侏罗系油藏倾斜油水界面成因及应用探讨

刘玉峰，赵 辉，侯景涛，苏幽雅，徐 宁，郭文娟

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 存在的问题

1.1 油水界面定义

油水界面：带气顶油藏或油藏中油层的底部界面。理论上只有油水两相流体时，油水之间存在一个清晰且水平的油水界面。当地下岩石中储集油水两相流体时，由于受毛细管压力的作用，油水之间的界面不清晰，往往以油水过渡带状态存在。储层物性越差，毛细管压力越高，油水过渡带的厚度越大。储层物性越差，受构造控制的程度越低，当储层物性小到一定数量级时，油藏就会以岩性为主控方式存在[1]（见图1）。

1.2 油水界面分类

按照油水界面形态，将油水界面分成：水平油水界面、不规则油水界面、倾斜油水界面（见图2）。

1.3 油水界面——以C 区延X 油藏为例

通过单井油水界面标定，C 区延X 油藏油水界面从南到北油水界面从320 m 上升到338 m，呈阶梯状抬升，与常规认识的水平状油水界面存在很大差异。倾斜状油水界面对油藏圈定、储量计算、产能建设、后期开发及开发指标预测带来非常大的影响，倾斜油水界面的成因需进一步探讨。

图2 油水界面形态分类图

2 倾斜油水界面成因探讨

理论上分析，造成油水界面倾斜（见图3）的原因主要有两个：一个是地下现今地层中水的运动作用，另一个是储层非均质性。

图3 倾斜油水界面图

2.1 水动力成因

当地下水流动时，会在流动方向上产生一个压力梯度，B 点油水界面被抬起，如果油水界面倾角为α，则AB 两点之间的压力梯度为[2]：

与此压力梯度相对应的地下水渗流速度为：

C 区延X 油藏规模南北5 km，油水界面高度差为18 m，经计算α=0.2°，地下水黏度μ=0.7 mPa·s，储集层渗透率K=20×10-3μm2，地下水油密度差Δρwo=0.3 g/cm3。

油水界面倾角α=0.2°，经计算：v=0.000 3 m/d，从上面的计算可以看出：油水界面的倾斜要求地下水有一定的渗流速度，需要地面有地下水补充，另一端存在地下水流出的出口。

2.2 储层非均质性成因

根据油水两相动力学特征，驱动力的大小主要受毛管阻力的影响，渗透性越差的地层毛管阻力越大。流体在高渗层流动快，在低渗层流动慢。当混合油气的流体在高渗层中流动时，油气分子在浮力作用下向上运动，到达低渗单元界面仍不会停止，缓慢进入到低渗单元中，这一过程不断重复，低渗单元中就会充满油气。当达到一定压力时，低渗层油气缓慢渗入到高渗层中，由于毛细管压力，低渗层中油渗出的相对量较小，油水界面相对较低，高渗单元作为流体流动通道，形成较高的油水界面。

2.2.1 古水流方向对物性的影响 砂体沉积厚度反映出古水流方向，越靠近物源方向水动力越强，沉积厚度越大，分选性越好，沉积的颗粒越粗，物性相对越好。离物源区越远，水动力越弱，分选性越差，物性越差。

2.2.2 油水界面标定 通过对单井油水界面标定，结合剖面特征，以含油边界作为边界，绘制C 区延X 油藏油水界面等值线图，可以看出油水界面具有北高南低，呈阶梯状分布的特点。

2.2.3 油水界面与物性的关系 渗透率与油水界面具有较好的相关性，渗透率越好，油水界面越高，渗透率越差，油水界面越低。

3 应用效果评价

3.1 含油面积圈定

在精细构造及砂体刻画的基础上，结合油水界面变化情况，对油藏面积进行精确圈定，东面主要受岩性控制，西面受构造控制，油水界面从北到南从338 m 逐渐过渡到320 m，共预测含油面积3.8 km2。

3.2 储量计算

容积法计算储量：

式中：N-石油地质储量，104t；AO-含油面积，km2；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，%；Soi-含油饱和度，%；ρoa-地面原油密度，g/cm3；Boi-体积系数。

通过油水界面对单井有效厚度进行重新标定，以Y 井为例，以往计算单井控制储量中的有效厚度以测井解释有效厚度为准，有效厚度值为8 m，现采用油水界面以上的砂体厚度作为有效厚度，通过标定后有效厚度为3.7 m，两者相差较大。通过计算，C 区延X 油藏以往计算储量为70.4×104t，利用油水界面标定法计算储量为54.5×104t，储量结果存在差别较大，油水界面标定法计算储量可靠性更强。

3.3 剩余可采储量分布

3.3.1 剩余可采储量计算方法 利用油水界面标定法计算出单井控制储量，通过借鉴同类油藏开发经验，按最终采收率为25 %计算出单井可采储量，再用单井可采储量减去目前单井采出量得到剩余可采储量。

3.3.2 剩余可采储量分布 通过剩余可采储量分布图可以看出，剩余可采储量与储层物性具有很好的相关性，低油水界面区储层物性差，采出程度低，剩余可采储量相对较高。高油水界面区储层物性好，采出程度高，剩余可采储量相对较低。搞清剩余可采储量分布规律，对后期开发政策调整及下步滚动建产提供了重要依据。

3.4 射孔方案优化

根据不同部位、油水界面高低及储层物性等因素，将C 区延X 油藏油井分成三种类型。

3.4.1 有底水、物性好、高油水界面型 该类油井位于物性好，油水界面较高部位，油水界面之上油层厚度大，由于油层物性好，采液强度过大易造成底水快速锥进，导致含水上升加快，针对这类井建议齐顶射孔，控制采液强度。

3.4.2 有底水、物性差、低油水界面型 该类油井位于物性相对较差，油水界面相对较低，由于受储层物性影响，投产后表现为低液量，低含水，针对这类井建议优选物性有利部位射孔，适当加大采液强度。

3.4.3 无底水型 该类油井主要位于油藏边部，边水不发育，油层下面无底水，油井投产后表现为高液量，低含水，针对这类井建议优选物性有利部位射孔，适当加大采液强度。

3.5 开发技术政策制定

通过C 区延X 油藏投产半年后含水上升图可以看出，油藏北部物性相对较好，位于进水方向，油水界面高，生产半年后含水上升快。南部物性相对较差，位于出水方向，油水界面低，生产半年后含水上升慢。

3.5.1 开发技术政策制定 为抑制含水上升速度，提高采收率，建议高油水界面部位控制采液强度，降低注水强度，低油水界面部位适当提高采液强度，增加注水强度。

3.5.2 采液强度优化 Y 井处于C 区延X 油藏北部油水界面较高位置，油层物性好，油层有效厚度达11 m，2013-2016 年控液生产，平均日产液6.72 m3，日产油4.57 t，含水32 %，2017、2018 年两次提液，两年后日产油由4.57 t 下降到3.52 t，含水由32%上升到76%。为防止底水快速上升，建议控制采液强度。

Y 井处于油水界面较低位置，油层物性差，油层有效厚度达11 m，2018 年投产后初期日产液6.11 m3，日产油5.51 t，含水9.82 %，目前液量下降至2.24 m3，含水10.27 %，为提高采液强度，建议适当对储层进行酸化或小排量小砂量压裂。

4 结论

（1）造成油水界面倾斜的原因主要有两个：一个是地下现今地层中水的运动作用，另一个是储层非均质性。A 地区侏罗系形成的倾斜油水界面的原因到底是水动力还是储层非均质性，或者两种原因共同作用造成的有待进一步探索。

（2）正确认识倾斜油水界面，对油藏面积圈定，储量计算，产建实施，开发调整，开发指标计算等都具有较大的指导意义。