460井生產井段分別為生產段5646～5721m、5664.18～5735m，底深在5720m附件，開井初期即含水分別為16.8%和51.2%，并且很快高含水，間接驗證了4區油水界面在5720m附近。

表2 塔河油田4區早期單井測壓數據表

2.3 見水時間—見水深度交會法

見水時間—見水深度交會法是根據統一區塊或油藏單元，在大致相同的生產制度下，生產油井避水高度與見水時間成正比的關系推測油水界面，投產井避水高度大，在生產過程中見水時間就越晚。塔河6、7區投入開發初期沒有鉆遇油水界面的井，各生產井均有不同長短的無水生產時間，根據油藏開發過程中各井見水時的產液深度（表3），繪制見水層頂部深度—見水時間關系曲線，延長關系曲線與深度軸（生產時間為零）的交點就可以確定油水界面的位置在海拔-4900m，深度為5840m附近（圖2）。在利用該方法確定油水界面時，所選井能保持一定的穩定生產期，并且含水率呈現緩慢上升而不是出現水串爆性水淹，這樣回歸曲線與深度軸交點確定的油水界面才相對更加可靠。

圖1 塔河油田4區壓力梯度法油水界面估算

圖2 S67單元單井見水深度-時間法油水界面估算

表3 S67單元單井見水時間-見水深度統計表

2.4 綜合分析確定油水界面

塔河油田是典型的巖溶縫洞型油藏，儲集體性非均質性強，油水關系復雜[19]；由于特殊的地質條件，奧陶系油藏大部分井是裸眼大井段酸壓測試，具體的出油位置難以確定，難以用單一方法確定油水界面。在確定油水界面時以錄井顯示、試油資料為依據，結合油、水層壓力梯度等資料綜合分析研究，判斷油水界面。

3 結論

塔河油田碳酸鹽巖油藏非均質性強，油藏沒有統一的油水界面。根據地層壓力、流體性質、井問干擾信息和油井見水及含水率上升等特征來劃分的縫洞單元油水界面也難以確定，油水界面成為了塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏開發研究的重要課題。利用本文提出的方法可以測算出碳酸鹽巖油藏縫洞單元的油水界面，為合理設計單井完鉆井深，避免鉆開水層，提高鉆井成功率提供科學參考依據。

[1]張希明.新疆塔河油田下奧陶統碳酸鹽巖縫洞型油氣藏特征[J].石油勘探與開發，2001，28(5)：17-22.

[2]張抗，王大銳，BryanGHuff.塔里木盆地塔河油田奧陶系油氣藏儲集層特征[J].石油勘探與開發，2004，3l(1)：123-l26.

[3]張抗.塔河油田奧陶系油氣藏性質探討[J].海相油氣地質，2000，5(3-4)：47-53.

[4]李宗宇，莫振敏.奧陶系油藏油水界面位置的初步探討[M].北京：石油工業出版社，2003：99-106.

[5]李峰，梁利俠，陳志輝，等.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏油水界面計算方法探討[C]//塔河油氣田開發研究文集，北京：石油工業出版社，2006:85-92.

[6]陳利新，潘文慶，梁斌，等.輪南奧陶系潛山表層巖溶儲層的分布特征[J].中國巖溶，2011，30（3）：327-333.

[7]孟書翠，朱光有，金強，等.輪古西地區碳酸鹽巖油藏特征與失利井研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2010，32（5）：27-35.

[8]劉靜江，劉慧榮，譚琳，等.塔里木盆地輪南奧陶系古潛山油氣成藏與分布[J].地質科學，2004，39（4）：532-542.

[9]魯新便，張寧，劉雅雯.塔河油田奧陶系稠油油藏地質特征及開發技術對策探討[J].新疆地質，2003，21(3）：329-334.

[10]樓章華，朱蓉，云露，等.塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲層油氣成藏動力學與油田水體類型[J].海相油氣地質，2009，14（3）：60-64.

[11]郭分喬，宋付英，李遠欽，等.塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏油水界面確定方法探討[J].內蒙古石油化工，2008（15）：74-76.

[12]朱蓉，樓章華，金愛民，等.塔河油田S48縫洞單元流體分布及開發動態響應[J].浙江大學學報：工學版，2009，43（7）：1344-1348.

[13]朱蓉，樓章華，牛少鳳，等.塔河奧陶系油藏地層水賦存狀態及控水對策[J].浙江大學學報：工學版，2008，42（10）：1843-1848.

[14]李熹微，戚明輝.塔河12區AD23井區油水關系分析[J].天然氣技術，2010，4（5）：22-24.

[15]胡建明，莫振敏.塔河油田3、4區奧陶系油藏油水界面探討[J].西部探礦工程,2009(5):69-71.

[16]李竟好.塔河油田奧陶系潛山油藏油水界面關系分析[J].天然氣地球科學，2009，20（3）：425-428.

[17]張林艷.塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲層連通性及其油(氣)水分布關系[J].中外能源，2006，11（5）：32-35.

[18]楊通佑，范尚炯，陳元千，等.石油及天然氣儲量計算方法[M].北京：石油工業出版社，1997：203-207.

[19]李宗宇.塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏油水界面變化規律探討[J].石油地質與工程,2010,24(2):79-81.

[20]陳青，方小娟，余勤，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏原始油水界面的分布評價——以塔河油田4區為例[J].特種油氣藏，2010，17（6）：78-81.

[21]閆曉芳,鄒偉宏,陳戈，等.碳酸鹽巖縫洞型油藏油水界面計算方法——以塔里木油田輪古15區塊為例[J].石油地質與工程，2012，26（5）：67-69.

[22]劉德華,劉志森.油藏工程基礎[M].北京:石油工業出版社, 2007:21-23.

TE122

A

1004-5716(2015)11-0069-04

2015-07-01

2015-07-01

趙建（1975-），男（漢族），河南周口人，工程師，現從事石油與天然氣儲量研究工作。