南海東部M油田K油藏儲層連通性研究

2016-06-27 01:35:35趙偉超吳雪晴

石油地質與工程 2016年3期

楊　嬌，唐　放，趙偉超，吳雪晴

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東廣州 510240)

南海東部M油田K油藏儲層連通性研究

楊嬌，唐放，趙偉超，吳雪晴

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東廣州 510240)

摘要：：K油藏是M油田的主力油藏，為受潮流作用影響的陸架砂脊沉積，砂體的展布具有一定的方向性，新鉆的開發評價井5井位于砂體展布的垂直方向，5井與主井區之間發育巖性尖滅的可能性大，且測井曲線特征與早期井對比差異很大，鉆遇的砂層厚度相差也很大，5井區與油藏老井間的儲層連通性是油藏研究的關鍵點。利用MDT壓力資料、油水性質資料、地震資料和生產動態資料進行綜合分析，確認了井間連通關系。

關鍵詞：南海東部M油田；儲層連通性;壓力系統；波阻抗反演；歷史擬合

1油田概況

1.1地質概況

M油田位于珠江口盆地中央隆起帶東沙隆起西北部斜坡帶、惠陸低凸起南部[1]，主要含油層分布在新近系下中新統珠江組，K油藏為一受低幅度披覆背斜控制的巖性-構造油藏，儲層為受潮流作用影響的陸架砂脊和陸架砂席沉積(圖1)，儲層巖性主要為中-粗粒砂巖，孔隙度平均20.3%，滲透率平均583×10-3μm2，總體表現出較強的平面非均質性，屬中孔、中-高滲儲層。油藏中部深度1 863.7 m，原始地層壓力18.58 MPa，壓力系數1.017，地層溫度91 ℃。

圖1　M油田K油藏沉積模式

1.2生產特征

M油田K油藏共有8口井，主井區7口，東區(5井區)1口(圖2)。主井區包括2口探井(1井和2井)和4口開發井(2A，3，4和4Sa井)，其中4井為定向井，合采K油藏等3個油藏，生產3年后因井下故障棄井側鉆4Sa井，開采其他油藏；2A和3井為K油藏水平生產井，投產后生產能力旺盛，連續生產近15年。目前油田因井下設施故障已停產，停產時K油藏3口開發井共累計生產原油近450×104t。

圖2　M油田K油藏構造與地震屬性疊合及井位分布

油田停產后，為落實油田儲量潛力，在油田東部新鉆了一口開發評價井5井，鉆遇疑似K油藏砂體，但測井曲線特征與早期鉆井差異很大，如圖3。早期4口井鉆遇的K油藏伽馬曲線呈現明顯的反韻律特征，而5井鉆遇的K油藏伽馬曲線為箱型；鉆遇的砂層厚度相差也很大，早期各井鉆遇K油藏砂層厚度約10 m，而5井鉆遇的砂層厚度近25 m，且5井鉆遇的K油藏頂比早期各井鉆遇的頂深了20 m以上。沉積學研究表明，K油藏為受潮流作用影響的陸架砂脊，砂體的展布具有一定的方向性，垂直于砂體展布方向發育了巖性邊界，而5井正好位于砂體展布的垂直方向，西北方向已發現巖性尖滅，主井區以東砂體尖滅的可能性很大，粉紅色巖性尖滅線為巖性邊界發育的可能位置，但具體尖滅范圍較模糊。因此，分析5井區與早期各井之間的連通性、落實巖性邊界，對落實K油藏儲量潛力和剩余油分布及對后期井位部署和合理配產等具有重要意義。

圖3　K油藏連井對比圖

2連通性分析

2.1連通性分析方法

油藏連通性是油藏評價的重要內容[2-4]。目前常用的油藏井間動態連通性方法主要有示蹤劑測試、注采動態和試井[5-7]等，這些方法的實施比較復雜，且會影響油田的正常生產。由于海上油田鉆井周期短，錄取資料往往很有限，且一般采用天然水驅生產，因此無法用常規方法判斷井間連通性。本文利用MDT測壓、油水性質等資料進行連通性初步分析，結合地震資料對儲層進行精細刻畫，最后結合生產動態資料對K油藏進行數值模擬，進一步確認井間連通關系。

2.2連通性分析

2.2.1 壓力系統分析法

壓力系統的分析是判斷井間連通性的重要依據，同一油藏中的各井處于同一個水動力系統。原始條件下，處于同一個水動力系統中的各處壓力是平衡的，若某井投產后，這種壓力平衡關系則被打破，該壓力系統內其他井的地層壓力會有所下降[8]。

根據5井和1井的MDT測壓資料，1井K油藏的埋深為-1 856 ～-1 867 m，原始地層壓力為2 686～2 691 psi，5井K油藏的埋深-1 878～-1 894 m，原始地層壓力為2 636～2 661 psi，5井區K油藏比1井區深20～30 m。根據原始地層壓力與深度的線性關系，埋深越深，原始地層壓力越大[8]，而M油田埋深較深的5井K油藏的地層壓力卻比1井區低了30～45 psi，說明5井區K層受早期生產井影響，地層壓力下降了，因此初步認為5井區與主井區是連通的。

2.2.2 流體界面推算法

壓力梯度與地層流體的密度相對應，由于毛細管力的作用，氣層壓力線與水層線的交點處毛細管力為零，交點深度即為自由水面的位置。因而在合格測壓資料的基礎上，利用壓力資料能夠推算出流體界面[9]，同理可以利用壓力梯度求取油藏的流體界面。

M油田K油藏在主井區鉆遇的最低油底為-1 867.3 m，5井鉆遇油水界面為-1 876.4 m(圖2)。根據1井MDT測壓資料，繪制了地層壓力與油水層埋藏深度的關系圖(圖4)，由此推算出1井K層的油水界面為-1 876.2 m；根據油線和水線的壓力梯度反推的油密度和水密度分別為0.737 g/cm3和1.026 g/cm3，與實驗室分析結果0.739 g/cm3和1.024 g/cm3接近，證實MDT壓力外推的流體界面可靠。1井推算的流體界面與5井鉆遇的油水界面基本一致，證明5井區與主井區具有統一的流體界面，進一步說明5井區與主井區是連通的可能性較大。

2.2.3 地震資料分析法

通常情況下，地震資料反映的是巖性界面信息，而通過巖性標定技術可以賦予地震資料以地質意義，利用其橫向連續性，可以較直觀地判斷砂體的連通性[10]。結合區域沉積研究，K油層沉積時期，M油田為局限的海灣環境，波浪和風暴作用較弱，以潮流作用為主，砂體易被潮汐作用改造，主井區和5井區為受潮流作用影響的兩套疊置的陸架砂脊砂體。通過地震屬性分析、地震剖面刻畫對K油層砂體進行追蹤識別和精細解釋，在波阻抗反演剖面上，可以清楚地看到K油層主井區與5井區在構造上北東方向不連通(圖5上)，南部砂體對接(圖5下)。

圖4　1井地層壓力與深度關系

圖5　過主井區和5井區的波阻抗反演剖面

2.2.4 生產動態分析法

油藏數值模擬是研究剩余油分布狀況的重要手段之一，準確預測剩余油的關鍵是模型生產動態歷史擬合，通過生產歷史擬合進行模型的驗證，如果模型預測結果與生產動態相符，說明模型能較正確地反映現階段的地質認識[11]。

針對5井區與主井區砂體連通性問題，分別假設連通和不連通兩種情況，在模型中對油藏的生產動態進行歷史擬合。5井區與主井區砂體不連通時，主井區砂體在構造東部為巖性尖滅，油藏東部無水體驅動；假設5井區與主井區砂體連通時，油藏東部有水體驅動。圖6為K油藏主井區生產井3井生產歷史擬合曲線，粉色實線為實際含水率隨時間的變化曲線，藍色虛線是兩個井區不連通、無東邊水體驅動時的含水率擬合曲線，藍色實線是兩個井區連通、有東邊水體驅動時的含水率擬合曲線。可以明顯看出，兩個井區連通時，含水率的歷史擬合效果更好。