Y7侏羅系油藏精細描述及開發技術研究

趙輝，鄒勝林，劉玉峰，張鵬剛，薛莉瓊

（1.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；2.中國石油長慶實業集團有限公司小河采油作業區，陜西西安718500）

Y7侏羅系油藏精細描述及開發技術研究

趙輝1，鄒勝林1，劉玉峰1，張鵬剛1，薛莉瓊2

（1.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006；2.中國石油長慶實業集團有限公司小河采油作業區，陜西西安718500）

Y7油藏該區開發始于2014年，相比侏羅系同類油藏，儲層物性相當，但目前壓力保持水平低、水驅動用程度低、早期單井產量低，亟需深入開展儲層特征研究、開發技術政策評價，為油藏持續穩產提供技術支撐。本文通過對研究區進行精細油藏描述，深化儲層認識，開展單井產能受控因素研究，利用數值模擬、油藏工程、同類油藏對比法，確定適應油藏開發早期階段的開發技術政策，為油藏高效開發奠定基礎。

侏羅系油藏；精細描述

研究區開發始于2014年，截止目前，開發油井73口，日產液水平396 t，日產油206 t，綜合含水47.8%，目前累積產油15.212 5×104t，采油速度2.15%，采出程度4.35%，注水井開井24口，日注水805 m3，累積注水35.317 4×104m3，月注采比1.9，累計注采比1.14。

與侏羅系同類油藏相比，儲層物性相當，但該區油藏水井平均吸水厚度為4.0 m，水驅動用程度為34.0%，初期單井產能為2.8 t。呈現壓力保持水平低、水驅動用程度低、早期單井產量低的現狀，亟需深入開展儲層特征研究、開發技術政策評價[1，2]，為油藏持續穩產提供技術支撐（見圖1，圖2）。

圖1 壓力保持水平及水驅動用程度對比圖

圖2 初期產能對比圖

1 精細地質研究

1.1 研究內容

本次研究充分收集整理了研究區94口油水井的動靜態資料，觀察巖心1口，測井解釋94口，繪制各類動靜態圖件121幅。研究內容涉及小層對比、沉積微相及砂體展布、構造特征、儲層特征、油藏控制因素及成藏模式等，重點對油水井對應關系進行了細致研究[3-5]。

1.2 研究成果

（1）小層對比：本次研究利用標志層、電性特征標志、沉積旋回、巖性厚度對比等方法，采用骨架井層面拉平技術，對85口油水井延安組地層進行了系統劃分與對比。將Y7分為Y71和Y72，由于本區無鉆穿Y72的井，含油顯示主要分布在Y7頂部，因此，本次只對Y71進行了詳細研究。對研究區內建立的橫、縱25條地層對比剖面，反復拉網對比、修正后、完善了分層方案，將Y71細分為Y711和Y712兩個小層。各小層地層厚度變化在14 m～26 m。

（2）油水井注采對應關系：結合小層對比成果，從整體上看，研究區開采主力層位為Y711上段，但開采Y711下段、Y712非主力層油井12口，注水井有6口。分部位研究，在油藏東部注采不對應井有9口，例如YS3-59井組開發層位為Y711下段，YS6-57，YS7-57井開采層位為Y712；油藏中部注采不對應井有4口，例如YF1-50、YF3-49、YF4-49井開采層位為Y711下段，注采不對應；油藏南部注采不對應的井有5口，例如YV2-55、YV3-57、YV4-55開采層位為Y711下段，注采不對應。注采不對應是油藏產能未發揮、水驅動用程度低、壓力保持水平低的主要原因（見圖3）。

圖3 研究區YS6-54-YS6-55-YS6-57-YS6-58油藏剖面圖

（3）沉積微相及砂體展布特征：本次沉積相研究從巖心照片的觀察描述入手，對取心井段進行精細的微相判識和標定，確定沉積相的類型，建立沉積相與測井相的對應關系，從而揭示沉積相的平面展布規律，對砂體分布進行科學預測。平面上發育3條辮狀河道，河道寬度0.3 km～1.5 km；剖面上，主力層Y711發育兩個單砂體，在大部分地區發育，多呈現厚層塊狀。砂體帶呈北東-南西向展布，砂層厚度5.5 m～24.3 m。

（4）構造特征：頂面構造整體呈北東高，南西低的西傾斜坡，與區域構造背景一致，在YS2-57井處發育低幅度穹隆構造，東北方向YS2-57井～YS9-54一線，構造較陡，向西南構造變緩。

（5）儲層特征：Y7油層組儲層為灰白色、淺灰色、深灰色細～粗粒砂巖、粉砂巖及礫巖，巖性主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖、長石石英砂巖。砂巖碎屑成分平均占全巖含量82.1%。通過常規薄片，鑄體薄片和掃描電鏡觀察，儲層空間類型主要包括粒間孔、粒間溶孔。通過對取心井常規薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等資料的研究，確定該區儲層所經歷的成巖作用主要有壓實、壓溶、膠結、溶蝕、交代作用和自生礦物的形成作用等。通過對100塊巖心樣品分析，滲透率最小值為0.830 2×10-3μm2，最大值為732.58×10-3μm2，平均值為141.06×10-3μm2。孔隙度最小值為10.63%，最大值為19.71%，平均值為17.11%，說明儲層屬于中孔中滲儲層。從平面上看，主力層Y711孔、滲、飽相對高值沿河道方向分布。滲透率與孔隙度分布特征呈現出較好的相關性，孔隙度及滲透率平面分布較均勻。含水飽和度平面差異較大。油層主要分布在孔、滲較好的部位。

（6）油藏控制因素及成藏模式：該油藏是古地貌背景下小幅度鼻隆、穹隆構造控制的構造油藏。厚度大、分布廣泛的古河道砂體為地層油氣運移通道，在Y7的部分有利圈閉中形成邊底水油藏。該區為辮狀河砂體成藏模式。河道寬度大、厚度大的砂體邊緣與穹隆構造相結合，形成良好的構造巖性圈閉，油藏類型以底水油藏為主。

2 建立儲層三維地質模型

2.1 建模方法

本次研究應用Petrel地質建模軟件，在精細地質研究的基礎上，通過94口井數據整理、數據分析，應用相控建模的方法建立研究區相模型和孔隙度、滲透率、含水飽和度、NTG等屬性的三維地質模型。實現了精細油藏描述成果的三維可視化。

2.2 質量控制

此次建模過程中，除了采用數據篩選、網格檢查、地層對比、聚類分析、粗化前后數據對比等常規檢查方法外，創新的采用了圖件約束的方法控制模型精度。利用建模軟件計算生成的孔隙度平面分布圖、相概率分布圖來約束模型計算。進一步保證了模型精度。

2.3 數值模擬模型

本次研究首次使用PETREL RE軟件進行地模數模一體化，包括PVT、巖石屬性、油水界面、流體等參數均在軟件設置，網格數據與地模一致，保證了模型延續性和精度。按照擬合標準，對數學模型進行了50多次數據擬合，擬合后模型整體和單井參數均達到了模型應用要求。

2.4 數值模擬預測

結合目前開發現狀，對8口注水井提出了下階段注水調整方案（見表1，圖4，圖5）。

數值模擬跟蹤預測指標顯示，A方案實施后，產油量最多，含水上升最小，至2021年累積增油2 360.4 t，效果良好，建議實施。

表1 注水技術政策優化方案

3 合理開發技術政策評價

利用油藏工程、數值模擬、礦場實踐分析確定合理開發技術政策，為開發調整提供依據。通過油藏工程法和借鑒侏羅系開發經驗，初期壓力保持水平基本在60%～70%最為合理。目前壓力保持水平為58.8%，壓力保持水平偏低；利用油藏工程法和借鑒侏羅系開發經驗，合理流壓在2.2 MPa～2.8 MPa。目前流壓為1.94 MPa，與合理流壓相比偏低；根據油藏工程法、數值模擬法及經驗對比法綜合得出該區合理采液強度在0.7～0.8。目前整體、東部和中部采液強度與合理值相比，都偏小；根據油藏工程法、數值模擬法及經驗對比法綜合得出合理注采比為1.3～1.5。目前整體和東部注采比與合理值相比，都偏小；利用油藏工程法、同類油藏對比法綜合考慮合理單井產能為3.1 t。但初期單井產能為2.8 t，與合理產能相比偏低（見表2）。

圖4 不同注采比下含水率對比曲線

圖5 不同注采比下產油量對比曲線

表2 Y7油藏開發技術政策評價表

4 開發技術政策調整

結合油藏分部位特征和開發技術政策評價結果，找出下部調整的方向。油藏東部水驅動用程度低，壓力保持水平低，區域能量恢復較慢，供液不足程度加劇，油井產能下降。重點完善小層注采對應關系，強化注水，提高單井產能。油藏中部底水發育，水飽高，采液不均（中部井網完善區油井見效快，邊部物性相對較好井，見效慢）。重點完善局部注采井網，強化注水，均衡平面采液。油藏南部平面水驅不均，局部井網不完善，個別井組含水上升快。重點合理采液強度，溫和注水，抑制含水上升。

結合各項研究成果，有針對性的對油藏各部位實施了開發技術政策調整。

（1）利用地質研究成果，精細小層對比發現全區注采不對應井12口，2016年完善注采對應關系9井次，對應見效油井17口，日增油0.31 t，累積增油355.15 t。

（2）結合細化開發單元成果，全年精細平面注采調整38井次，見效油井33口，累積增油268.5 t。相比2015年12月，油藏整體見效明顯。

（3）針對剖面吸水狀況差的水井，全年實施剖面治理5井次，措施后注水壓力明顯提升，水驅動用程度由34%上升到37%。對應見效油井19口，平均含水下降0.9%，單井日增油0.26 t，措施當年累積增油490.5 t。

（4）油藏東部區域能量恢復較慢，實施壓裂引效措施9井次，單井日增油1.65 t；油藏中部以均衡平面采液為主，實施壓裂和酸化6井次，單井日增油1.31 t；油藏南部局部水驅不均實施土酸酸化措施2井次，單井日增油0.97 t。全年措施增油5 166.6 t。

結合各項研究成果，全年共實施注水調整38井次，油井措施17井次，剖面治理5井次，完善注采對應關系9井次。通過開發調整，Y7油藏階段自然遞減由10.04%下降到7.77%，含水上升率控制在0.9%以內，單井產量由2.8 t上升到3.1 t，采油速度由2.06%上升到2.88%，油藏開發各項指標穩定向好發展。

5 結論和建議

（1）根據地層旋回特征，選取標志層和標志井，對研究區目的層段進行了地層對比和分層研究，將Y7儲層，細分為Y711和Y712。

（2）對Y7油藏所取的100塊巖心樣品分析，滲透率最小值為0.830 2×10-3μm2，最大值為732.58×10-3μm2，平均值為141.06×10-3μm2。孔隙度最小值為10.63%，最大值為19.71%，平均值為17.11%，說明該區儲層屬于中孔中滲儲層。

（3）結合數值模擬預測，合理開發技術政策，優化注采參數，提出8口井的注水調配方案，數模預測A方案效果最好，建議實施。

（4）建議加強油水井動態監測，根據動態變化，及時優化開發技術政策。

應用精細地質研究、建立三維地模數模、合理開發技術政策研究成果，為Y7油藏開發調整提供科學的理論依據和技術指導。同時也為侏羅系油藏早期開發提供了借鑒意義。

［1］李安琪，李忠興.超低滲透油藏開發理論與技術［M］.北京：石油工業出版社，2015.

［2］程啟貴.低滲透油藏開發典型實例［M］.北京：石油工業出版社，2014.

［3］劉文嶺.高含水油田精細油藏描述特色實用技術［M］.北京：石油工業出版社，2014.

［4］趙軍龍.三角洲油藏描述與地質建模研究［M］.陜西科學技術出版社，2009.

［5］賈愛林.精細油藏描述與地質建模技術［M］.北京：石油工業出版社，2010.

Y7 Jurassic reservoir fine description and development technology research

ZHAO Hui1，ZOU Shenglin1，LIU Yufeng1，ZHANG Penggang1，XUE Liqiong2
（1.Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China；2.China Petroleum Changqing Industrial Group Company，Ltd.，Xi'an Shanxi 718500，China）

The Y7 reservoir development began in 2014,compared to similar reservoirs of Jurassic,reservoir,but the pressure to maintain the low level,low producing degree of water flooding,the early low single well production,to carry out the research on the reservoir characteristics and development technology policy evaluation,sustainable development to provide technical support for reservoir.Based on the study area of fine reservoir description,deepen the understanding of reservoir,to carry out the research on the productivity of single well controlled factors,using numerical simulation,reservoir engineering,oil reservoir in contrast,determined to adapt to the development of technology policy in early stage of reservoir development,the basis for the efficient development of reservoir.

the Jurassic reservoir；fine description

TE122.12

A

1673-5285（2017）06-0122-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.026

2017－05-10

趙輝（1982-），2004年7月畢業于北京石油化工學院，過程裝備及控制工程專業，現從事精細油藏描述工作，郵箱：615736366@qq.com。