安山岩双重介质底水油藏渗流特征研究及剩余油挖潜

孙 建 马 瑞 吕中锋 薛宗安 王庆魁 季 岭 姚习志

(①中国石油大港油田分公司第三采油厂；②中国地质调查局油气资源调查中心；③中国石油大港油田分公司科技信息处)

0 引 言

大港油田孔南地区安山岩油藏，开发层位为中生界安山岩，埋深2 712～3 400 m，油藏具较强的底水能量，其驱动能量主要为弹性水压驱动，属低饱和的孔隙-裂缝型块状底水油藏。

该油藏于1988年1月利用直井投入开发，区块初期日产油达到156 t，在1989年底降至82 t后，区块整体含水上升产量下降，暴露了底水锥进油藏含水上升速度较快的问题；至1995年6月日产油只有7 t，含水达95%；之后区块进入高含水低效开发，直至1996年6月停产，此时油藏含水98%，累计产油20.6×104t，采出程度6.2%。区块剩余地质储量丰富，油藏潜力较大，挖潜成为亟待解决的难题。2015年底，该区块一口早期高含水关停的油井恢复生产后日产油17 t，为此重新对该区进行深入研究。通过对安山岩双重介质储集层建立地质模型，并在此基础上模拟分析油藏渗流规律，结合油藏特点确定采油水平井开发的最优参数，实现了对此类油藏的剩余油挖潜。

1 安山岩储集空间特征

1.1 储集空间特征

安山岩储集空间包括宏观、微观两大类，可归纳为十种类型，即：高角度裂缝、低角度裂缝、网状微裂缝、爆破裂缝、晶间孔、气孔、胀裂孔、塑流孔、晶内孔和溶蚀孔。其中孔隙主要为气孔和溶蚀孔，裂缝以构造缝，特别是高角度裂缝发育，是储集层渗流的主要通道，储集层为典型的裂缝-孔洞型双重介质储集层。该区裂缝以近南北和东西向发育的高角度正交缝为主，北西向裂缝次之。

高角度裂缝：缝宽多为1～2 mm，垂向上延伸可达数十厘米，缝内大多较干净，仅见微量方解石或石英呈半充填式。Z 59井倾角测井资料表明，安山岩内高角度裂缝发育，裂缝方向有两组，一组近南北，另一组近东西，明显属剪切作用的产物。此外，早期形成的成岩裂缝或风化作用形成裂缝，虽大多已被充填，但由于后期构造力的作用重新张裂开。

低角度裂缝：该类裂缝多见于安山岩体的中、下部(包括水平裂缝和V字型裂缝)。肉眼观察缝宽0.1～1 mm，纵向上连通性相对较差，大多被方解石、石英或熔岩等充填，呈充填或半充填状。其成因可能与岩浆边流动、边冷却收缩有关。

网状微裂缝：此类裂缝系镜下观察的微细裂缝，发育很普遍，在15 mm2范围内可见微裂缝1～7条，一般缝宽0.02～0.03 mm，属岩浆凝固的同时或其后的构造断裂的低序次裂缝，可以是网状的，或者是杂乱的。微裂缝中普遍含油，是重要的储集空间。

1.2 安山岩物性特征

据压汞资料统计，该区喉道半径中值为0.06～0.13 μm，表明孔隙喉道细微，虽然平均孔隙度可达10%，但空气渗透率极低(0.02～0.81 mD)。油气的储集空间和向井渗流的通道主要是裂缝、沿裂缝扩大的小溶洞、裂缝附近的小溶洞及各种形状和尺寸的溶蚀孔洞，而岩石基质具有较低的渗透性。该区块在钻井过程中，钻井液漏失普遍，并伴有钻具放空现象；岩心见大缝洞发育，不稳定的试油，压力恢复极快等，表明该双重介质储集层具有较高的有效渗透率。

2 底水油藏渗流特征研究

底水活跃能为油藏开发提供充足能量，同时底水锥进又给油藏开发造成一系列问题，如底水锥进会使油井过早见水，当水锥突破井底后，油井即产水，底水油藏与边水油藏相比见水较早,无水采油期短，底水油藏油井见水后，含水率陡升，而产油量急速下降，导致底水油藏采收率较低。因此，掌握底水油藏的渗流特征，并利用渗流规律提高采收率是研究的重点和难点。

2.1 底水水侵规律

在底水油藏开发过程中，底水按照脊进和锥进两种方式驱动原油。安山岩区块底水油藏能量充足，且储集层高角度裂缝发育，在纵向形成了“渗流优势通道”，油水在裂缝中运动速度较快。利用直井开发时，随着实际产量高于临界产量(指能使水锥稳定在最大高度而不至于使油井见水的最大产油量)，容易形成水锥现象，是由于油井的井筒周围产生压力降低及油藏物质平衡关系，油水界面在井筒附近远高于距离油井较远区域，随着距离油井变远，油水的渗流速度会逐渐降低，油水界面发生锥形上升，底水取代原油而降低产量。如果油井是直井，那么形成的是水锥，如果油井为水平井，那么形成的是水脊[1-2]。底水上升的位置为裂缝系统的动油水界面(图1)。动油水界面以下受到不同程度水淹，此时油井附近开始形成水锥，含水快速上升[3-5]。因为区块水锥严重，油井含水高达98%，最终导致油藏停产。

2.2 停产后油水重力分异

底水油藏开发时，存在三种作用控制水锥：一是油井生产时的压力差；二是重力差异；三是毛管力。安山岩储集层在裂缝发育的情况下,毛管力的作用较小, 一般可忽略不计，但应该考虑重力的作用[6]。随着油藏中上部原油的采出，底水发生锥进，油水界面上升。在油藏停产后或以较低产液量生产时，由于生产压差小于水锥的重力作用导致水锥下降，在水锥下降的过程中，由于油水密度的差异，油水重新分布，原油向高部位聚集，水向低部位运动，油水界面下降。具体过程可通过油藏数值模拟方法实现。

图1 底水锥进示意

2.3 油水界面变化模拟

2.3.1 建立安山岩双重介质油藏模型

综合运用地震、测井、地质等资料对裂缝进行了描述，通过地震解释及属性分析，确定该区断层及大尺度裂缝的走向为东西方向，小尺度裂缝发育受断层及大尺度裂缝控制，统计了裂缝宏观和微观发育规模、密度、开度、方向等，输入到建模软件中，建立符合地质体的裂缝模型[7-9](图2)。图2a中红色代表构造高部位，绿色代表构造低部位，该区为被断层复杂化的背斜构造；图2b为针对裂缝建立的渗透率模型，不同片状代表不同裂缝，各裂缝中红色代表渗透率高值区，绿色代表渗透率中等或较低值区。此外在地质模型的基础上，通过针对性调整关键字，利用数值模拟软件进行了等效油藏数值模拟，表征油藏开发的全过程。

图2 安山岩区块地质建模

2.3.2 油水界面变化规律

通过油藏数值模拟发现，在安山岩油藏的开发历史上，油水界面变化可以分为三个阶段。

(1)高液量生产阶段(1986年8月-1994年8月)：原始油水界面3 060 m(图3a)，水体能量充足，油井采用电泵井生产，产液量11×104m3/a，电泵大压差产生的抽汲及底水水侵作用远大于重力作用，水锥效应明显，油水界面快速上升(图3b)，8年间上升127 m，油水界面为2 933 m，上升速度为15.85 m/a。

(2)低液量生产阶段(1994年8月-2012年10月)：水体能量有所减弱，由于油井整体高含水，在关停部分电泵井的同时，一部分电泵井转为抽油机井生产，产液量为0.9×104m3/a，抽油机的小压差产生的抽汲及底水水侵作用弱于重力作用，水锥缓慢下降，18年间油水界面下降6 m，油水界面为2 939 m，下降速度为0.33 m/a(图3c)。

图3 油藏油水界面数值模拟变化

(3)停产阶段(2012年11月-2016年12月)：所有油井停产，水侵作用小于重力作用，水锥继续下降，4年间下降了2 m，油水界面为2 941 m，下降速度为0.5 m/a(图3d)。

综上可见，安山岩油藏在长期停产后，由于油水密度的差异性和重力分异作用,油水界面呈下降趋势：第一个5年油水界面下降速度较快,平均为0.78 m/a；第二个5年起，下降速度减缓,约为0.38 m/a(图4)。由于油水界面下降，剩余油重新聚集到储集层高部位，油藏实现了从无潜力到有潜力的转变，具备进一步挖潜的空间。

图4 油藏停产后油水界面下降速度

3 剩余油挖潜实施步骤及效果

底水油藏在采用直井和水平井开发时分别存在底水锥进和底水脊进现象。通过数值模拟发现该油藏当储集层纵向渗透率(Kv)与水平渗透率(Kh)的比值小于0.5时，底水锥进作用较弱，直井开发的采收率要高于水平井，宜采用直井开发；当储集层纵向渗透率Kv与水平渗透率Kh的比值大于0.5时，底水锥进作用明显，水平井采收率要明显高于直井，适宜采用水平井开发(图5)。

图5 不同Kv/Kh情况下直井与水平井开发采收率对比

3.1 井型选择

安山岩油藏油层集中、厚度大，平均有效厚度39 m，天然能量充足，高角度缝或垂直缝发育，纵向渗流能力强，常规井在开发过程中易发生底水锥进，导致含水快速上升。水平井开发时可将锥进变脊进，减缓含水上升速度，提高最终采收率。

通过建立底水概念模型，分别部署直井和水平井开发，对比开发效果表明(图6)，直井方案单井控制储量少，累产油多，采收率高，但因为直井井数多，投入产出比低，因此适合选择水平井开发。

图6 直井与水平井开发效果对比

3.2 水平井参数确定

3.2.1 纵向位置确定

通过数值模拟，对不同位置的水平井累产油量进行预测。结果显示在安山岩顶部水平井累产油最高，效果最好。同时孔南地区安山岩顶部发育10 m左右风化壳，缝洞发育较差，故水平井位置优选确定为入层15 m。

3.2.2 水平段长度确定

通过对不同长度水平井的产能情况进行模拟预测，水平井的产能在300 m内增长幅度大，超过300 m后产能增长幅度减小，因此水平井长度优选在150～300 m范围内。

3.2.3 水平段方向确定

由于安山岩裂缝发育，底水活跃，在设计水平段方向时，既要考虑水平段与裂缝的配置关系，也要考虑水平段与构造的关系。孔南地区安山岩油藏主要发育近南北和东西向分布的高角度正交缝，因此水平段方向设计为北东向45°，在尽可能沟通较多裂缝的基础上，又能尽量与构造线平行，充分发挥水平井的抑制水锥作用，确保较高的采收率。

3.3 实施效果分析

通过综合分析，对孔南地区安山岩油藏实施2口水平井挖潜剩余油，其水平段长度分别为220 m、305 m，并制定了相应的关井压锥或注水压锥等措施来抑制含水上升速度[10-13]。两口井初期产油90 t/d，一年后产油53 t/d，累产油2.7×104t，取得了较好的效果。其中X 1井投产后稳产40 t以上达400 d，是该区直井产量的3倍，实现了高效开发、长期稳产，超出了预期的效果。

4 结 论

(1)安山岩油藏具有裂缝及孔隙双重介质特征，裂缝以近南北和东西向分布的高角度正交缝为主，是油藏的主要渗流通道。

(2)建立双重介质油藏模型分析渗流特征，阐明了油水界面变化规律，在重力作用下油水存在着二次分异的特性。经过长时间的停采后，可重新在高部位挖掘剩余油潜力。

(3)底水油藏开发调整过程中，选取合理水平井参数是油藏稳产及提高最终采收率的有效保障。