ND油田火山岩油藏开发技术研究与应用

孙欣华

长江大学石油工程学院,湖北荆州434023

中石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009

ND油田石炭系卡拉岗组为吐哈油田整体规模建产的第1个火山岩油藏,由于火山岩油藏没有成熟的开发技术可以借鉴,而STH盆地火山岩油藏具有较大的勘探开发潜力,为了形成火山岩油藏有效开发技术开展了该次研究。

ND油田位于新疆哈密地区STH盆地,油藏埋深1700m,原始地层压力14.9MPa,属于多期次、小规模、裂隙式喷发,为多个小规模火山体叠加形成,储层识别和预测难度大。目前油井开井115口,日产油166t;注水试验井组7个,日注水414m3。

1 火山岩有效储层识别方法研究

宏观观察与岩心分析相结合,为火山岩准确定名,从而标定测井资料,划分岩石类型,标定钻井剖面。

形成有效储层需具备3个条件。一是有利岩性,包括杏仁状安山岩与玄武岩、自碎角砾岩;二是有利岩相带,包括溢流相上部亚相气孔和沸石类半充填杏仁发育的熔岩;三是后期改造作用,主要是风化淋滤带、不整合或喷发间歇期面及裂缝系统控制。研究过程中,在常规解释方法的基础上,寻找溶蚀裂缝,在溶蚀裂缝的附近找好储层[1,2]。

利用岩心与成像测井综合标定常规测井资料,识别溶蚀裂缝。对于溶蚀裂缝 (即部分充填或未充填缝),在成像图中反映为明暗相间的正弦或余弦曲线,裂缝有变宽、变胖,分布不均匀等特点。对于完全或大部分充填缝 (对油气聚集意义不大),在成像图中反映,为一组暗色正弦或余弦曲线,裂缝比较细、比较均匀。

攻关后有效层测井解释符合率由58.3%提高到85.7%,识别结论与录井显示、取心、投产等资料更加符合,成为核实可开发动用储量、优化射孔投产井段的重要依据。

2 火山岩有效储层预测方法研究

不同岩性表现为不同电性特征,这是储层反演的理论基础[3,4]。声波可以区分储层与致密层,但难以区分储层与凝灰岩;自然伽马可以区分储层与凝灰岩,但难以区分储层与致密层;电阻率结合声波与自然伽马信息,可以区分低阻、低伽马熔结凝灰岩和凝灰质熔岩。单一测井参数无法识别岩性,必须建立多参数综合预测储层的技术方法。为了提高储层预测精度,首先利用声波曲线进行波阻抗反演,剔除致密层;其次利用自然伽马曲线构建拟声波,进行拟声波阻抗反演,剔除凝灰岩;再次利用电阻曲线构建拟声波,进行拟声波阻抗反演,剔除低阻、低伽马熔结凝灰岩和凝灰质熔岩,最终预测储层分布。

利用Eps、Strata等多种软件,采用多种参数进行了储层预测 (图1)。反演结果表明,东西向团块状特征明显,储层横向变化快,单个火山溢流道较窄、规模小;南北向沿单个火山溢流道分布较为稳定,延伸范围较大。反演特征与ND油田火山岩油藏小规模、多期次的喷发特征是符合的。攻关后储层预测符合率从60%提高到76.7%。

图1 东西向与南北向反演剖面

3 火山体刻画研究

3.1 岩相特征分析

应用系统取心资料,宏观和微观相结合,建立了火山岩岩性岩相分布规律和喷发模式。岩相主要有爆发相、溢流相和喷发沉积相。对于溢流相从下往上依次为:(小气孔)发育熔岩相、致密熔岩相、杏仁熔岩相、裂缝-气孔发育熔岩相、自碎熔岩相、熔结角砾岩相和凝灰岩相[5]。

在单井相分析的基础上,完成了ND油田火山岩连井相和平面相刻画研究。东西连井相分析表明,K3、K4期次是火山最活跃时期,喷发强度较大,火山相主要以溢流相为主,其次为爆发相,火山沉积相只是局部零星发育。靠近断层附近喷发强度大,属于典型裂隙式喷发。南北连井相分析表明,K3、K4期次火山喷发强度较大,火山相主要以溢流相为主,其次为爆发相,轴部区属于裂隙式喷发。平面上构造北部以裂隙式喷发为主,南部以小规模中心式喷发为主;K3期次火山最活跃、喷发强度最大;主要以溢流相为主。

表1 ND油田卡拉岗组地层划分表

3.2 精细小层对比研究

利用137口井的测井曲线进行了小层精细对比,确定了有效层重新解释的标准[5,6]。主要考虑5个方面,①构造位置;②录井显示;③测井特征;④储层厚度;⑤生产状况。在原有分层的基础上进一步细分为9个幕次 (表1)。

为了精细刻画火山岩储层分布特征,在精细油层解释的基础上完成了三横四纵7条主干油藏剖面的对比。自北向南,储层发育逐渐变差。东西向发育两个大型火山体,西面火山体分布较小,构造变化大,东面火山体分布范围大。两个火山体中上部有效储层发育,火山体之间的M18井区,储层发育较差。

3.3 油层分布研究

对地震资料进行了连片重复处理,完成了多井精细标定,结合生产动态资料实现了构造精细刻画。

利用软件对各幕次裂缝强度进行了预测,从各个幕次裂缝分布情况看,裂缝主要发育在构造轴部,层位上主要分布在K3～K5期次。

在有效储层识别、储层预测和精细小层对比的基础上,结合构造刻画、岩相特征分析、裂缝分布预测和地质建模,对9个幕次有效储层分布进行了刻画。研究表明油层受岩相和构造双重控制。在K3-1～K5-2幕次油层集中发育在构造轴部,K1～K2-2幕次主要分布在翼部。

4 目前井网适应性分析

表2 不同储层类型油井泄油半径

油井压力恢复资料分析表明,在压力恢复时间基本相同的条件 (14d左右),油层渗透率越高,探测半径越大。从M36井的两次压力恢复测试可以看出,压力恢复时间越长,探测半径越大。ND8-9井脉冲试井分析表明,干扰距离达到240m,可见对于裂缝发育井区,泄油半径应该是比较大的[6,7]。

综合研究确定了各类储层油井的泄油半径,不同类型储层泄油半径有较大差距。轴部区以C类储层为主,合理井距在400～500m之间,目前井距在250～350m之间,储量已经完全动用;翼部区井距主要为A类和B类储层,合理井距应该在200～280m之间,目前以500m井距为主,储量动用较差 (表2)。翼部区属于低产低效区,虽然井网适应性差、储量动用较差,但是在目前的工艺技术条件下,不宜再钻新井。

ND油田卡拉岗组共有5口水平井和1口大斜度井,与周围油井对比,从初期产状及目前累计产油看,均无明显优势。钻井效果主要与储层裂缝发育程度有关,而水平井钻井成本高,压裂施工难度大,可见还是直井适应性更好。

5 前期注水试验井组效果分析

前期5个注水井组周围在500m井距之内共有一线油井21口,二线油井4口。确认见效井5口:ND89-6井、ND8-6井、ND9-61井、ND8-7井、ND89-71井 (二线井);水淹井 2口:ND103井、ND9-7井;有微弱见效迹象、有待于进一步跟踪研究的井7口。

对于见效井,注水方向与裂缝方向均有较大夹角;对于2口水淹井,注水方向与裂缝方向一致或夹角很小,表现为典型的裂缝水淹特征。储层的非均质性、裂缝的方位和密度决定了油井见效见水情况,由于各个层位无严格的隔层,水线推进和压力传导不按层位对应进行[8]。

低产稳产是大部分油井注水见效的特征。注水有反应的14口井中有11口井日产油在1t以下。部分油井注水见效增油效果明显,有效期长 (ND89-6井、ND89-71井)。两口井到2010年底累计增油2126t(表 3)。

表3 ND油田注水见效井效果统计表

油井见效需要较长的注水天数和较大的累积注水量,水井注水450～780d,累计注水 (2.8～4.9)×104m3,周围油井陆续见效。主要是M18井区裂缝发育程度低、物性差。

M18井开展了周期注水试验,研究表明具有两面性,高含水井从基本不产油到产油0.4～0.5t;反应明显的油井液量下降、油量下降。根据周围油井的反应情况,下步调整注水周期为注水3个月,停注1.5个月。

压力测试显示水井周围油井地层压力没有大幅度上升。与双重介质油藏的渗流特征有关,裂缝中流体压力反应快,而基质中流体压力反应慢,导致实测压力未能反映油藏真实地层压力。

6 开发技术对策研究

根据前期注水试验井组效果分析取得的认识,结合对内蒙古阿北油田和江苏闵桥油田开发的调研认识,制定了开发技术对策。

按照研究确定的原则:①不影响高产井正常生产;②位于轴部低压井区;③转注井低产或关井;④与周围油井连通情况较好;⑤低部位注水,高部位采油。在轴部裂缝发育区优选了2个井组用于进一步扩大试验规模:ND78-81井组,周围有油井8口,ND7-8井、ND78-8井、ND8-8井、ND8-81井、ND8-9井、ND78-812井、ND78-9井和 ND7-9井;ND78-101井组,周围有油井 6口,ND7-10井、ND78-10井、ND8-10井、ND8-101井、ND8-11井、ND7-11井。

阿北油田注水见效的 17口井全为高-中产井,低产井注水全部无见效表现,主要是由于这些井的物性与含油性较差。结合调研认识,跟踪研究 ND78-101井组和ND78-81井组的注水动态,逐步实现轴部区整体注水,而翼部物性差的区域则再不扩大注水规模。

对于轴部区,M18井继续开展周期注水,建议周期调整为连续注水3个月,停注1.5个月;同时建议对ND78-51井组开展周期注水。ND78-101井组和ND78-81井组按方案继续温和注水,密切跟踪周围油井动态,取得初步成效后,适时扩大注水规模 (图2)。对于轴部区高含水井,采取关井压锥,建议关井时间2年。尝试化学堵水等措施。高含水关井原则:含水在80%以上,日产油0.3t以下,不在前期5个注水井组周围。

图2 ND油田注水井组部署图

对于翼部区,ND45-111井继续温和注水,其他暂时不再扩大注水规模。对于特低产井,采取关井恢复压力后再开井生产的方式,建议关井3～6个月,开井1个月。

7 结 论

1)火山岩有效储层识别方法和预测方法在ND油田得到良好应用,有力指导了新井优化部署和射孔投产。

2)形成了火山体刻画技术,为优化钻井和措施调控提供了理论基础。

3)ND油田井网适应性分析取得的认识,有力指导了ND油田开发井网部署,新钻井取得了良好效果。

4)初步形成了火山岩注水开发技术,ND油田轴部区整体转注后,预计可提高采收率6%～8%。为STH盆地火山岩有效开发提供了技术保障。

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