埕北油田次生底水形成機制及邊水推進特征

蘇彥春

(中海石油(中國)天津公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300452)

埕北油田次生底水形成機制及邊水推進特征

蘇彥春

(中海石油(中國)天津公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300452)

針對埕北油田的開采現(xiàn)狀，分析了埕北油田儲層具有底部巖石顆粒粗、頂部巖石顆粒細的正韻律特征，大量的產(chǎn)液剖面、吸水剖面和開發(fā)過程中的測井資料綜合顯示該油田由于邊水侵入在油層底部形成了次生底水層。探討了次生底水形成的機理，明確了油藏綜合含水率上升的主要控制因素，并對邊水推進特征進行了研究，認為該油藏剖面上油層底部邊水推進快、水淹嚴(yán)重，平面上邊水體推進均勻、沒有邊水突進現(xiàn)象。

渤海灣盆地;埕北油田;正韻律地層;次生底水;邊水推進

埕北油田是渤海海域已開發(fā)油田中開發(fā)效果最好的油田之一[1]，開采30多年來，地層壓力僅下降0.5 MPa，壓力保持水平達到97.0%，天然地層能量充足，表現(xiàn)出剛性水壓驅(qū)動的特點。目前，油田的地質(zhì)儲量采出程度達到42.2%，綜合含水率87.1%，進入到高含水開采階段。為了繼續(xù)保持該油田的高效開發(fā)，達到“穩(wěn)油控水”的目的，需要明確影響含水率上升的主要地質(zhì)因素。本文從巖石組合特征和粒度變化特征入手，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料以及多種測井曲線水淹特征的組合，分析了油層次生底水形成的機理，為油田開發(fā)制定有針對性的調(diào)整挖潛措施提供指導(dǎo)。

1 油田地質(zhì)特征

埕北油田位于渤海西部海域，距天津市塘沽區(qū)88 km，油田范圍內(nèi)平均水深16.0 m。區(qū)域構(gòu)造上，埕北油田位于埕北低凸起的西端，西-南邊界緊靠埕北凹陷，北面與沙南凹陷相鄰。埕北油田構(gòu)造基底為中生界斷塊潛山，新生界古近系東營組地層直接超覆在潛山風(fēng)化面之上，受后期構(gòu)造作用的影響，油田的主體部位拱升，形成較典型的披覆背斜構(gòu)造(圖1)，是油氣富集的有利區(qū)帶。主力油層?xùn)|營組二段平均孔隙度為28.8%，平均水平滲透率為1670.0×10-3μm2，孔隙連通性好，具有高孔、高滲的油藏特征。

2 次生底水形成機制

埕北油田無水采油期短，當(dāng)油藏投入開發(fā)后，在水區(qū)和油區(qū)之間形成一定的壓力降，邊水開始內(nèi)侵，水的侵入量與含油邊緣到各生產(chǎn)井的滲濾阻力有關(guān)。當(dāng)油層為正旋回沉積時，內(nèi)外含油邊緣的滲濾阻力相差更大，易造成邊底水沿底部竄進形成次生底水層。

圖1 埕北油田東二段油藏剖面圖

2.1 正韻律地層的產(chǎn)液剖面特征

根據(jù)區(qū)域地震相、巖石粒度和巖石學(xué)分析以及埕北油田6口井的巖心觀察與描述，該油組泥巖顏色以灰綠色為主，顯示濱淺湖環(huán)境，砂體顯示明顯的正韻律特征。正韻律地層底部巖石顆粒粗、頂部巖石顆粒變細，反映沉積環(huán)境的水動力條件由強變?nèi)酰绑w底部可見沖刷，砂體中上部見板狀交錯層理，顯示典型的辮狀河道、河道沙壩層序特征。如B3井在正韻律層序下的產(chǎn)液剖面測試結(jié)果表現(xiàn)出底部油層產(chǎn)液量大、水淹程度明顯比上部油層大、水淹速度比上部油層快的特點(圖2)。

2.2 油層底部水淹的測井特征

隨著埕北油田勘探開發(fā)程度的提高，各種測井、鉆井及巖心分析化驗資料日益齊全。利用豐富的常規(guī)測井資料，結(jié)合區(qū)域沉積微相展布特征及開發(fā)動態(tài)資料，可以有效地研究水淹情況。不同水淹類型的水淹層，其水淹特征和測井響應(yīng)特征等不同[2]，水淹層自然電位曲線基線偏移，曲線減小幅度增大[3]；地層電阻率隨水淹減小變化，其微電極電阻率幅度差減小[4-5]；水淹層中黏土礦物吸水膨脹致使聲波時差增大[6]；自然伽馬在水淹層中隨黏土礦物被邊部入侵的水沖走而降低。

圖2 埕北油田B3井正韻律層序及產(chǎn)液剖面測試圖

根據(jù)A19和A23等油井的飽和度測井解釋結(jié)果，上部油層含油飽和度一般較高，而下部油層水淹較嚴(yán)重、含油飽和度較低，底部油層表現(xiàn)為強水淹。

2.3 次生底水形成機理

正韻律地層底部層段滲透率相對較高，邊水沿高滲透的低部位突進較快， 底部水淹嚴(yán)重，含水率上升快；上部巖性較差，滲透率相對較低，水淹程度低。正韻律地層邊部水表現(xiàn)為下偏的水線推進，水淹程度上輕下重，與地層正韻律沉積相符合。埕北油田東營組油藏投入開發(fā)后，內(nèi)含油邊緣向高部位推進，在油藏的底部形成一個油水界面傾斜的次生底水層(圖3)。

圖3 埕北油藏強邊水形成次生底水層示意圖

油藏數(shù)值模擬結(jié)果顯示：埕北油田II油組邊底水均勻推進，從低部位向高部位逐漸推進，油水界面附近的井見水早、水淹嚴(yán)重、綜合含水率高；高部位井見水時間一般相對較晚，水淹程度低。從埕北油田II油組CBB9～CBB20連井切面剩余油剖面分布特征圖(圖4)可以看出，水淹方向為從油水界面向高部位推進。實際動態(tài)數(shù)據(jù)分析表明，CBB9井、CBB2井處于同一水淹級別內(nèi)；動態(tài)數(shù)據(jù)分析表明，兩口井的見水時間相差不大，于1987年4月見水；CBB1井于1988年6月見水；CBB20井見水最晚，見水時間為1989年7月。

圖4 埕北油田II油組連井切面水侵剖面分布特征

3 油藏邊水推進特征

3.1 油藏水體壓力分析

埕北油田天然邊水能量充足，原始地層壓力16.6 MPa，2013年8口井測試的地層壓力平均值16.1 MPa，地層壓降較小。以埕北油田的測壓數(shù)據(jù)為依據(jù)，對水體大小進行了敏感性分析。在模擬水體大小的過程中，隨著水體體積的增大，地層壓力進一步上升，當(dāng)水與油的體積之比為120倍左右時，模型計算壓力與實際地層壓力接近。這類大水體的邊水能量使埕北油田表現(xiàn)出邊水剛性水壓驅(qū)動類型的特征，是油田開發(fā)效果最好的一類驅(qū)動類型，最終采收率最高可達到60%。

埕北油田是一個具有氣頂和邊水的構(gòu)造層狀油藏，水油體積比較大。開發(fā)初期，由于構(gòu)造高部位油井受邊水影響較小，隨著油田開采時間增長，地層壓力下降，邊水逐漸向油田內(nèi)部推進。在平面上，邊水推進較為均勻，沒有邊水突進的現(xiàn)象，平面波及系數(shù)高，目前油藏平面波及系數(shù)高達100%。

3.2 邊水推進特征

埕北油田在平面上邊水推進較均勻，沒有邊水突進現(xiàn)象，不同開發(fā)階段其邊水推進速度不同(圖5)。低含水階段，邊水推進速度較慢；進入中含水階段后，邊水推進速度逐漸加快；進入高含水階段后，邊水推進速度進一步加快，油井已全部見水。在縱向上，自下而上邊水推進逐漸減弱，符合正韻律油藏特點。油田目前的平均含水率為87.13%。

圖5 埕北油藏不同開發(fā)階段綜合含水率變化對比

4 結(jié)論

(1)埕北油田地層能量充足，投入開發(fā)后在水區(qū)和油區(qū)之間形成壓力降，邊水內(nèi)侵，當(dāng)油層為正旋回沉積時，內(nèi)外含油邊緣的滲濾阻力大，造成邊底水沿底部竄進形成次生底水層。

(2)埕北油田剖面上在油層底部次生底水導(dǎo)致底部水淹嚴(yán)重，含水率上升快；在平面上邊水推進較均勻，沒有邊水突進現(xiàn)象。

[1] 蔣維軍，溫哲華，姜晶，等.埕北油田高含水后期穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究與實踐[J].鉆采工藝，2013，36(4)：64-66.

[2] 王乃舉.油田開發(fā)測井技術(shù)及應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社，1995：103-109.

[3] 宋子齊，何羽飛，孫寶佃，等.文 15 塊沙三上段油層水淹模式及其測井解釋[J].斷塊油氣田，2011,18(3)：346-351.

[4] 賀順義，謝楠，彭洪波，等.水淹層測井識別方法研究及效果驗證[J].海洋石油，2010,30(2)：91-95.

[5] 侯連華，王京紅，劉澤容.水淹層測井評價方法[J].石油學(xué)報，1999, 20(3)：49-55.

[6] 高印軍，李才雄，王大興，等.水淹層測井解釋技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油勘探與開發(fā)，2001, 28(5)：42-45.

編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0090-03

2014-11-18

蘇彥春，高級工程師，碩士，1973年生，1997年畢業(yè)于西安石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，現(xiàn)從事油藏開發(fā)研究工作。

中海石油(中國)有限公司重大科技攻關(guān)項目(CCL2013TJPZSS1521)資助。

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