低渗高含水砂砾岩油藏产能影响因素研究

郭宇，张天宇，刘哲，邓晴阳，王昊

（1.成都理工大学能源学院，四川成都610059；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西延安717612）



低渗高含水砂砾岩油藏产能影响因素研究

郭宇1，张天宇1，刘哲1，邓晴阳1，王昊2

（1.成都理工大学能源学院，四川成都610059；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西延安717612）

评估油藏产能并分析其影响因素是制定油藏开发方案时必不可少的一个环节，低渗透低产能高含水砂砾岩油藏开发也不例外。以乌尔禾油田W井区油藏为例，在井区分区的基础上对油藏产能进行了分析，从储层特征参数、启动压力梯度、油水分布及射孔参数等方面对油藏产能影响因素进行了分析研究，其中，在启动压力梯度影响作用的基础上分析了定井距条件下注采压差对产能的影响。经研究发现，针对油藏低渗透特征，启动压力梯度对油藏的储层动用程度有明显影响，进而对油藏产能产生很大影响；而针对油藏高含水特点，射孔层位的选取对油藏产能也存在十分明显的影响。

低渗透油藏；产能影响因素；低产能；高含水

产能影响因素是油藏投入正式开发前需要进行分析的重要指标之一，通过分析油藏产能特征，将为确定合理布井方式、明确合理生产制度、制定合理开发方案提供重要依据。因此，根据油藏相关特征，细致分析其产能影响因素对油藏开发有十分重要的意义。

1940年，Wyckoff，R.D.［1］就提出储层类型对油藏产能有所影响。对于低渗透油藏而言，目前专家学者已经能够利用渗流公式推导、试井方法、IPR曲线法等方法［2-4］对油藏产能影响因素进行分析评价研究，但这些研究中关于低渗透砂岩油藏产能影响因素开展的研究占大多数，对于岩性油藏［5］及低渗透砾岩油藏［6］也不乏研究，但对于低渗透砂砾岩油藏，尤其是含水率较高的油藏的产能影响因素分析研究则较为匮乏。本文以乌尔禾油田W井区高含水砂砾岩油藏为例，在产能分析的基础上对该油藏各产能影响因素进行了研究，对相似低渗透砂砾岩油藏产能影响因素认识有一定的借鉴意义。

1　油藏地质概况

W井区油藏属于北东-南西向倾伏的鼻状构造油藏，井区被一条断层分割为南北两个区域，其中北部区域为主要开发区，所以本次以北部开发区作为研究区进行产能影响因素分析及研究。从沉积特征而言，油藏储层主要发育砂砾岩、砂质不等粒砾岩、砾岩、泥质粉砂岩及泥岩，整体表现出正旋回特征，沉积环境由早期、中期的冲积扇过渡到晚期的扇三角洲及局部的水下扇，水进特征明显，主要物源为来自西北方向的H1物源及来自北方的次要的H2物源。研究区经岩心常规物性分析统计，孔隙度分布范围在4.5%～18.4%，平均为11.4%；渗透率分布范围在0.01×10-3μm2～264× 10-3μm2，平均为5.58×10-3μm2，总体上储层物性非均质性较强且从东北向西南逐渐变差。

2　油藏初期产状

从整体上看，研究区投产初期（前三个月）日产油平均为2.9 t，含水平均为38.06%，具有一定的生产能力，但油井产能表现为中低产为主，高产井较少，大于6 t/d以上的油井数仅占总井数的7.9%，而小于3 t/d的油井数占总井数的57.58%，因此研究区油藏总体以中低产能为主（见表1）。

表1　W井区油藏初期产能分级统计表Tab.1 Early reservoir capacity rating ofW well area

在沉积物源及构造形态的影响下，研究区储层及流体分布特征从西向东是不同的，因此将研究区分区后进行不同分区的产能分析能够得到更细致的产能认识。将研究区均分为东、中、西三个分区，则由各分区生产数据可知（见表2），研究区产液能力从西区向东区逐渐减小，但产油量及含水率则从西区向东区逐渐增大，且从分区产能情况可以发现研究区投产初期油井含水率较高，尤其是西区及中区，投产初期含水率已接近50%。综合以上分析可以确定研究区油藏产能区域性差异十分明显，因此对不同分区的产能影响因素进行研究十分必要。

表2　W井区油藏分区产状统计表Tab.2 Zoning occurrence statistics ofW well area

3　产能影响因素分析

3.1储层参数

在前人学者的研究中无论从测井参数分析还是从解释结果分析来看，对于低渗透油藏来说，储层的孔隙度、渗透率、有效厚度都对油藏产能有着最直接的影响［7，8］。低渗透砂砾岩油藏也符合这一特征，但实际应用分析方面则根据油藏具体储层特征有所区别。以研究区为例，对研究区三个分区各井的累计测试产量与相对应的各井储层参数关系进行分析可以发现，虽然由于渗透率及生产压差不同，研究区各分区累产液水平有所区别，但储层孔隙度及地层系数均与累产液量呈较明显的正相关关系（见图1）。

图1　储层物性参数与累产液量关系图Fig.1 Reservoir parameters and cumulative fluid production diagram

图2　研究区渗透率与启动压力梯度关系曲线Fig.2 Permeability and pressure gradient curve

3.2启动压力梯度

低渗透岩心渗流实验表明，流体在储层中渗流时存在启动压力梯度［9］。若注采井距过大，则在注采井的连线中点处的压力梯度将可能小于启动压力梯度，而在非主流线上的区域驱动压力梯度就更小，从而导致无法建立有效的驱替系统，油井采不出、水井注不进，储层无法得到动用，影响油井产能。以本研究区为例，利用多口井试井资料得到了启动压力梯度与渗透率的关系曲线（见图2）。

图3　研究区渗透率与注采压差关系曲线Fig.3 Permeability and threshold pressure gradient

通过对研究区渗透率与启动压力梯度关系曲线的关系可以进一步确定注采井间主流线上的启动压力梯度与对应的可动用渗透率关系值，进而在对比注采井间的实际渗透率分布情况的基础上可以确定研究区在现有注采条件下的储层动用情况［10］。根据此原理可以根据研究区相关参数确定可动用渗透率下限与注采压差间的关系（见图3），结合研究区储层渗透率特征（见图4）可以发现，研究区储层渗透率普遍偏低，对注采压差有极高的要求，对比研究区各分区目前注采压差及可动用渗透率下限（见表3），注采井间主流线上的可动用渗透率下限仍较高，不能达到储层动用的最大程度，主流线外区域的可动用渗透率下限则更高，因此，研究区产能在很大程度上是受启动压力梯度所限制的。

表3　不同分区注采压差与可动用渗透率下限统计表Tab.3 Injection-production pressure and disposable permeability limit in different zones

3.3油水平面分布

图4　研究区渗透率分布直方图Fig.4 Permeability distribution histogram

受构造作用影响，研究区呈现出西南低、东北高的构造特征，在重力分异作用下，原油向构造高部位聚集，因此对应的初始含油饱和度随构造向北东方向逐渐升高。根据研究区各分区初始的平均含油饱和度与分区产能的对应关系（见表4）可以发现，东区尽管产液水平相对较低，但产油量更高，含水率更低，在产液能力相近的条件下东区产能将高于西区，拥有更好的开发潜力。因此，油水在平面上的分布情况会在一定程度上影响到油藏产能。

表4　各分区含油饱和度与产能关系表Tab.4 Productivity with oil saturation in different zones

3.4油水垂直分布及射孔层位

从纵向角度而言，在重力分异作用下，研究区上部层位较下部层位含油饱和度更高，且研究区油藏各层段间存在隔夹层，所以在油层开采时对于合理开采方式的选取对产能将产生较大的影响。张方礼等［11］在低渗透多油层油井产能影响因素的研究中认为，纵向非均质性、层间压力差异及单层压力异常对分采及合采的产能有不同程度的影响。本次研究区整体属于正旋回沉积，各区域纵向非均质性差别较小，整体属于同一压力系统，且为正常压力系统，因此，从储层纵向方面而言，射孔参数对产能的影响［12］更加突出，尤其是射孔层位对产能的影响更大。以研究区西区的W1-W 2井为例（见图5），两井钻遇储层均体现出上部层位含油饱和度较高、下部层位含水较高的特征，两口井储层深度相差不大，但W1井仅射开上部层位，W2井实行全油层射孔。W1井与W2井相比虽然产液量相对较低，但含水率明显更低，产油能力更强，由此可见对于高含水油层，适当避免射开低部位含水较高的油层对于油井持续稳产、提高油井产能有着十分重要的意义。

图5　W1-W2井连井剖面图Fig.5 W1-W2 wells profile

4　结论

（1）对于油藏产能进行分析时根据实际情况对研究区进行分区将使产能评价更加细致，从不同分区的产能出发分析产能影响因素将为油藏生产提供更加可靠的依据。

（2）低渗透砂砾岩油藏最根本的产能影响因素仍为启动压力梯度及储层流体分布，其中，在启动压力梯度的影响下不同注采压差对油藏动用程度有所区别，进而对油藏产能也形成了一定程度的影响。

（3）对于高含水低渗透油藏，在隔夹层分布较为稳定，下部层位较上部层位含水高的前提下，射孔层位的选取对于油藏产能的影响十分明显。

［1］Wyckoff，R.D.，Gulf Research nnd Development Co.Factors Affecting Reservoir Performance.［J］APIConference Paper，1940，（40）：105-114.

［2］林加恩，杨悦，苏群英.低渗-特低渗透油藏产能计算方法的应用研究［J］.油气井测试，2013，（4）：15-20，75-76.

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［6］屈怀林，刘红现，覃建华，等.特低渗砾岩油藏有效驱动压力系统评价及对策［J］.断块油气田，2013，（6）：752-754.

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［12］吴剑，陈婵娟.低渗油藏射孔优化技术研究［J］.长江大学学报（自然科学版），2014，（20）：56-58.

Study of production effect factors in high water-cut low permeability glutenite reservoir

GUO Yu1，ZHANG Tianyu1，LIU Zhe1，DENG Qingyang1，WANG Hao2
（1.College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Oil Production Plant 8 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 717612，China）

Evaluating the productivity and analyzing the effect factors is an indispensable part of formulating the reservoir development program while the low productivity low permeability glutenite reservoir with high water cut is no exception.Taking W well area ofWuerhe oilfield as an example，the productivity was analyzed by zoning the well area and then the production effect factors were analyzed，including reservoir characteristic parameters，the threshold pressure gradient，the distribution of oil and water and perforating parameters.In this process，the influence of injection-production pressure on the productivity with the effect of the threshold pressure gradient under the certain condition ofwell spacing was also analyzed. The result of the study showed that for the low permeability characteristic，the threshold pressure affects gradient reservoir producing ratio obviously so that it has a significant impact on the productivity while for the characteristic of high water cut，the selection of perforation positions also influences the productivity visibly.

low permeability reservoir；production effect factor；low productivity；high water cut

TE348

A

1673-5285（2016）07-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.012

2016－05-17