侏羅系油藏傾斜油水界面成因及應用探討

劉玉峰，趙 輝，侯景濤，蘇幽雅，徐 寧，郭文娟

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 存在的問題

1.1 油水界面定義

油水界面：帶氣頂油藏或油藏中油層的底部界面。理論上只有油水兩相流體時，油水之間存在一個清晰且水平的油水界面。當地下巖石中儲集油水兩相流體時，由于受毛細管壓力的作用，油水之間的界面不清晰，往往以油水過渡帶狀態存在。儲層物性越差，毛細管壓力越高，油水過渡帶的厚度越大。儲層物性越差，受構造控制的程度越低，當儲層物性小到一定數量級時，油藏就會以巖性為主控方式存在[1]（見圖1）。

1.2 油水界面分類

按照油水界面形態，將油水界面分成：水平油水界面、不規則油水界面、傾斜油水界面（見圖2）。

1.3 油水界面——以C 區延X 油藏為例

通過單井油水界面標定，C 區延X 油藏油水界面從南到北油水界面從320 m 上升到338 m，呈階梯狀抬升，與常規認識的水平狀油水界面存在很大差異。傾斜狀油水界面對油藏圈定、儲量計算、產能建設、后期開發及開發指標預測帶來非常大的影響，傾斜油水界面的成因需進一步探討。

圖2 油水界面形態分類圖

2 傾斜油水界面成因探討

理論上分析，造成油水界面傾斜（見圖3）的原因主要有兩個：一個是地下現今地層中水的運動作用，另一個是儲層非均質性。

圖3 傾斜油水界面圖

2.1 水動力成因

當地下水流動時，會在流動方向上產生一個壓力梯度，B 點油水界面被抬起，如果油水界面傾角為α，則AB 兩點之間的壓力梯度為[2]：

與此壓力梯度相對應的地下水滲流速度為：

C 區延X 油藏規模南北5 km，油水界面高度差為18 m，經計算α=0.2°，地下水黏度μ=0.7 mPa·s，儲集層滲透率K=20×10-3μm2，地下水油密度差Δρwo=0.3 g/cm3。

油水界面傾角α=0.2°，經計算：v=0.000 3 m/d，從上面的計算可以看出：油水界面的傾斜要求地下水有一定的滲流速度，需要地面有地下水補充，另一端存在地下水流出的出口。

2.2 儲層非均質性成因

根據油水兩相動力學特征，驅動力的大小主要受毛管阻力的影響，滲透性越差的地層毛管阻力越大。流體在高滲層流動快，在低滲層流動慢。當混合油氣的流體在高滲層中流動時，油氣分子在浮力作用下向上運動，到達低滲單元界面仍不會停止，緩慢進入到低滲單元中，這一過程不斷重復，低滲單元中就會充滿油氣。當達到一定壓力時，低滲層油氣緩慢滲入到高滲層中，由于毛細管壓力，低滲層中油滲出的相對量較小，油水界面相對較低，高滲單元作為流體流動通道，形成較高的油水界面。

2.2.1 古水流方向對物性的影響 砂體沉積厚度反映出古水流方向，越靠近物源方向水動力越強，沉積厚度越大，分選性越好，沉積的顆粒越粗，物性相對越好。離物源區越遠，水動力越弱，分選性越差，物性越差。

2.2.2 油水界面標定 通過對單井油水界面標定，結合剖面特征，以含油邊界作為邊界，繪制C 區延X 油藏油水界面等值線圖，可以看出油水界面具有北高南低，呈階梯狀分布的特點。

2.2.3 油水界面與物性的關系 滲透率與油水界面具有較好的相關性，滲透率越好，油水界面越高，滲透率越差，油水界面越低。

3 應用效果評價

3.1 含油面積圈定

在精細構造及砂體刻畫的基礎上，結合油水界面變化情況，對油藏面積進行精確圈定，東面主要受巖性控制，西面受構造控制，油水界面從北到南從338 m 逐漸過渡到320 m，共預測含油面積3.8 km2。

3.2 儲量計算

容積法計算儲量：

式中：N-石油地質儲量，104t；AO-含油面積，km2；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，%；Soi-含油飽和度，%；ρoa-地面原油密度，g/cm3；Boi-體積系數。

通過油水界面對單井有效厚度進行重新標定，以Y 井為例，以往計算單井控制儲量中的有效厚度以測井解釋有效厚度為準，有效厚度值為8 m，現采用油水界面以上的砂體厚度作為有效厚度，通過標定后有效厚度為3.7 m，兩者相差較大。通過計算，C 區延X 油藏以往計算儲量為70.4×104t，利用油水界面標定法計算儲量為54.5×104t，儲量結果存在差別較大，油水界面標定法計算儲量可靠性更強。

3.3 剩余可采儲量分布

3.3.1 剩余可采儲量計算方法 利用油水界面標定法計算出單井控制儲量，通過借鑒同類油藏開發經驗，按最終采收率為25 %計算出單井可采儲量，再用單井可采儲量減去目前單井采出量得到剩余可采儲量。

3.3.2 剩余可采儲量分布 通過剩余可采儲量分布圖可以看出，剩余可采儲量與儲層物性具有很好的相關性，低油水界面區儲層物性差，采出程度低，剩余可采儲量相對較高。高油水界面區儲層物性好，采出程度高，剩余可采儲量相對較低。搞清剩余可采儲量分布規律，對后期開發政策調整及下步滾動建產提供了重要依據。

3.4 射孔方案優化

根據不同部位、油水界面高低及儲層物性等因素，將C 區延X 油藏油井分成三種類型。

3.4.1 有底水、物性好、高油水界面型 該類油井位于物性好，油水界面較高部位，油水界面之上油層厚度大，由于油層物性好，采液強度過大易造成底水快速錐進，導致含水上升加快，針對這類井建議齊頂射孔，控制采液強度。

3.4.2 有底水、物性差、低油水界面型 該類油井位于物性相對較差，油水界面相對較低，由于受儲層物性影響，投產后表現為低液量，低含水，針對這類井建議優選物性有利部位射孔，適當加大采液強度。

3.4.3 無底水型 該類油井主要位于油藏邊部，邊水不發育，油層下面無底水，油井投產后表現為高液量，低含水，針對這類井建議優選物性有利部位射孔，適當加大采液強度。

3.5 開發技術政策制定

通過C 區延X 油藏投產半年后含水上升圖可以看出，油藏北部物性相對較好，位于進水方向，油水界面高，生產半年后含水上升快。南部物性相對較差，位于出水方向，油水界面低，生產半年后含水上升慢。

3.5.1 開發技術政策制定 為抑制含水上升速度，提高采收率，建議高油水界面部位控制采液強度，降低注水強度，低油水界面部位適當提高采液強度，增加注水強度。

3.5.2 采液強度優化 Y 井處于C 區延X 油藏北部油水界面較高位置，油層物性好，油層有效厚度達11 m，2013-2016 年控液生產，平均日產液6.72 m3，日產油4.57 t，含水32 %，2017、2018 年兩次提液，兩年后日產油由4.57 t 下降到3.52 t，含水由32%上升到76%。為防止底水快速上升，建議控制采液強度。

Y 井處于油水界面較低位置，油層物性差，油層有效厚度達11 m，2018 年投產后初期日產液6.11 m3，日產油5.51 t，含水9.82 %，目前液量下降至2.24 m3，含水10.27 %，為提高采液強度，建議適當對儲層進行酸化或小排量小砂量壓裂。

4 結論

（1）造成油水界面傾斜的原因主要有兩個：一個是地下現今地層中水的運動作用，另一個是儲層非均質性。A 地區侏羅系形成的傾斜油水界面的原因到底是水動力還是儲層非均質性，或者兩種原因共同作用造成的有待進一步探索。

（2）正確認識傾斜油水界面，對油藏面積圈定，儲量計算，產建實施，開發調整，開發指標計算等都具有較大的指導意義。