巨厚变质岩潜山油藏立体开发开发阶段划分

许 宁，邱 林

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

巨厚变质岩潜山油藏立体开发开发阶段划分

许 宁，邱 林

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

油藏立体开发是一种新型开发模式，立体开发开发阶段划分更需探索研究。以辽河油田兴古7区块为例，在地质建模基础上，运用数值模拟方法，评价历史拟合结果，分析油藏外在开发指标特征与内在渗流机理的联系，研究巨厚变质岩潜山油藏立体开发的各项指标变化，从指标变化节点将立体开发划分为5个阶段，建立各个阶段技术指标界限标准。此研究对巨厚变质岩潜山油藏立体开发具有指导意义。

变质岩潜山油藏 巨厚 数值模拟 立体开发 阶段划分 开发指标界定

油藏立体开发是以流体三维运移和驱动规律为基础，综合考虑水平作用力和垂直作用力对流体渗流的影响而建立起来的一种开发模式[1]。在渗流机理建立数学模型的基础上，通过探索研究，进一步分析外在开发指标特征与内在渗流机理的联系，合理划分开发阶段，确定人工能量补充的临界点，建立指标技术界限标准，预测开发规律。根据顶部气驱、顶部气驱+底部水驱等驱动特点，合理利用天然能量，确定开发方式。对是否需要腰部补充能量等，确定注入方式都有理论指导意义。油藏数值模拟技术可以对油藏开发方式、渗流机理、流体分布特征等进行数学描述与预测，利用该方法来划分巨厚变质岩潜山油藏开发阶段是行之有效的，具有较强的科学性与可操作性。兴古7区块产量贡献较大，其产量的稳定性与重力势能作用及立体开发研究息息相关，因此以兴古7块为立体开发研究载体。

1 油藏概况

辽河油田兴隆台潜山带兴古7区块在兴隆台潜

山带产量贡献达60%以上。该油藏埋深2 335～4 670 m，为裂缝性块状底水变质岩潜山油藏。2008年投入开发，目前已投产各类井63口，其中直井14口，水平井49口。截至2014年10月，采油速度1.21%，采出程度10.70%。注水井4口，目前全部停注，转注氮气井3口。

2 地质模型的建立

本次数值模拟采用eclipse软件，建立兴古变质岩潜山油藏双重介质数值模型。X方向划分网格59个，Y方向划分网格26个，纵向上划分网格90个，1～45为基质部分，46～90为裂缝部分；X、Y方向网格步长均为50 m，Z方向网格步长为对应层段计算确定的油层厚度，每口井位于网格中心。根据裂缝集中发育段纵向上划分出4段，由于油层厚度大且需要更加精细的研究各段之间水平井开采效果，因此将每个段细分为上下两段，每段4～8个模拟层。纵向细分小层见表1。

表1 油藏模型纵向细分层系

2.1 建立构造模型

以兴古7潜山油藏含油幅度最大的主体潜山块I-IV段为模拟对象。在构造背景上，对每口井的每个地质单元通过等时加成对比进行连接，把二维剖面变为三维地质数据体，建立地层空间格架模型，其关键点是准确把握地层接触关系并进行等时加成对比，构造模型见图1。

图1 兴古7块实际油藏构造模型

2.2 建立属性模型

将三维网格中每个单元赋予属性值。利用属性数据采用高斯模拟算法进行工区内确定性属性建模。本次主要针对兴古7区块太古界埋深-4 690 m以上储层，平面上在兴古7主体块内作为模拟区域建立了孔隙度、渗透率及原始含油饱和度的模型。

2.3 油藏参数选取

(1)物性参数的选取

油藏物性描述选取了岩石、油气水三相等一些物性数据。原始状态下的地层压力为41.2 mPa，饱和压力22 mPa，压力梯度0.88 mPa/100 m，油藏温度108.5 ℃，原始气油比148 m3/ m3，地面原油密度0.822 g/cm3，原油体积系数1.474，原油压缩系数19.3×10-41/MPa，地下原油粘度0.384 mPa·s，基质孔隙度0.049%，渗透率0.47×10-3μm2；裂缝孔隙度0.03%，渗透率140×10-3μm2；岩石压缩系数9.08×10-41/MPa。

(2)原油PVT分析数据

PVT数据对地下流体渗流特征影响敏感。本次模拟采用兴古7井实验测试高压物性数据，再根据相关公式计算多级原油脱气高压物性数据。原油多级脱气高压物性关系见图2。

图2 PVT高压物性关系

(3)相对渗透率曲线

模型中分别选用基质和裂缝相渗曲线。其采用密闭取心井兴古7-3井1#测试曲线，并结合该块其他岩样数据做归一化处理。该区块油藏束缚水饱和度为36.6%，油水相渗交点含水饱和度小于50%，最大含水饱和度下水相相对渗透率为0.17，基质和裂缝相渗曲线如图3、图4。

图3 模型中基质油水相渗曲线

图4 模型中裂缝油水相渗曲线

2.4 历史拟合

历史拟合采用定液量生产，对全油田日产量、含水、压力等指标进行拟合。在整体指标拟合的基础上，进行单井拟合，兴古7区块四段共模拟油水井68井次。从单井历史产量和含水率统计结果表明，其中拟合程度较高的油水井55口，产量及含水率变化趋势一致，拟合率达到85%以上。

3 立体开发开发阶段划分

文献调研表明，张茂通过数值模拟，比较不同注气方案指标变化将开发阶段划分为井网气窜期、上部井网气窜期、注气主体见效期、注气产量递减期等。这种划分对兴隆台潜山具有一定针对性，但缺少普遍性。季丽丹用弹性能量指数来划分气藏的开发阶段[2]，为气田开发阶段划分提供一种新思路，但对重力驱作用明显的巨厚潜山油藏不适用。沈平平在注气非混相驱开发时，根据机理和开发指标划分出地层压力上升、地层压力第一平稳、注入气突破和地层压力第二平稳等4个阶段[3]。这种划分考虑了生产特征，由于较大重力势能和弹性能的存在，并非直接进入非混相驱阶段。第4阶段经历时间非常短，是否单独划分出来。王阳认为气藏不同开发阶段基本开发指标的变化特点主要由气藏的采气速度变化来决定[4]。

因此利用兴古7区块模型进行指标预测，寻找开发阶段指标界限。通过研究，建议采用立体开发模式的开发阶段划分为5个阶段(图5)：

(1)弹性驱为主的压力快速下降阶段：高产、低含水、压降快、弹性产率低、气油比低。

(2)重力驱阶段：重力势能发挥重要作用，补充弹性能，地层压降大大减缓，气油比保持基本稳定，含水上升、产量继续下降。

(3)气驱见效阶段：产量回升、平稳，含水有一定程度下降、气油比保持平稳，但是较前两阶段稍高，地层压力压降进一步平缓。

(4)注气突破阶段：气油比开始抬升、产量递减幅度增加、地层压力和含水暂时保持平稳。

(5)注气突破后期：气油比、含水剧烈上升，产量快速下降。之后进入低产低压的“地层压力第二平稳阶段”。

从模拟计算看出，弹性驱阶段过渡到重力驱阶段，压力下降速度变化明显，地层压力系数0.75～0.8。气驱见效阶段以含水下降、产量回升为界。注气突破以气油比的连续大幅度上升为特征，气油比大于600 m3/m3。本文考虑更多指标因素，将立体开发各阶各阶段技术指标界定见表2。

图5 油藏立体开发指标变化及开发阶段划分

兴古7潜山油藏弹性驱阶段过渡到重力驱阶段，在压力下降速度上有所减缓，出现在地层压力系数0.8以后。根据其技术指标变化，界定油藏目前处于重力驱阶段后期。

4 结论与认识

(1)巨厚变质岩潜山油藏立体开发可以划分为以弹性驱为主的压力快速下降阶段、重力驱阶段、气驱见效阶段、注气突破阶段、注气突破后期5个开发阶段。

(2)油藏立体开发各开发阶段界定指标以产量下降幅度、压力下降幅度、气油比上升幅度、含水变化为主。

(3)对于厚层油藏开发，随着开采时间不断增加，油藏压力不断下降，弹性能和重力势能逐渐释放，油气动态交界面不断下降，当油气动态交界面低于生产层段的垂向位置时，重力能消耗殆尽。

(4)天然能量开发时，油藏顶部将因溶解气脱气形成次生气顶。开发早期以弹性能释放为主，随后其作用逐渐减低，如果采用顶部垂向注气开发，重力作用越来越明显。

(5)油藏数值模拟方法行之有效，应用其划分巨厚变质岩潜山油藏开发阶段具有较强的科学性与可操作性。

[1] 任芳祥.油藏立体开发探讨[J].石油勘探与开发，2012，39(3):320-325.

[2] 季丽丹，赵亮，何东博，等.气藏开发阶段划分新方法[J].断块油气田，2013，20(4)：454-457.

[3] 沈平平.提高采收率技术进展[M].石油工业出版社，2006.9

[4] 王阳，华桦，钟孚勋.气藏开发阶段划分及最佳开发指标确定的研究[J].天然气工业，1995，15(5)：25-27.

[5] 关富佳，刘德华，颜明.复杂小断块油藏立体井网开发模式研究[J].断块油气田，2010，17(2):213-215.

[6] 王端平，杨勇，许坚，等.可新.复杂断块油藏立体开发技术[J].油气地质与采收率，2011，18(5):54-57.

[7] Johnston J R.Weeks island gravity stable CO2pilot [C].SPE/DOE17351，1988，4:17-20.

[8] Skauge A.Influence of connate water on oil recovery by gravity drainage[C].SPE/DOE 27817，1994，4:381-389.

(编辑 王建年)

Phase division of tridimensional development for metamorphicrock buried hill reservoir with huge thickness

Xu Ning，Qiu Lin

(ResearchInstituteofExplorationandDevelopment，LiaoheOilfieidCompany，CNPC，Panjin124010,China)．

Since the tridimensional reservoir development is a new development mode，it is necessary to study on its phase division.Taken Xinggu 7 block in Liaohe Oilfield as an example，based on geological modeling，the history fitting results were evaluated by using numerical simulation.And then the relationship between development index and percolation mechanism was analyzed.It was studied on the changes in various indexes for the tridimensional development of the metamorphic rock buried hill reservoir with huge thickness.According to the change nodes of indexes，the tridimensional development was divided into five phases.The threshold standards of technological indexes at various phases were built to provide a theoretical guide for the tridimensional development of the metamorphic rock buried hill reservoir with huge thickness.

metamorphic rock buried hill oil reservoir；huge thickness ；numerical simulation；tridimensional development；stage division；demarcation of development index

2015-08-14；改回日期：2015-10-10。

许宁(1965—)，高级工程师，主要从事油气田开发工作，电话：13700073806，E-mail：xun@petrochina.com.cn。

中国石油重大科技专项“辽河油田原油千万吨持续稳产关键技术研究”(2012E-3005)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.013

TE323

A