板橋油田復式油氣藏提高采收率方案研究

白常東 徐偉

摘要：針對板橋油田復式油氣藏油氣兼互發育的特點，在明確地質認識的基礎上，對目標區塊開展氣藏特征評價，建立測井解釋圖版，明確目的層氣層縱橫向發育規律，利用三維地質建模和數值模擬技術確定油藏剩余油潛力，再次基礎上開展油藏工程論證，根據油氣藏不同的特點，進行了開發方式、井距和單井生產能力的論證，最終得出最優的參數，使區塊采收率得到提高，開發效果得以改善。

關鍵詞：復式油氣藏 ?氣藏特征評價 ?數值模擬 ?油藏工程論證

1 區塊概況

板橋油田B851區塊為復式油氣藏，主要含油氣層位沙二段濱Ⅲ、濱Ⅳ油組，濱Ⅲ油組為氣藏，濱Ⅳ油組為油藏，通過對井區取心井物性統計，濱Ⅲ、濱Ⅳ油組孔隙度19-25%，滲透率31-140毫達西，屬于中孔中滲儲層，碳酸鹽含量在3-16%。濱Ⅲ油組為凝析氣藏、濱Ⅳ油組為輕質油藏，正常溫度、壓力系統。

2 氣藏特征評價

（1）測井再評價

由于B17井的17號層測井解釋為水層，投產后大量出氣，存在矛盾，因此開展了測井再評價研究。充分運用目前射孔及生產信息，結合氣藏對比關系，建立該區氣層電性標準圖版，濱Ⅲ氣層電性標準：AC>285，RT>3.5。

運用該圖版對B17井進行測井解釋。15、16、17號層為氣層，18號層為氣水同層。推測為氣藏的主要依據B17井15、16、17、18、20試油都為水層，但17號層投產獲得油氣高產，氣油比為1765，而從B17井綜合錄井氣測來看，16號層與17號層全烴值相當，而15、18號層略低，因此，我們認為試油出水的16號層為氣層，15、18號高部位富含油氣。

（2）氣藏特征研究

濱Ⅲ油組主要含氣層位為濱Ⅲ-1、濱Ⅲ-2小層。其中濱Ⅲ-1發育兩套氣層。第1套15號層氣藏，在B17井附近發育，氣水界面在B17低部位，向B851方向發生尖滅;第2套16號層氣藏在B17、B851、B4-19一帶均有發育，氣藏受構造控制，氣水界面在B17井與B5-2井之間。西側B851-1斷塊濱Ⅲ-1發育1套氣層。氣層位于濱Ⅲ-1 底部，在B851-2井附近發育，向B851-1井方向變干。濱Ⅲ-2發育兩套氣層。第1套17號層氣藏，在B17井附近發育，氣水界面在B17低部位，向B851方向發生尖滅;第2套18號層氣藏在B17附近發育，氣水界面在B17井附近，向B851方向發生尖滅。通過油氣藏綜合分析，B851區塊濱Ⅲ油組發育層狀氣藏。

3 模型的建立

針對B851區塊儲層存在非均質性強、中孔中滲等特征，綜合地震、測井、地質、油藏等學科對該地區儲層進行了精細地質建模。結合沉積微相研究成果，并利用相控建模技術，采用序貫高斯模擬方法建立了各小層的儲層物性模型，描繪出儲層內部各種非均質隔檔，指出有效的調整挖潛位置。模型平面網格取20m×20m作為網格單元，垂向網格精度為0.5m。網格趨勢方向的選擇沿近乎平行斷層走向線的方向作為I趨勢方向，垂直于該方向為趨勢J方向。模型網格總數為15666720個。

4 潛力分析與油藏工程論證

（1）歷史擬合

通過調整模型參數進行歷史擬合，使其與實際地質情況更加接近，為下一步方案預測奠定良好的基礎。調整巖石壓縮系數、滲透率屬性場及相對滲透率曲線等對全區含水進行擬合，模型的計算的含水趨勢變化與實際含水變化趨勢一致，擬合誤差5%。

（2）剩余油分布分析

在模型全區及重點井歷史擬合完成基礎，得到區塊濱Ⅳ油組目前剩余油分布規律。從剩余油分布圖可得出剩余油主要分布在B851-1斷塊和B4-2斷塊。

（3）開發方式論證

濱Ⅲ油組含氣層位為濱Ⅲ-1、2小層兩套層系，由于濱Ⅲ-1小層注水造成層內流體分布混亂，無開發潛力。濱Ⅲ-2小層剩余可采儲量較大，且無注水影響，具有一定開發潛力，根據氣藏實際生產動態，濱Ⅲ-2氣藏為定容彈性驅動，且儲量小宜采用衰竭開采方式。

濱Ⅳ油組利用靜態資料對本區水體體積進行了計算與評價，計算結果水體與烴類體積比為1.24-2.27，為不活躍水體。本區無相滲資料，借用鄰區B821井相滲資料。利用砂巖水驅采收率經驗公式計算本區水驅采收率為46.85%。從計算結果看，濱Ⅳ油組采用注水開發比衰竭式開發采收率高26.45%，增加可采儲量7.03×104t。因此，濱Ⅳ油組宜采用注水開發。

（4）井距論證

濱Ⅲ油組氣藏利用氣藏采氣速度和單井產能，計算出所需氣井數，進而可以求出井距。氣藏采氣速度3.0%左右，則氣藏日產氣能力為3.0×104m3/d，按新井采氣能力3×104m3/d計算，一口氣井生產即可，井距1700米左右。

濱Ⅳ油組油藏利用交匯法計算，當原油價格為50美元/桶時，B851斷塊經濟極限井距為215m，合理井距387m，最佳實用井距284m。

（5）單井產能論證

濱Ⅲ油組氣藏試僅有B851井試氣及生產過程中有部分壓力資料。故以此為基礎進行產能設計。B851井米采氣指數148-168m3/d.MPa2.m，計算無阻流量9-15.0×104m3。試氣計算無阻流量15×104m3，初期生產按無阻流量1/3配產，日產氣5×104m3生產穩定。估算目前地層壓力18MPa左右，無阻流量為10.0×104m3，按1/3配產，則新井產能取3.0×104m3/d。

濱Ⅳ油組油藏試油及試采初期采油指數計算結果可以看出：B4-3井試油及試采計算采油指數結果吻合較好，B4-6井試油及試采計算采油指數結果相關較大，對比選用試采計算結果為依據進行配產。米采油指數取平均值13.84t/d.MPa.m的1/3，射開厚度取有效厚度7.25m的1/3，生產壓差依據試采平均值1.3MPa，計算單井產能13.4t/d。依據本區5口油井實際試采數據統計結果，濱Ⅳ油組初期單井試采初期單井平均日產油12t/d。綜合采油指數及試采初期油井生產情況確定油井初期生產能力為12t/d。

5 結論

（1）根據氣藏特征評價結果，B851區塊濱Ⅲ油組發育層狀氣藏，主要含氣層位為濱Ⅲ-1、濱Ⅲ-2小層，

（2）通過油氣藏工程論證，優選開發方式為濱Ⅲ油組采用衰竭式開發，濱Ⅳ油組采用注水開發;最優井距為濱Ⅲ油組1700m，濱Ⅳ油組280m;最佳單井產能為濱Ⅲ油組3.0×104m3/d，濱Ⅳ油組12t/d。