草古潜山裂缝性碳酸盐岩油藏油水界面确定及有利区预测

吴 丰，张晓丽，张 亚，刘西雷，梁金萍，李 鹏，代 槿

(1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610051；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，东营 257015；4.中国石油天然气股份有限公司重庆销售仓储分公司，重庆 400082)

随着中国能源需求的逐年增加和油气勘探开发的不断深入，非常规油气藏的地位也越来越重要。缝洞性碳酸盐岩潜山油藏作为非常规型油气藏的一种，其储量规模一般较大且产能较高[1-2]，对于中国石油资源的补充具有重要意义。

草古地区奥陶系潜山油藏岩性以碳酸盐岩为主，储集空间和渗流通道主要为裂缝，其次为溶蚀孔洞，基质孔渗较差。草古潜山油藏具有较高的初始产能，但由于其特有的储集空间和高黏度油特征，开发过程中水侵严重。受潜山油藏储集空间(孔、洞、缝)多尺度性和非均质性的影响，以及现有勘探技术分辨率的限制，目前潜山油藏在储层流体性质判别、油水界面确定和开发有利区预测等方面均面临挑战。前人针对潜山油藏(或缝洞性碳酸盐岩油藏)已开展大量研究，并在储层识别[3-7]、流体性质判别[8-9]、储层微观渗流特征[10-11]等方面取得了较多的研究成果。在油水界面研究方面，陈青等[12]提出区域压力梯度法、单井压力梯度法和实测法3种方法确定缝洞性油气藏的原始油水界面；曾成等[13]以三维地震数据为基础，参考油水生产动态，探讨了缝洞性油气藏的油水宏观平面分布影响因素。但总的来看，针对油水界面的研究仍以原始油水界面(静态)为主，缺乏缝洞性油藏动态油水界面和储层产水影响因素的研究，导致油藏有利区挖潜方案[14-15]的效果不佳。

在储层识别、分类与流体性质判别的基础上，现考虑断层和裂缝影响，创新性提出一种开发后期动态油水界面的确定方法，并且采用储层分布、裂缝分布与剩余油分布叠合的方法确定开发潜力有利区，为草古潜山油藏高效开发提供依据。

1 区域地质概况

1.1 构造特征

草古地区位于济阳坳陷东营凹陷南部边缘凸起部位，先后经历了中奥陶统—中石炭统的长期风化剥蚀和燕山运动，奥陶系地层沉积后长期出露地表，遭受了强烈的风化剥蚀作用，缝洞发育。奥陶系潜山整体埋藏浅，600～1 000 m，地层整体为被断层复杂化的单斜，纵向上潜山地层厚度变化不大，奥陶系顶面构造地层北倾，为平缓的北倾单斜展布(图1)。

1.2 储层特征

草古潜山奥陶系地层岩性以灰岩(77.91%)、泥灰岩(17.44%)为主，含少量白云岩(4.65%)。储层基质孔隙度较小，主要分布范围为1%～3%，平均值2.37%；基质渗透率较低，主要分布范围为0.01～1 mD，平均值1.61 mD；基质具有低孔低渗特点。

草古潜山储层储集空间主要为裂缝，其次为裂缝孔洞以及少量溶洞。裂缝在灰岩、泥灰岩和白云岩中均有发育，相对而言，灰岩中裂缝发育的频率最高。储集层裂缝以高角度缝为主(54.96%)，其次为斜交缝(29.39%)，低角度缝的比例最低(15.65%)，灰岩中高角度缝的比例最高(62.53%)。裂缝密度一般为2～4条/m，在裂缝面上可以观察到明显的溶蚀现象，裂缝宽度7～9 mm，也有部分裂缝被方解石半充填。储层含油性较好(以油斑为主，富含油及荧光次之)，但分布不均匀，多沿裂缝分布。裂缝的发育程度对储层发育具有非常强的控制作用，裂缝为原油运移与富集提供优势通道以及储集空间。

2 储层识别与分类

草古潜山油藏储层岩性以灰岩为主，由于裂缝发育，有效储层识别困难，导致有效油层识别及开发工作难度增大。结合储集空间发育特征、物性特征以及试油、试采、钻井、岩心、岩屑录井等资料，在参考已有碳酸盐岩储层分类方法[5-6]的基础上，将本区碳酸岩盐储层划分为三种类型：Ⅰ类储层(裂缝-孔洞型)，Ⅱ类储层(裂缝溶蚀型)，Ⅲ类储层(微细裂缝型)(图2)。其中：Ⅰ类储层泥值含量低、缝洞发育，具有良好的储集空间与生产能力，三孔隙度明显增大，双侧向电阻率低值，部分井段有扩径或钻井液漏失现象；Ⅱ类储层泥值含量较低、裂缝发育，有一定溶蚀现象，具有较好的储集空间与生产能力，三孔隙度中等幅度增大，双侧向电阻率中等幅度降低；Ⅲ类储层裂缝发育较差，裂缝几乎未溶蚀，储集能力和生产能力差。

3 储层流体性质判别

草古潜山油藏储层孔隙空间非均质性强，泥浆侵入储层深度不一，对电阻率测井值影响较大，常规的孔隙度-深侧向电阻率交会图版法[8-9]效果不好。考虑到双侧向差异对裂缝有较好的响应，同时自然电位对泥浆侵入和地层水矿化度变化有一定响应，采用AC～RD/RS图版和SP*RD/RS～RD图版组合(图3)来进行流体性质判别(其中，AC为声波，RD为深电阻率，RS为浅电阻率，SP为自然电位)。首先采用AC～RD/RS图版较好地区分出水层和含油水层，再用SP*RD/RS～RD图版区分出油层和干层。

图3 储层流体性质判别图版Fig.3 Identification plot of reservoir fluid properties

4 储层流体性质判别

4.1 原始油水界面确定

油藏原始油水界面的确定主要通过多口井的测井解释、测试或试采结果来确定。测井解释结果表明，油藏原始油水界面深度在910～930 m。例如，A8井油水界面附近的试采及生产结果为：该井奥陶系深度为851.3～1 020 m，第一次试采深度为955～1 020 m，含水100%，累积产水72 t；后注水泥封堵至900 m，第二次生产初期基本不含水，累积产油6 583 t，证明该井油水界面在900～955 m。同时测井曲线显示：920 m以上储层电阻率大于300 Ω·m，920 m以下储层电阻率小于40 Ω·m，因此该井原始油水界面深度为920 m。

4.2 动态油水界面确定

随着原油的逐渐产出，草古潜山油藏含水率逐渐上升。在小断层和高角度裂缝的影响下，底水上升，油水界面逐渐上升。以A井—B井连井剖面为例(图4)，地震资料证实F井附近发育一小断层，电成像和双侧向测井资料也表明各井储层段高角度裂缝发育，在小断层和高角度裂缝的影响下，一年后生产资料证实油水界面由920 m上升到了990 m附近。

在主要考虑断层和裂缝影响的前提下(忽略生产制度的影响)，新提出了如下单井动态油水界面预测方法。

步骤一确定目标井初始油水界面深度DW1、初期产水率、生产一段时间后的油水界面深度DW2、生产一段时间后的产水率、射孔生产的各测井解释储层段顶底深度、储层段总厚度、非储层段总厚度等参数，且它们之间满足如下关系：

DPs-DPe=hR+hnR

(1)

DW2-DW1=HR+HnR

(2)

式中：DPs为生产射孔层段顶深，m；DPe为生产射孔层段底深，m；DW1为目标井初始油水界面深度，m；DW2为目标井生产一段时间后的油水界面深度，m；hR为生产射孔层段内储层总厚度，m；hnR为生产射孔层段内非储层总厚度，m；HR为初始油水界面和生产一段时间后油水界面之间的储层总厚度，m；HnR为初始油水界面和生产一段时间后油水界面之间的非储层总厚度，m。

步骤二将射孔生产层段的所有储层视为一个整体，所有非储层视为另外一个整体。非储层段致密，但由于有断层和高角度裂缝的沟通，水体可以非常快速地将其淹没并串通至上覆储层；储层段具有一定储集空间，其水淹速度可通过式(3)确定，此时的动态油水界面可由式(4)确定，即

VW=[hR(YW2-YW1)]/(T2-T1)

(3)

DW2=DW1-hR(YW2-YW1)-HnR

(4)

式中：VW为水淹速度，m/月；T1为射孔投产时间，月；T2为生产后的某时间，月；YW1为射孔投产初期产水率，%；YW2为生产一段时间后的产水率，%。

步骤三假设生产措施不变，产水率上升速度保持基本不变，还可利用式(5)预测目标井油层完全被水淹的时间，表达式为

T3=T2+(T2-T1)(1-Y2)/(Y2-Y1)

(5)

式(5)中：T3为预测目标井油层完全被水淹的时间，月。

以C5井为例，该井奥陶系测井解释储层为856.6～857.7、857.7～879.0、885.6～888.5、889.4～891.9、903.1～914.0、914.2～921.5、922.0～934.2 m，初始油水界面为922 m，1997年6月对原始油水界面之上的油层射孔投产，含水率4.3%；1998年7月含水率为81.5%，由步骤二式(3)计算得到水淹速度为2.84 m/月，由步骤三式(4)计算得到1998年7月的油水界面为868.2 m，若生产措施不改变，预测1999年11月油水界面到达857.7 m，即该井油层完全被水淹。由该方法预测得到的油水界面确定了剩余油分布区域，可用于开发潜力有利区的预测。

图4 草古潜山油藏油水界面变化Fig.4 Changes of oil-water interface in Chaogu buried hill reservoir

5 储层含水率影响因素分析

5.1 断层和裂缝对含水率的影响

草古潜山油藏初期含水较高，后期开采之后含水率上升较快，水窜现象较为严重，断层和裂缝是储层含水率的重要影响因素。图5为A14井和A15井生产情况及过井地震剖面对比：其中A14井过断层[图5(a)]，A15井远离断层[图5(b)]；A14井第一个月含水率为93.0%，一年后含水率为97.9%，A15井第一个月含水率为70.8%，一年后含水率为95.2%。

断层对单井含水上升速度的影响分析表明：过断层井第一个月的含水率为60%以上，含水率上升速度为1.75%/月；靠近断层井第一个月的含水率为52%左右，含水率上升速度为2.7%/月，远离断层井第一月的含水率为58%左右，含水率上升速度为3.3%/月[图6(a)]。过断层的井可能开井即为高含水，远离断层的井初期含水率低，但含水率上升速度可能很快。

裂缝对单井含水率的影响分析表明：裂缝的存在使得生产过程中含水率上升速度加快；在相同的生产制度下，单井裂缝越发育，含水率上升速度越快[图6(b)]。

5.2 储层级别对含水率的影响

储层含水率的变化与单井储层级别存在一定相关性：Ⅰ类储层占比与含水上升速度存在一定的正相关关系；Ⅱ类储层占比和Ⅲ类储层占比与含水上升速度存在一定的负相关关系。这也说明裂缝越发育(高角度裂缝为主)，纵向上油水沟通越好，含水率上升越快(图7)。

6 开发潜力有利区预测

草古潜山油藏开发潜力有利区的预测需要综合考虑储层分布、裂缝分布、剩余油分布的特点。

(1)草古潜山储层厚度大于30 m以上的区域较多，储层有利区包括A109、A113、A11-9、A11-16、A18-16、A114等区域，主要集中在西北区、东北区域及南部区域。

(2)裂缝有利区包括A113、A11-9、A18-16、A114等区域。

(3)根据单井流体性质判别及油水界面变化特点，确定剩余油有利区包括A113、A6-8、A11-9、A118、A105、A114等区域。

(4)综合储层、裂缝和剩余油有利区，确定A113、A11-9和A1-4井区作为开发潜力有利区。

开发潜力有利区A113、A11-9、A1-4井区均为裂缝发育优势区，高角度裂缝可能导致含水率迅速上升，因此在实际生产中，还需要注意底水锥进导致的含水率快速上升，需提前考虑实行增油降水为目的的堵水工艺措施。

图5 A14井和A15井生产情况及过井地震剖面对比Fig.5 The production situation of Wells A14 and A15 and their cross well seismic profile

图6 断层、裂缝与含水率上升速度关系Fig.6 The relationship between fault,fracture and the rising speed of water content

图7 储层级别与含水率上升速度关系Fig.7 The relationship between reservoir level and the rising speed of water content

7 结论

(1)草古潜山油藏储层可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，AC～RD/RS图版和SP*RD/RS～RD图版结合可有效区分油层、水层和干层。

(2)草古潜山油藏原始油水界面在920 m，考虑垂直裂缝影响的油水界面计算公式能较准确地确定动态油水界面。

(3)过断层的井初期含水率高，远离断层的井含水率上升速度快；平均裂缝孔隙度越高、Ⅰ类储层占比越高，含水率上升速度越快。

(4)草古潜山北部的A113井区和A11-9井区、南部的A1-4井区具有开发调整潜力，后期开发中，也要注意底水锥进导致的含水率快速上升，提前考虑实行堵水工艺措施。