低滲高含水砂礫巖油藏產能影響因素研究

郭宇，張天宇，劉哲，鄧晴陽，王昊

（1.成都理工大學能源學院，四川成都610059；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西延安717612）

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低滲高含水砂礫巖油藏產能影響因素研究

郭宇1，張天宇1，劉哲1，鄧晴陽1，王昊2

（1.成都理工大學能源學院，四川成都610059；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西延安717612）

評估油藏產能并分析其影響因素是制定油藏開發方案時必不可少的一個環節，低滲透低產能高含水砂礫巖油藏開發也不例外。以烏爾禾油田W井區油藏為例，在井區分區的基礎上對油藏產能進行了分析，從儲層特征參數、啟動壓力梯度、油水分布及射孔參數等方面對油藏產能影響因素進行了分析研究，其中，在啟動壓力梯度影響作用的基礎上分析了定井距條件下注采壓差對產能的影響。經研究發現，針對油藏低滲透特征，啟動壓力梯度對油藏的儲層動用程度有明顯影響，進而對油藏產能產生很大影響；而針對油藏高含水特點，射孔層位的選取對油藏產能也存在十分明顯的影響。

低滲透油藏；產能影響因素；低產能；高含水

產能影響因素是油藏投入正式開發前需要進行分析的重要指標之一，通過分析油藏產能特征，將為確定合理布井方式、明確合理生產制度、制定合理開發方案提供重要依據。因此，根據油藏相關特征，細致分析其產能影響因素對油藏開發有十分重要的意義。

1940年，Wyckoff，R.D.［1］就提出儲層類型對油藏產能有所影響。對于低滲透油藏而言，目前專家學者已經能夠利用滲流公式推導、試井方法、IPR曲線法等方法［2-4］對油藏產能影響因素進行分析評價研究，但這些研究中關于低滲透砂巖油藏產能影響因素開展的研究占大多數，對于巖性油藏［5］及低滲透礫巖油藏［6］也不乏研究，但對于低滲透砂礫巖油藏，尤其是含水率較高的油藏的產能影響因素分析研究則較為匱乏。本文以烏爾禾油田W井區高含水砂礫巖油藏為例，在產能分析的基礎上對該油藏各產能影響因素進行了研究，對相似低滲透砂礫巖油藏產能影響因素認識有一定的借鑒意義。

1　油藏地質概況

W井區油藏屬于北東-南西向傾伏的鼻狀構造油藏，井區被一條斷層分割為南北兩個區域，其中北部區域為主要開發區，所以本次以北部開發區作為研究區進行產能影響因素分析及研究。從沉積特征而言，油藏儲層主要發育砂礫巖、砂質不等粒礫巖、礫巖、泥質粉砂巖及泥巖，整體表現出正旋回特征，沉積環境由早期、中期的沖積扇過渡到晚期的扇三角洲及局部的水下扇，水進特征明顯，主要物源為來自西北方向的H1物源及來自北方的次要的H2物源。研究區經巖心常規物性分析統計，孔隙度分布范圍在4.5%～18.4%，平均為11.4%；滲透率分布范圍在0.01×10-3μm2～264× 10-3μm2，平均為5.58×10-3μm2，總體上儲層物性非均質性較強且從東北向西南逐漸變差。

2　油藏初期產狀

從整體上看，研究區投產初期（前三個月）日產油平均為2.9 t，含水平均為38.06%，具有一定的生產能力，但油井產能表現為中低產為主，高產井較少，大于6 t/d以上的油井數僅占總井數的7.9%，而小于3 t/d的油井數占總井數的57.58%，因此研究區油藏總體以中低產能為主（見表1）。

表1　W井區油藏初期產能分級統計表Tab.1 Early reservoir capacity rating ofW well area

在沉積物源及構造形態的影響下，研究區儲層及流體分布特征從西向東是不同的，因此將研究區分區后進行不同分區的產能分析能夠得到更細致的產能認識。將研究區均分為東、中、西三個分區，則由各分區生產數據可知（見表2），研究區產液能力從西區向東區逐漸減小，但產油量及含水率則從西區向東區逐漸增大，且從分區產能情況可以發現研究區投產初期油井含水率較高，尤其是西區及中區，投產初期含水率已接近50%。綜合以上分析可以確定研究區油藏產能區域性差異十分明顯，因此對不同分區的產能影響因素進行研究十分必要。

表2　W井區油藏分區產狀統計表Tab.2 Zoning occurrence statistics ofW well area

3　產能影響因素分析

3.1儲層參數

在前人學者的研究中無論從測井參數分析還是從解釋結果分析來看，對于低滲透油藏來說，儲層的孔隙度、滲透率、有效厚度都對油藏產能有著最直接的影響［7，8］。低滲透砂礫巖油藏也符合這一特征，但實際應用分析方面則根據油藏具體儲層特征有所區別。以研究區為例，對研究區三個分區各井的累計測試產量與相對應的各井儲層參數關系進行分析可以發現，雖然由于滲透率及生產壓差不同，研究區各分區累產液水平有所區別，但儲層孔隙度及地層系數均與累產液量呈較明顯的正相關關系（見圖1）。

圖1　儲層物性參數與累產液量關系圖Fig.1 Reservoir parameters and cumulative fluid production diagram

圖2　研究區滲透率與啟動壓力梯度關系曲線Fig.2 Permeability and pressure gradient curve

3.2啟動壓力梯度

低滲透巖心滲流實驗表明，流體在儲層中滲流時存在啟動壓力梯度［9］。若注采井距過大，則在注采井的連線中點處的壓力梯度將可能小于啟動壓力梯度，而在非主流線上的區域驅動壓力梯度就更小，從而導致無法建立有效的驅替系統，油井采不出、水井注不進，儲層無法得到動用，影響油井產能。以本研究區為例，利用多口井試井資料得到了啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線（見圖2）。

圖3　研究區滲透率與注采壓差關系曲線Fig.3 Permeability and threshold pressure gradient

通過對研究區滲透率與啟動壓力梯度關系曲線的關系可以進一步確定注采井間主流線上的啟動壓力梯度與對應的可動用滲透率關系值，進而在對比注采井間的實際滲透率分布情況的基礎上可以確定研究區在現有注采條件下的儲層動用情況［10］。根據此原理可以根據研究區相關參數確定可動用滲透率下限與注采壓差間的關系（見圖3），結合研究區儲層滲透率特征（見圖4）可以發現，研究區儲層滲透率普遍偏低，對注采壓差有極高的要求，對比研究區各分區目前注采壓差及可動用滲透率下限（見表3），注采井間主流線上的可動用滲透率下限仍較高，不能達到儲層動用的最大程度，主流線外區域的可動用滲透率下限則更高，因此，研究區產能在很大程度上是受啟動壓力梯度所限制的。

表3　不同分區注采壓差與可動用滲透率下限統計表Tab.3 Injection-production pressure and disposable permeability limit in different zones

3.3油水平面分布

圖4　研究區滲透率分布直方圖Fig.4 Permeability distribution histogram

受構造作用影響，研究區呈現出西南低、東北高的構造特征，在重力分異作用下，原油向構造高部位聚集，因此對應的初始含油飽和度隨構造向北東方向逐漸升高。根據研究區各分區初始的平均含油飽和度與分區產能的對應關系（見表4）可以發現，東區盡管產液水平相對較低，但產油量更高，含水率更低，在產液能力相近的條件下東區產能將高于西區，擁有更好的開發潛力。因此，油水在平面上的分布情況會在一定程度上影響到油藏產能。

表4　各分區含油飽和度與產能關系表Tab.4 Productivity with oil saturation in different zones

3.4油水垂直分布及射孔層位

從縱向角度而言，在重力分異作用下，研究區上部層位較下部層位含油飽和度更高，且研究區油藏各層段間存在隔夾層，所以在油層開采時對于合理開采方式的選取對產能將產生較大的影響。張方禮等［11］在低滲透多油層油井產能影響因素的研究中認為，縱向非均質性、層間壓力差異及單層壓力異常對分采及合采的產能有不同程度的影響。本次研究區整體屬于正旋回沉積，各區域縱向非均質性差別較小，整體屬于同一壓力系統，且為正常壓力系統，因此，從儲層縱向方面而言，射孔參數對產能的影響［12］更加突出，尤其是射孔層位對產能的影響更大。以研究區西區的W1-W 2井為例（見圖5），兩井鉆遇儲層均體現出上部層位含油飽和度較高、下部層位含水較高的特征，兩口井儲層深度相差不大，但W1井僅射開上部層位，W2井實行全油層射孔。W1井與W2井相比雖然產液量相對較低，但含水率明顯更低，產油能力更強，由此可見對于高含水油層，適當避免射開低部位含水較高的油層對于油井持續穩產、提高油井產能有著十分重要的意義。

圖5　W1-W2井連井剖面圖Fig.5 W1-W2 wells profile

4　結論

（1）對于油藏產能進行分析時根據實際情況對研究區進行分區將使產能評價更加細致，從不同分區的產能出發分析產能影響因素將為油藏生產提供更加可靠的依據。

（2）低滲透砂礫巖油藏最根本的產能影響因素仍為啟動壓力梯度及儲層流體分布，其中，在啟動壓力梯度的影響下不同注采壓差對油藏動用程度有所區別，進而對油藏產能也形成了一定程度的影響。

（3）對于高含水低滲透油藏，在隔夾層分布較為穩定，下部層位較上部層位含水高的前提下，射孔層位的選取對于油藏產能的影響十分明顯。

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Study of production effect factors in high water-cut low permeability glutenite reservoir

GUO Yu1，ZHANG Tianyu1，LIU Zhe1，DENG Qingyang1，WANG Hao2
（1.College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Oil Production Plant 8 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 717612，China）

Evaluating the productivity and analyzing the effect factors is an indispensable part of formulating the reservoir development program while the low productivity low permeability glutenite reservoir with high water cut is no exception.Taking W well area ofWuerhe oilfield as an example，the productivity was analyzed by zoning the well area and then the production effect factors were analyzed，including reservoir characteristic parameters，the threshold pressure gradient，the distribution of oil and water and perforating parameters.In this process，the influence of injection-production pressure on the productivity with the effect of the threshold pressure gradient under the certain condition ofwell spacing was also analyzed. The result of the study showed that for the low permeability characteristic，the threshold pressure affects gradient reservoir producing ratio obviously so that it has a significant impact on the productivity while for the characteristic of high water cut，the selection of perforation positions also influences the productivity visibly.

low permeability reservoir；production effect factor；low productivity；high water cut

TE348

A

1673-5285（2016）07-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.012

2016－05-17