塔河碳酸盐岩缝洞性油藏单井递减规律研究.docx

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塔河碳酸盐岩缝洞性油藏单井递减规律研究

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塔里木盆地塔河油田的下奥陶统缝洞性碳酸盐岩储集层中的次生裂缝或溶蚀孔洞是其主要储集空间和渗流通道。为更好地认识此类油藏的开采特征,根据储集体内缝洞之间的组合关系以及含水上升规律特征,从缝洞性储集体的类型角度分析油井的递减规律特征。结果表明:钻遇裂缝溶洞型储集体的油井一般见水前高产稳产,见水后递减幅度最大;钻遇溶洞裂缝型储集体的油井产量中等,见水后产量递减幅度较小;钻遇裂缝基质型储集体的油井对开发贡献很小。

论文关键词：缝洞性碳酸盐岩油藏,储渗模式,递减特征,裂缝,溶洞

油田开发是一个产量上升—产量稳定—产量下降的过程。当油田开发进入产量递减阶段以后,无论采取油田何种措施,都难以改变产量下降的趋势。据统计，一半左右的可采储量都是在产量递减过程中被采出的，递减规律也十分复杂。产量递减阶段不同的递减规律对产量和最终采收率的影响不同,研究递减规律对预测油田未来产量变化和最终的开发指标及以后的措施调整具有重要意义。

1砂岩常规递减因素分析

对于砂岩油藏自然递减率和综合递减率是反映油田开发状况的重要指标。自然递减率和综合递减率越大,油田稳产的难度越大,在长远开发规划编制中,合理确定自然递减率和综合递减率是一项重要工作。

Dt=Dn+DhL+Dfw+Dp+D(KL,μ)+D(Sc,S).（1）

（1）式即为综合递减率多因素分析最基本的数学模型。从该式分析可以看出,油田阶段递减率与油井开井数、产液厚度、含水率、地层压力、流动压力、相对产液指数、井网密度、表皮系数均有关联,且在其他因素一定的条件下,分别表现为:①随开井数的增加,递减率减小;②随产液厚度的增加,递减率减小;③随含水上升幅度的减小,递减率减小;④随地层压力的恢复、流动压力的降低(即放大生产压差),递减率减小;⑤随相对产液指数的上升,递减率减小;⑥随井网密度的增大,递减率减小;⑦随表皮系数的降低,递减率减小;⑧若与上述各因素假设条件相反,则递减率增大。

2碳酸盐岩缝洞性油藏递减因素分析

对于缝洞性碳酸盐岩这类油气藏的储集层绝大多数以次生裂缝或溶蚀孔洞为有效储集空间,而碳酸盐岩基质基本无渗透性,可以起岩性屏障遮挡作用。单个缝洞储集体是由不同尺寸级别的裂缝和溶蚀孔洞组成的高储高渗带,其内部组合结构极其复杂;不同缝洞储集体又通过不同方式相互连通,形成串珠状缝洞储集组合体或上下错落叠置的缝洞储集组合体,储集层和流体分布的复杂性决定了这类油藏油井开采特征的巨大差异性。塔河油田下奥陶统缝洞性碳酸盐岩油藏是近几年发现的我国最大的缝洞性块状油藏,储集层埋深5300-5700m,原始地层压力59~60MPa,地层温度125℃,原油性质差异大,储集空间主要为裂缝和溶蚀孔洞,非均质性严重,油井产能差异大,单井开采动态差异大,井与井之间可类比性差。

本文以该塔河油田4区为例,从开发角度分析缝洞性碳酸盐岩油藏的单井递减特征,进一步深化对该类油藏开采动态规律的认识。

2.1油藏地质对产量的影响

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏的储集体类型在很大的程度上决定了油井的产能。以塔河4区为例，油

藏的储层是由多期构造作用、岩溶作用以及风化剥蚀作用共同形成的缝洞型储集体，储集空间大小悬殊，物性变化大，同储层类型的储集性能有很大的差异性和突变性，油井产能相差悬殊。同时，储层平面和垂向分布非均质性很强，从而决定了产能平面和垂向分布变化复杂。因此，导致该区内各缝洞单元和单井产量递减规律呈现出差异性。

2.1.1钻遇裂缝溶洞型储集层的油井(Ⅰ类)

这类油井见水前产量一般不递减,见水是递减的主要原因。因为缝洞发育,油井一旦见水很快被暴性水淹,供油通道或缝洞几乎被水占据,只能出少量油。油井产量递减程度与垂向相连通的缝洞系统套数密切相关。如果油井仅与一套缝洞沟通,油井见水之后产量瞬间由高产变为产油量几乎为零(见图1);如果油井与多套缝洞系统沟通,油井见水后缝洞系统由下至上逐套被水淹,产量相应阶梯状下降,常规的油藏工程递减曲线很难描述其递减特征(见图2)。统计塔河4区这类进入递减阶段油井的产量并归一化处理,油井产量递减分为快速递减和缓慢递减两个阶段,其年递减率分别为40%和15%。

2.1.2钻遇溶洞裂缝型储集层的油井(Ⅱ类)

这类油井因为钻遇的缝洞系统以缝为主,控制的储量相对较小,其导压系数小于裂缝溶洞型储集层,所以出现递减是因为地层能量不足和油井见水。如TK455井,投产初期采用6mm油嘴生产,生产230d,日产量由100m3降为50m3,在见水之前的递减特征为似孔隙型。油井见水之后一般不会出现暴性水淹,产量的递减幅度小于钻遇裂缝溶洞型储集层的油井。据对塔河4区这类油井递减的归一化统计分析，因地层能量不足造成产量降低的年递减率为22%,因见水引