南堡潛山油藏剩余油分布模式及挖潛對策

劉薇薇，王力那，唐懷軼，商 琳，孫彥春

(中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北 唐山 063004)

冀東南堡凹陷潛山主要含油層系為奧陶系，為海相碳酸鹽巖沉積，屬于裂縫-孔洞型碳酸鹽巖儲層，共發育南堡1～5號五個潛山構造。其中南堡2號潛山位于南堡凹陷南部南堡2號斷層上升盤，西鄰南堡1號潛山，東鄰南堡3號潛山，發育奧陶系和寒武系地層，儲層非均質性強。

南堡2號潛山油藏屬于雙重孔隙介質，滲流規律復雜，受儲層非均質和采油速度等因素影響，在平面上不同位置水錐高度相差較大，各井油氣產能差異大，剩余油分布規律復雜。前期研究成果認為，南堡潛山裂縫系統、基質系統中仍殘留剩余油，油藏宏觀上呈不連續分布，具備提高采收率潛力。為了進一步落實剩余油潛力，開展了南堡潛山油藏剩余油分布模式及挖潛對策研究，進一步分析開發潛力，落實剩余油富集規律，探索開發調整技術。

1 油藏地質特征

南堡2號潛山油藏屬于帶氣頂塊狀邊底水油藏(見圖1)，儲集空間主要以裂縫-孔洞型為主，裂縫走向為近東西向，少數為北東東向，傾角50°～90°，孔隙度1.7%～5.0%，滲透率(0.01～261)×10-3μm2，為低孔中低滲儲層。南堡2號潛山自2010年開始進行開發，采取整體部署、滾動開發原則，針對老堡南1斷塊采取一套井網一套層系、350～600 m頂密底疏井網，整體部署12口開發水平井，1口定向井，初期利用天然能量開發，目前采取注氣開發方式。

圖1 南堡2號潛山油藏剖面

動靜態資料結合分析水線推進狀況，平面上劃分為塊狀底水區、邊水區、物性差區和氣頂區(見圖2)。不同區域開發特征不同，塊狀底水區位于構造低部位，所有井均由底水沿裂縫錐進造成高含水；邊水區位于構造中部位，具有一定的邊水能量，裂縫大范圍發育，平面非均質性強,造成單井生產效果差異大，初期能量充足，目前能量不足；氣頂區位于構造高部位，遠離邊底水，處在油氣過渡帶附近，初期生產效果好且穩產時間長，目前能量不足；物性差區位于構造東部，遠離主控斷層，裂縫不發育，開采狀況差,動用程度低。分析認為，平面上推進速度差別大，內部小斷層附近裂縫系統發育，斷層不起封隔作用，井底附近水錐高度大，低部位水平井和定向井均已高含水，高含水、低采出程度是目前主要問題。

圖2 南堡2號潛山平面區域劃分

2 剩余油分布規律

2.1 縫洞建模

南堡2號潛山儲層為基質-裂縫雙重介質油藏，基質建模采用常規建模方法，模型建立的關鍵是裂縫建模。裂縫建模為雙重介質儲層建模，其重點、難點在于基質、裂縫及其竄流參數的研究。本次建模采用先進的離散裂縫網絡模型技術，在孔洞建模的基礎上建立裂縫模型，采用確定性建模和隨機建模相結合的方法，利用克里金插值方法建立構造模型，利用算法穩健的序貫高斯模擬建立屬性模型。基質建模采用Petrel軟件完成，縫洞模型采用Fracman軟件完成。

研究利用鉆井、地震、動態等反映構造裂縫、溶蝕孔洞的數據，分類型、分尺度開展了潛山儲層雙重介質建模。其中，溶蝕孔洞、基質及中小尺度裂縫以統計規律和巖相為約束，采用隨機建模；大裂縫或低級序斷層采用確定性建模方式，最后根據縫洞儲層滲流規律，得到雙重介質孔滲模型。

本文從裂縫巖心觀測入手，在地質分析、成像測井以及巖心描述的基礎上，采用多種地震屬性對南堡2號潛山裂縫進行預測約束。成像測井顯示南堡2號潛山有效裂縫方位主要為近東西向，少量為北東東向。最后以局部裂縫產狀、規模、裂縫密度預測、裂縫敏感地震屬性為依據，預測了走向和傾向發育的裂縫，并與生產動態資料進行對比，檢驗裂縫的合理性。在單井縫洞儲集體識別及井間縫洞儲集體地震預測的基礎上，采用地質統計學隨機模擬技術，以溶洞發育概率體為約束，建立中小尺度溶蝕孔洞的三維分布模型。

應用Fracman裂縫建模軟件，將裂縫與溶蝕孔洞融合在一起，建立南堡2號潛山縫洞耦合模型(見圖3)，利用序貫高斯模擬計算得到南堡2號潛山儲層基質孔隙度和滲透率模型。

數值模擬研究采用雙孔單滲模型，與常規數模不同的是，雙孔單滲模型能更真實反映流體在基質和裂縫雙重介質中的流動，常規數模只能反映流體在基質中的流動[1-2]，南堡2號潛山屬于裂縫-孔洞型碳酸鹽巖儲層，因此，本次油藏數值模擬模型采用雙孔單滲雙重介質模型，分別建立基質模型和裂縫模型。平面網格步長為50 m均勻網格，Z方向網格步長為15 m，網格系統定義為68×68×92，網格數為425 408個。

本次擬合是在對油藏地質的精細認識和油藏生產動態分析的基礎上，參照油藏綜合分析成果(油藏水線推進情況)進行。注意將油藏模型與油藏綜合分析成果、油田開發生產動態資料相矛盾的地方及時與地質建模人員討論，不斷完善油藏水淹認識，使油藏數值模擬擬合結果更接近生產實際。

歷史擬合的工作制度是生產井定地面產液量來擬合區塊和單井的含水、產油量、氣油比等參數，擬合結果見圖4。此次生產歷史擬合共擬合13口井，其中水平井11口，定向井2口，符合率達90%。

圖3 南堡2號潛山油藏縫洞耦合模型

圖4 南堡2號潛山單井產油擬合曲線

2.2 平面剩余油分布

通過剩余油分布油藏數值模擬研究得到平面剩余油分布情況，如圖5、圖6所示。從圖中可以看出，裂縫中含油飽和度低于基質中含油飽和度，基質巖塊系統平面剩余油比較富集，裂縫系統水洗區域剩余油飽和度依然很高；裂縫系統平面剩余油主要分布在斷層根部、井間、物性差區及井網未控制區域。

從油水相滲曲線得到的含水與采出程度關系曲線也可以看出，含水上升規律整體上與裂縫系統的理論曲線吻合，天然能量開發主要以開采裂縫中原油為主。

圖5 基質系統含油飽和度

圖6 裂縫系統含油飽和度

2.3 縱向剩余油分布

由于縱向上底水錐進受沉積蓋層及潛山內幕的低滲層遮擋影響，底水錐進面呈不規則的形態展布[2]。目前水錐面形態表明，南堡潛山油藏目前已處于開發后期，裂縫油水界面明顯抬升，水錐上升現象非常嚴重，但在構造高部位、油層頂部及部分非滲透層遮擋的區域還存在大量剩余油。

受基質-裂縫雙重介質、儲層非均質性和采油速度等因素的影響，油藏不同部位的水錐頂深相差比較大，水錐高度隨時間推移不斷變化。

將基質巖塊系統和裂縫系統目前含油飽和度場進行疊合，疊合結果如圖7所示。從圖中可以看出，南堡潛山油藏含油飽和度場目前存在四個條帶：即水淹帶、油水過渡帶、高含油帶和純氣帶。

圖7 基質-裂縫疊合含油飽和度

統計了基質-裂縫系統的采出狀況，目前裂縫系統采出程度高達26.6%，基質巖塊系統采出程度僅為4.9%，基質-裂縫系統地質儲量采出程度僅為11.4%，剩余可采儲量共計35.1×104t，充分說明目前南堡潛山油藏裂縫系統、基質巖塊系統仍然具有極大的提高采收率潛力。

2.4 剩余油分布模式

前期剩余油潛力分析結果表明，南堡潛山油藏裂縫系統、基質巖塊系統中仍殘留大量剩余油，油藏宏觀上呈不連續分布，大體存在5種剩余油模式：沿邊界斷層附近區域；內部高斷棱帶；風化侵蝕作用下形成的局部殘丘山；井錐間及遠井低部位；低滲透巖塊系統及小縫小洞控制的剩余油[3]。

通過平面及縱向剩余油分布規律研究，得到裂縫系統剩余油分布模式，如圖8所示。南堡潛山油藏基質系統剩余油富集，裂縫系統水洗區域剩余油飽和度依然很高，剩余油呈條帶狀和片狀分布，分析認為其存在5種剩余油分布模式，分別是油層頂部富集型(閣樓油)、井間滯留型、斷層根部型、井網未控制區和物性差區剩余油，統計了裂縫系統不同剩余油分布模式的剩余地質儲量狀況，5種剩余油類型的剩余地質儲量共計89.7×104t其中高部位富集型24.3×104t，井間滯留型13.5×104t，斷層根部型12.6×104t，井網未控制型23.2×104t，物性差型16.2×104t，裂縫系統在高強度開采后仍具有一定的剩余油潛力。

圖8 裂縫系統剩余油分布模式

3 不同剩余油類型挖潛對策

碳酸鹽巖油氣藏提高采收率方法主要以氣驅為主，驅替介質有CO2、N2和烴類[4-5]。南堡潛山油藏剩余油在縱向上主要富集于油藏中高部位，平面上主要分布于井間、構造高部位井網未控制區域、斷層根部和物性差區，通過注氣驅油能有效動用油藏中高部位的原油。南堡潛山于2013年5月份開展提高采收率先導試驗，先后實施了N2驅、N2吞吐、N2泡沫、水氣交替，水驅現場試驗，除水驅外均取得了一定效果。截至目前，累計注N223井次，累計增油2.9×104t，換油率1.5，投入產出比1∶2.86。通過實施注N2措施，有效解決了潛山油藏低采出程度下水平井高含水的難題。

注N2驅油的作用機理為降低原油黏度、體積膨脹補充地層能量、驅替微小孔徑中的原油及重力分異形成人工氣頂置換頂部剩余油[4-6]。縫洞型油藏水驅后，特別是底水驅動后，油藏中上部溶洞內仍有大量剩余油存在，在水驅波及系數難以提高時有必要轉入N2驅。

3.1 油層頂部富集型

根據油藏構造特征和剩余油分布特征，針對油層頂部富集型剩余油即閣樓型剩余油，可以利用自注自采的單井“注氣替油”方式挖潛，通過向地層注入N2燜井，由于重力分異作用，N2不斷上升至閣樓頂部，聚集并占據閣樓空間使得油氣界面和油水界面不斷下降，當油水界面降至生產井底后開井，原油便能不斷采出[4-6]。

針對油層頂部富集型剩余油，南堡潛山油藏首次開展了復合N2驅替研究與礦場實施，主要在N2氣頂重力驅壓水錐、增能作用基礎上，復合CO2氣體對原油的溶脹萃取能力，進一步提高驅替效率，提高換油率，主要應用于單井點吞吐。先導試驗結果表明，5口井均見到明顯增油效果，單井累計增油均在500 t以上，5口井累計增油6 000 t。

3.2 井間和斷層根部

在潛山碳酸鹽巖油藏開發過程中，由于N2粘度低，流度大，易沿優勢滲流通道發生竄流，注入水(N2)波及系數大大降低[4-6]，在井間和斷層根部存在大量剩余油。N2-水交替驅和N2驅先導試驗初期增油效果明顯，后期效果變差。

進一步挖潛井間和斷層根部剩余油的開發模式為調堵+N2驅，不僅能有效啟動頂部剩余油，還能抑制氣竄，擴大波及體積。主要針對中高部位裂縫連通較好、氣竄嚴重的問題，利用改性淀粉膠+高溫顆粒體系堵劑調堵大裂縫，對大裂縫進行有效封堵，有效擴大后續注入氣體波及體積，抑制氣竄。

經過油藏條件對比與技術可行性分析，選取了典型井組開展調堵+N2驅試驗，對應油井日產油由措施前的4.17 t上升至7.68 t，含水由86.9%下降至77.4%，說明調堵能有效封堵大裂縫體系，抑制氣體突破，擴大波及范圍。

3.3 井網未控制區

從構造高部位井網未控制區裂縫與基質系統剩余油分布狀況看，該區還存在大量剩余油，具有部署調整井的潛力基礎。結合構造特征與剩余油分布，部署調整井P2017和P2018兩口油井，井距350 m左右，水平段長度依據前人研究成果為205 m。

頂部區域主要受地層能量影響出現日產油水平下降，越靠近頂部，距離邊底水越遠，地層能量下降越快，穩產時間越短。P2018井位于構造最高部位，在充分利用氣頂能量的同時進行注氣補充頂部區域能量，減緩產量遞減。因此，設計頂部注N2，即P2018注氣，另外兩口井采油(見圖9)。

圖9 頂部斷塊井位部署

對比研究了現井網單井吞吐、完善井網衰竭開發和完善井網頂部注氣三個方案的提高采收率情況，預測結果見表1。

從表1可以看出，與完善井網衰竭開發方案對比，完善井網頂部注氣方案累產油增加1.3×104t，通過完善井網與頂部注氣相結合，累增油5.04×104t，可提高頂部斷塊采收率7.7%。

表1 不同方案提高采收率效益評價

3.4 物性差區

遠井區域裂縫體系儲層不發育或控制程度低引起裂縫體系中油水界面上升慢，使得剩余油富集。針對裂縫發育較差、低滲透區域控制的剩余油，以改造儲層物性為治理思路，采用大型酸壓措施增加孔滲性。國內塔河油田、華北油田、勝利油田等均進行了不同程度的深度酸壓、復合酸壓增產工藝探索，取得了良好的增油效果[7-10]。

以南堡潛山P2010井為例，該井巖石基質物性較差，原生孔隙和次生孔洞不發育，儲集空間以連通度較低的獨立溶蝕縫洞為主，裂縫及其連通的溶蝕孔為主要儲集空間和滲流通道，具有一定的儲油能力，但供給能力差，兩次酸壓改造增油效果明顯，建議后期開展大型深度酸壓、復合酸壓，溝通更多溶蝕縫洞。

4 結論

(1)南堡潛山油藏基質系統剩余油富集，裂縫系統水洗區域剩余油飽和度依然很高，剩余油呈條帶狀和片狀分布，存在5種剩余油分布模式，分別為油層頂部富集型、井間滯留型、斷層根部型、井網未控制區和物性差區剩余油。

(2)南堡潛山油藏含油飽和度場目前存在4個條帶：即水淹帶、油水過渡帶、高含油帶和純氣帶。裂縫系統采出程度高達26.6%，基質巖塊系統采出程度僅4.9%，基質-裂縫系統地質儲量采出程度僅11.4%，具備提高采收率潛力。

(3)油層頂部富集型剩余油可采用復合N2驅提高采收率；井間滯留和斷層根部剩余油可利用調堵+N2驅提高動用程度；構造高部位井網未控制區可通過完善井網與頂部注氣結合提高采收率；物性差區剩余油以大型酸壓改造儲層物性為治理思路。