基于動態分析的儲層構造調整研究

王欣然 楊麗娜 祝曉林 劉洪洲 程 奇 王雙龍

1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459；2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司， 天津 300452

0 前言

油區構造解釋對于油田儲量規模、井網布置、剩余油分布及滾動開發策略等具有非常重要的作用[1-6]。目前海上油田構造的確定很大程度上依靠地震資料的精細解釋,然而受海上環境和采集條件的制約,中深層油藏地震資料品質往往較差,造成了構造解釋的不確定性[7-9],尤其是構造解釋中斷面位置多解性較強,影響了中深層油藏的開發策略及后期調整挖潛方式。斷層屬性和形成機制與盆地構造演化、區域應力場分布以及巖石巖相特征等構造地質學和石油地質等理論相關性較為緊密[10-15],而在油田開發階段通過油藏動態分析確立油區斷層位置的相關研究較少[16]。海上油田具有初期產量高、后期遞減大的特點,實施挖潛調整是保障海上油田高效開發的重要手段[17-20],而對于中深層油藏,在缺少精細地質和地震資料的情況下,只有通過對動態資料不斷深入分析,實現其儲層構造的準確判斷,才能保障挖潛調整具有較好的效果。

1 油藏概況及問題提出

渤海JZ油田沙河街組沙三段為小規模的扇三角洲沉積油藏,其儲層垂深介于 1 750～1 790 m之間,屬于中深層油藏。該油藏于2011年渤海JZ油田投入開發時被發現,基于當時地震資料品質,在Z 1井與Z 2井之間解釋出一條斷層F 3,但由于當時沒有井在沙三段生產,因此斷層F 3位置并不完全落實,渤海JZ油田沙三段含油面積見圖1。油田于2017年實施綜合調整方案,過程中有3口調整井(X 1、X 2、X 3)鉆遇了該油藏,參照之前的構造解釋結果,采油井 X 3 位于斷層F 3的北側。而采油井X 1與注水井X 2位于斷層南側。

圖1 渤海JZ油田沙三段含油面積示意圖Fig.1 Schematic diagram of oil-bearing area of the Shasanduanmember in Bohai JZ oilfield

然而隨著3口井的投產與投注,生產動態資料與儲層靜態資料的矛盾逐漸顯現,從單井的生產能力分析,X 3井投產后表現出較為旺盛的生產能力,日產油達到60 m3,且井點處壓力下降較緩慢,與F 3斷層北側所控制的石油地質儲量規模不匹配,由此推測F 3斷層可能開啟或斷層封閉但位置需要調整;但另一方面從斷層兩側儲層連通關系分析,注水井X 2井注水后,僅位于斷層同側的采油井X 1受效明顯,而位于斷層北側采油井X 3與注水井X 2注采對應關系不明顯,故推測F 3斷層封閉。基于上述矛盾,進行了生產動態分析與數值模擬研究,以判斷F 3斷層的構造位置合理性。

2 生產動態分析

2.1 物質平衡法測算

根據物質平衡方法,對應斷塊油氣藏或巖性油氣藏,其中采出的油、水流體總量與油藏的水侵量及彈性能所釋放的能量應保持動態平衡,已知油藏累產油及累產水量、注入水總量、地層壓力下降水平、地層原油體積系數、地層水比重、地層原油黏度、壓縮系數等參數,即可根據式(1)測算動態井控儲量。

(1)

X 3井投產2 a累產油5.76×104m3,井點處壓力下降5.93 MPa,根據式(1)反算X 3井控儲量約106.25×104m3,這一結果與F 3斷層南側石油地質儲量23.50×104m3矛盾,而與沙三段整個井區靜態石油地質儲量98.06×104m3接近。由此推測F 3斷層可能開啟,或斷層封閉但位置需要調整。所以需要結合注采動態特征分析進一步驗證。

2.2 注采動態特征分析

目前沙三段采用的注采井網為一注兩采,設計注采比為1∶1,因注水井X 2井況問題,僅于2017年4月至2018年8月期間正常注水。X 1、X 3井壓力變化曲線見圖2,在X 2井注水期間,僅位于斷層同側的采油井X 1儲層壓力回升,注水受效明顯,而位于斷層北側采油井X 3儲層壓力持續下降,注水井受效不明顯,表現為F 3斷層封閉。

圖2 X 1、X 3井壓力變化曲線圖Fig.2 Pressure variation of wells X 1 and X 3

鑒于注采對應關系認識與物質平衡法相矛盾,因此開展儲層精細地質認識,并結合產吸液剖面測試結果,來進一步驗證判斷所取得認識的合理性。首先分析儲層連通性,沙三段主要分為兩個油組,其中Ⅰ油組分為3個小層,分別為Ⅰ-1、Ⅰ-2和Ⅰ-3小層。Ⅱ油組分為2個小層,分別為Ⅱ-1和Ⅱ-2小層。采油井X 1井與注水井X 2井5個小層均發育完整,而采油井X 3井僅發育了Ⅰ-2小層和Ⅰ-3小層,因此與注水井X 2井整體的注采連通關系較差。

圖3 X 2井吸水剖面測試結果圖Fig.3 Test results of water injection profile of well X 2

結合圖3中X 2井吸水剖面測試結果圖,由X 2井吸水剖面測試結果可知,X 2 井因堵塞問題而導致Ⅰ-2小層和Ⅰ-3小層不吸水,不吸水的2個小層為X 3井的主力生產層位;X 2井主力吸水層位為Ⅰ-1小層、Ⅱ-1小層和Ⅱ-2小層,這3個小層為X 1井的主力生產層位。這也就解釋了 X 2 井與X 1井注采對應關系較好,與X 3井注采對應關系差的原因。為驗證注采關系分析的合理性,對X 2井Ⅰ-2小層和Ⅰ-3小層進行了解堵作業,解堵后X 3井的井底流壓出現了小幅上升,但措施有效期短,僅為1個月左右,說明2個小層污染難以解除。但也側面說F 3斷層可能開啟,或者斷層封閉但位置不合理。參照渤海JZ油田次生斷層均為封閉斷層,且F 3斷層斷距超過20 m,由此認為斷層封閉可能性較大。故需要對F 3斷層位置進行調整,而斷層構造位置的定量調整需借助數值模擬方法。

3 數值模擬研究

為定量調整F 3斷層構造,在現有地質模型的基礎上,應用Petrel地質建模軟件對F 3斷層構造位置進行調整,共設置了5個方案進行敏感性分析,見圖4。由圖4可見，方案1將斷層向南移動15 m,方案2不調整斷層位置,方案3將斷層向北移15 m,方案4將斷層向北移30 m,方案5將斷層向北移45 m。根據3口井壓力變化、產油量、含水率等指標分別對不同的方案進行歷史擬合,并通過歷史擬合吻合程度判斷各方案的合理性。模型設置F 3斷層封閉,擬合方法以定液量為主。

圖4 數值模擬方案示意圖Fig.4 Schematic diagram of numerical simulation schemes

圖5 不同方案X 3井壓力擬合結果圖Fig.5 Pressure fitting results of well X 3 in different schemes

壓力變化是反應油藏儲量規模的重要指標,因此以壓力擬合情況為例,判斷不同方案斷層位置合理性,圖5為不同方案壓力擬合結果,可以看到,因方案1與方案2中X 3井控制儲量規模較小,因此在歷史產量規模下,壓力下降較大與實際不符,而方案3至方案5將斷層移至X 3井北側,使X 3井的井控儲量逐漸擴大,壓力變化情況逐漸接近實際值,其中方案5的擬合情況最好,與實際壓力數據變化基本吻合,因此判斷F 3斷層的構造位置在現情況向北移45 m最為合理。

4 開發策略調整

結合地震解釋資料,認為渤海JZ油田沙三段F 3斷層位置存在多解性,基于上述研究,對F 3斷層的構造位置進行了調整,即沙三段3口生產井位于斷層同側,因此擴大了采油井X 3的井控儲量規模。鑒于現有注水井 X 2 與X 3井注采對應關系較差,根據更新后的地質油藏研究認識,設計在X 3井西側新增一口注水井X 4的調整方案,調整方案實施后,確定新增注水井X 4與X 3井注采連通性較好,使X 3井的儲層壓力得到有效恢復,且日增油達到25 m3,明顯地改善了沙三段的開發生產效果。

5 結論

1)對于海上油田中深層地震資料品質較差而導致的斷層構造位置不落實問題,可采取生產動態資料與地質靜態資料相結合的研究方法,以準確落實油藏中斷層構造位置。

2)根據物質平衡方法、壓力變化特征、注采對應關系等生產動態資料分析,可實現定性判斷層位置合理性,進一步結合數值模擬研究,能夠定量判斷儲層構造位置調整。

3)依據本次研究結果對渤海JZ油田沙三段油藏斷層構造位置進行調整,并指導開發策略,明顯改善了該油藏的開發生產形勢,取得了顯著的調整挖潛效果。