基于动态分析的储层构造调整研究

王欣然 杨丽娜 祝晓林 刘洪洲 程 奇 王双龙

1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452

0 前言

油区构造解释对于油田储量规模、井网布置、剩余油分布及滚动开发策略等具有非常重要的作用[1-6]。目前海上油田构造的确定很大程度上依靠地震资料的精细解释,然而受海上环境和采集条件的制约,中深层油藏地震资料品质往往较差,造成了构造解释的不确定性[7-9],尤其是构造解释中断面位置多解性较强,影响了中深层油藏的开发策略及后期调整挖潜方式。断层属性和形成机制与盆地构造演化、区域应力场分布以及岩石岩相特征等构造地质学和石油地质等理论相关性较为紧密[10-15],而在油田开发阶段通过油藏动态分析确立油区断层位置的相关研究较少[16]。海上油田具有初期产量高、后期递减大的特点,实施挖潜调整是保障海上油田高效开发的重要手段[17-20],而对于中深层油藏,在缺少精细地质和地震资料的情况下,只有通过对动态资料不断深入分析,实现其储层构造的准确判断,才能保障挖潜调整具有较好的效果。

1 油藏概况及问题提出

渤海JZ油田沙河街组沙三段为小规模的扇三角洲沉积油藏,其储层垂深介于 1 750～1 790 m之间,属于中深层油藏。该油藏于2011年渤海JZ油田投入开发时被发现,基于当时地震资料品质,在Z 1井与Z 2井之间解释出一条断层F 3,但由于当时没有井在沙三段生产,因此断层F 3位置并不完全落实,渤海JZ油田沙三段含油面积见图1。油田于2017年实施综合调整方案,过程中有3口调整井(X 1、X 2、X 3)钻遇了该油藏,参照之前的构造解释结果,采油井 X 3 位于断层F 3的北侧。而采油井X 1与注水井X 2位于断层南侧。

图1 渤海JZ油田沙三段含油面积示意图Fig.1 Schematic diagram of oil-bearing area of the Shasanduanmember in Bohai JZ oilfield

然而随着3口井的投产与投注,生产动态资料与储层静态资料的矛盾逐渐显现,从单井的生产能力分析,X 3井投产后表现出较为旺盛的生产能力,日产油达到60 m3,且井点处压力下降较缓慢,与F 3断层北侧所控制的石油地质储量规模不匹配,由此推测F 3断层可能开启或断层封闭但位置需要调整;但另一方面从断层两侧储层连通关系分析,注水井X 2井注水后,仅位于断层同侧的采油井X 1受效明显,而位于断层北侧采油井X 3与注水井X 2注采对应关系不明显,故推测F 3断层封闭。基于上述矛盾,进行了生产动态分析与数值模拟研究,以判断F 3断层的构造位置合理性。

2 生产动态分析

2.1 物质平衡法测算

根据物质平衡方法,对应断块油气藏或岩性油气藏,其中采出的油、水流体总量与油藏的水侵量及弹性能所释放的能量应保持动态平衡,已知油藏累产油及累产水量、注入水总量、地层压力下降水平、地层原油体积系数、地层水比重、地层原油黏度、压缩系数等参数,即可根据式(1)测算动态井控储量。

(1)

X 3井投产2 a累产油5.76×104m3,井点处压力下降5.93 MPa,根据式(1)反算X 3井控储量约106.25×104m3,这一结果与F 3断层南侧石油地质储量23.50×104m3矛盾,而与沙三段整个井区静态石油地质储量98.06×104m3接近。由此推测F 3断层可能开启,或断层封闭但位置需要调整。所以需要结合注采动态特征分析进一步验证。

2.2 注采动态特征分析

目前沙三段采用的注采井网为一注两采,设计注采比为1∶1,因注水井X 2井况问题,仅于2017年4月至2018年8月期间正常注水。X 1、X 3井压力变化曲线见图2,在X 2井注水期间,仅位于断层同侧的采油井X 1储层压力回升,注水受效明显,而位于断层北侧采油井X 3储层压力持续下降,注水井受效不明显,表现为F 3断层封闭。

图2 X 1、X 3井压力变化曲线图Fig.2 Pressure variation of wells X 1 and X 3

鉴于注采对应关系认识与物质平衡法相矛盾,因此开展储层精细地质认识,并结合产吸液剖面测试结果,来进一步验证判断所取得认识的合理性。首先分析储层连通性,沙三段主要分为两个油组,其中Ⅰ油组分为3个小层,分别为Ⅰ-1、Ⅰ-2和Ⅰ-3小层。Ⅱ油组分为2个小层,分别为Ⅱ-1和Ⅱ-2小层。采油井X 1井与注水井X 2井5个小层均发育完整,而采油井X 3井仅发育了Ⅰ-2小层和Ⅰ-3小层,因此与注水井X 2井整体的注采连通关系较差。

图3 X 2井吸水剖面测试结果图Fig.3 Test results of water injection profile of well X 2

结合图3中X 2井吸水剖面测试结果图,由X 2井吸水剖面测试结果可知,X 2 井因堵塞问题而导致Ⅰ-2小层和Ⅰ-3小层不吸水,不吸水的2个小层为X 3井的主力生产层位;X 2井主力吸水层位为Ⅰ-1小层、Ⅱ-1小层和Ⅱ-2小层,这3个小层为X 1井的主力生产层位。这也就解释了 X 2 井与X 1井注采对应关系较好,与X 3井注采对应关系差的原因。为验证注采关系分析的合理性,对X 2井Ⅰ-2小层和Ⅰ-3小层进行了解堵作业,解堵后X 3井的井底流压出现了小幅上升,但措施有效期短,仅为1个月左右,说明2个小层污染难以解除。但也侧面说F 3断层可能开启,或者断层封闭但位置不合理。参照渤海JZ油田次生断层均为封闭断层,且F 3断层断距超过20 m,由此认为断层封闭可能性较大。故需要对F 3断层位置进行调整,而断层构造位置的定量调整需借助数值模拟方法。

3 数值模拟研究

为定量调整F 3断层构造,在现有地质模型的基础上,应用Petrel地质建模软件对F 3断层构造位置进行调整,共设置了5个方案进行敏感性分析,见图4。由图4可见，方案1将断层向南移动15 m,方案2不调整断层位置,方案3将断层向北移15 m,方案4将断层向北移30 m,方案5将断层向北移45 m。根据3口井压力变化、产油量、含水率等指标分别对不同的方案进行历史拟合,并通过历史拟合吻合程度判断各方案的合理性。模型设置F 3断层封闭,拟合方法以定液量为主。

图4 数值模拟方案示意图Fig.4 Schematic diagram of numerical simulation schemes

图5 不同方案X 3井压力拟合结果图Fig.5 Pressure fitting results of well X 3 in different schemes

压力变化是反应油藏储量规模的重要指标,因此以压力拟合情况为例,判断不同方案断层位置合理性,图5为不同方案压力拟合结果,可以看到,因方案1与方案2中X 3井控制储量规模较小,因此在历史产量规模下,压力下降较大与实际不符,而方案3至方案5将断层移至X 3井北侧,使X 3井的井控储量逐渐扩大,压力变化情况逐渐接近实际值,其中方案5的拟合情况最好,与实际压力数据变化基本吻合,因此判断F 3断层的构造位置在现情况向北移45 m最为合理。

4 开发策略调整

结合地震解释资料,认为渤海JZ油田沙三段F 3断层位置存在多解性,基于上述研究,对F 3断层的构造位置进行了调整,即沙三段3口生产井位于断层同侧,因此扩大了采油井X 3的井控储量规模。鉴于现有注水井 X 2 与X 3井注采对应关系较差,根据更新后的地质油藏研究认识,设计在X 3井西侧新增一口注水井X 4的调整方案,调整方案实施后,确定新增注水井X 4与X 3井注采连通性较好,使X 3井的储层压力得到有效恢复,且日增油达到25 m3,明显地改善了沙三段的开发生产效果。

5 结论

1)对于海上油田中深层地震资料品质较差而导致的断层构造位置不落实问题,可采取生产动态资料与地质静态资料相结合的研究方法,以准确落实油藏中断层构造位置。

2)根据物质平衡方法、压力变化特征、注采对应关系等生产动态资料分析,可实现定性判断层位置合理性,进一步结合数值模拟研究,能够定量判断储层构造位置调整。

3)依据本次研究结果对渤海JZ油田沙三段油藏断层构造位置进行调整,并指导开发策略,明显改善了该油藏的开发生产形势,取得了显著的调整挖潜效果。