孫欣華

長江大學(xué)石油工程學(xué)院,湖北荊州434023

中石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆哈密839009

ND油田石炭系卡拉崗組為吐哈油田整體規(guī)模建產(chǎn)的第1個(gè)火山巖油藏,由于火山巖油藏沒有成熟的開發(fā)技術(shù)可以借鑒,而STH盆地火山巖油藏具有較大的勘探開發(fā)潛力,為了形成火山巖油藏有效開發(fā)技術(shù)開展了該次研究。

ND油田位于新疆哈密地區(qū)STH盆地,油藏埋深1700m,原始地層壓力14.9MPa,屬于多期次、小規(guī)模、裂隙式噴發(fā),為多個(gè)小規(guī)模火山體疊加形成,儲(chǔ)層識(shí)別和預(yù)測(cè)難度大。目前油井開井115口,日產(chǎn)油166t;注水試驗(yàn)井組7個(gè),日注水414m3。

1 火山巖有效儲(chǔ)層識(shí)別方法研究

宏觀觀察與巖心分析相結(jié)合,為火山巖準(zhǔn)確定名,從而標(biāo)定測(cè)井資料,劃分巖石類型,標(biāo)定鉆井剖面。

形成有效儲(chǔ)層需具備3個(gè)條件。一是有利巖性,包括杏仁狀安山巖與玄武巖、自碎角礫巖;二是有利巖相帶,包括溢流相上部亞相氣孔和沸石類半充填杏仁發(fā)育的熔巖;三是后期改造作用,主要是風(fēng)化淋濾帶、不整合或噴發(fā)間歇期面及裂縫系統(tǒng)控制。研究過程中,在常規(guī)解釋方法的基礎(chǔ)上,尋找溶蝕裂縫,在溶蝕裂縫的附近找好儲(chǔ)層[1,2]。

利用巖心與成像測(cè)井綜合標(biāo)定常規(guī)測(cè)井資料,識(shí)別溶蝕裂縫。對(duì)于溶蝕裂縫 (即部分充填或未充填縫),在成像圖中反映為明暗相間的正弦或余弦曲線,裂縫有變寬、變胖,分布不均勻等特點(diǎn)。對(duì)于完全或大部分充填縫 (對(duì)油氣聚集意義不大),在成像圖中反映,為一組暗色正弦或余弦曲線,裂縫比較細(xì)、比較均勻。

攻關(guān)后有效層測(cè)井解釋符合率由58.3%提高到85.7%,識(shí)別結(jié)論與錄井顯示、取心、投產(chǎn)等資料更加符合,成為核實(shí)可開發(fā)動(dòng)用儲(chǔ)量、優(yōu)化射孔投產(chǎn)井段的重要依據(jù)。

2 火山巖有效儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法研究

不同巖性表現(xiàn)為不同電性特征,這是儲(chǔ)層反演的理論基礎(chǔ)[3,4]。聲波可以區(qū)分儲(chǔ)層與致密層,但難以區(qū)分儲(chǔ)層與凝灰?guī)r;自然伽馬可以區(qū)分儲(chǔ)層與凝灰?guī)r,但難以區(qū)分儲(chǔ)層與致密層;電阻率結(jié)合聲波與自然伽馬信息,可以區(qū)分低阻、低伽馬熔結(jié)凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)熔巖。單一測(cè)井參數(shù)無法識(shí)別巖性,必須建立多參數(shù)綜合預(yù)測(cè)儲(chǔ)層的技術(shù)方法。為了提高儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度,首先利用聲波曲線進(jìn)行波阻抗反演,剔除致密層;其次利用自然伽馬曲線構(gòu)建擬聲波,進(jìn)行擬聲波阻抗反演,剔除凝灰?guī)r;再次利用電阻曲線構(gòu)建擬聲波,進(jìn)行擬聲波阻抗反演,剔除低阻、低伽馬熔結(jié)凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)熔巖,最終預(yù)測(cè)儲(chǔ)層分布。

利用Eps、Strata等多種軟件,采用多種參數(shù)進(jìn)行了儲(chǔ)層預(yù)測(cè) (圖1)。反演結(jié)果表明,東西向團(tuán)塊狀特征明顯,儲(chǔ)層橫向變化快,單個(gè)火山溢流道較窄、規(guī)模小;南北向沿單個(gè)火山溢流道分布較為穩(wěn)定,延伸范圍較大。反演特征與ND油田火山巖油藏小規(guī)模、多期次的噴發(fā)特征是符合的。攻關(guān)后儲(chǔ)層預(yù)測(cè)符合率從60%提高到76.7%。

圖1 東西向與南北向反演剖面

3 火山體刻畫研究

3.1 巖相特征分析

應(yīng)用系統(tǒng)取心資料,宏觀和微觀相結(jié)合,建立了火山巖巖性巖相分布規(guī)律和噴發(fā)模式。巖相主要有爆發(fā)相、溢流相和噴發(fā)沉積相。對(duì)于溢流相從下往上依次為:(小氣孔)發(fā)育熔巖相、致密熔巖相、杏仁熔巖相、裂縫-氣孔發(fā)育熔巖相、自碎熔巖相、熔結(jié)角礫巖相和凝灰?guī)r相[5]。

在單井相分析的基礎(chǔ)上,完成了ND油田火山巖連井相和平面相刻畫研究。東西連井相分析表明,K3、K4期次是火山最活躍時(shí)期,噴發(fā)強(qiáng)度較大,火山相主要以溢流相為主,其次為爆發(fā)相,火山沉積相只是局部零星發(fā)育?？拷鼣鄬痈浇鼑姲l(fā)強(qiáng)度大,屬于典型裂隙式噴發(fā)。南北連井相分析表明,K3、K4期次火山噴發(fā)強(qiáng)度較大,火山相主要以溢流相為主,其次為爆發(fā)相,軸部區(qū)屬于裂隙式噴發(fā)。平面上構(gòu)造北部以裂隙式噴發(fā)為主,南部以小規(guī)模中心式噴發(fā)為主;K3期次火山最活躍、噴發(fā)強(qiáng)度最大;主要以溢流相為主。

表1 ND油田卡拉崗組地層劃分表

3.2 精細(xì)小層對(duì)比研究

利用137口井的測(cè)井曲線進(jìn)行了小層精細(xì)對(duì)比,確定了有效層重新解釋的標(biāo)準(zhǔn)[5,6]。主要考慮5個(gè)方面,①構(gòu)造位置;②錄井顯示;③測(cè)井特征;④儲(chǔ)層厚度;⑤生產(chǎn)狀況。在原有分層的基礎(chǔ)上進(jìn)一步細(xì)分為9個(gè)幕次 (表1)。

為了精細(xì)刻畫火山巖儲(chǔ)層分布特征,在精細(xì)油層解釋的基礎(chǔ)上完成了三橫四縱7條主干油藏剖面的對(duì)比。自北向南,儲(chǔ)層發(fā)育逐漸變差。東西向發(fā)育兩個(gè)大型火山體,西面火山體分布較小,構(gòu)造變化大,東面火山體分布范圍大。兩個(gè)火山體中上部有效儲(chǔ)層發(fā)育,火山體之間的M18井區(qū),儲(chǔ)層發(fā)育較差。

3.3 油層分布研究

對(duì)地震資料進(jìn)行了連片重復(fù)處理,完成了多井精細(xì)標(biāo)定,結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料實(shí)現(xiàn)了構(gòu)造精細(xì)刻畫。

利用軟件對(duì)各幕次裂縫強(qiáng)度進(jìn)行了預(yù)測(cè),從各個(gè)幕次裂縫分布情況看,裂縫主要發(fā)育在構(gòu)造軸部,層位上主要分布在K3～K5期次。

在有效儲(chǔ)層識(shí)別、儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和精細(xì)小層對(duì)比的基礎(chǔ)上,結(jié)合構(gòu)造刻畫、巖相特征分析、裂縫分布預(yù)測(cè)和地質(zhì)建模,對(duì)9個(gè)幕次有效儲(chǔ)層分布進(jìn)行了刻畫。研究表明油層受巖相和構(gòu)造雙重控制。在K3-1～K5-2幕次油層集中發(fā)育在構(gòu)造軸部,K1～K2-2幕次主要分布在翼部。

4 目前井網(wǎng)適應(yīng)性分析

表2 不同儲(chǔ)層類型油井泄油半徑

油井壓力恢復(fù)資料分析表明,在壓力恢復(fù)時(shí)間基本相同的條件 (14d左右),油層滲透率越高,探測(cè)半徑越大。從M36井的兩次壓力恢復(fù)測(cè)試可以看出,壓力恢復(fù)時(shí)間越長,探測(cè)半徑越大。ND8-9井脈沖試井分析表明,干擾距離達(dá)到240m,可見對(duì)于裂縫發(fā)育井區(qū),泄油半徑應(yīng)該是比較大的[6,7]。

綜合研究確定了各類儲(chǔ)層油井的泄油半徑,不同類型儲(chǔ)層泄油半徑有較大差距。軸部區(qū)以C類儲(chǔ)層為主,合理井距在400～500m之間,目前井距在250～350m之間,儲(chǔ)量已經(jīng)完全動(dòng)用;翼部區(qū)井距主要為A類和B類儲(chǔ)層,合理井距應(yīng)該在200～280m之間,目前以500m井距為主,儲(chǔ)量動(dòng)用較差 (表2)。翼部區(qū)屬于低產(chǎn)低效區(qū),雖然井網(wǎng)適應(yīng)性差、儲(chǔ)量動(dòng)用較差,但是在目前的工藝技術(shù)條件下,不宜再鉆新井。

ND油田卡拉崗組共有5口水平井和1口大斜度井,與周圍油井對(duì)比,從初期產(chǎn)狀及目前累計(jì)產(chǎn)油看,均無明顯優(yōu)勢(shì)。鉆井效果主要與儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度有關(guān),而水平井鉆井成本高,壓裂施工難度大,可見還是直井適應(yīng)性更好。

5 前期注水試驗(yàn)井組效果分析

前期5個(gè)注水井組周圍在500m井距之內(nèi)共有一線油井21口,二線油井4口。確認(rèn)見效井5口:ND89-6井、ND8-6井、ND9-61井、ND8-7井、ND89-71井 (二線井);水淹井 2口:ND103井、ND9-7井;有微弱見效跡象、有待于進(jìn)一步跟蹤研究的井7口。

對(duì)于見效井,注水方向與裂縫方向均有較大夾角;對(duì)于2口水淹井,注水方向與裂縫方向一致或夾角很小,表現(xiàn)為典型的裂縫水淹特征。儲(chǔ)層的非均質(zhì)性、裂縫的方位和密度決定了油井見效見水情況,由于各個(gè)層位無嚴(yán)格的隔層,水線推進(jìn)和壓力傳導(dǎo)不按層位對(duì)應(yīng)進(jìn)行[8]。

低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)是大部分油井注水見效的特征。注水有反應(yīng)的14口井中有11口井日產(chǎn)油在1t以下。部分油井注水見效增油效果明顯,有效期長 (ND89-6井、ND89-71井)。兩口井到2010年底累計(jì)增油2126t(表 3)。

表3 ND油田注水見效井效果統(tǒng)計(jì)表

油井見效需要較長的注水天數(shù)和較大的累積注水量,水井注水450～780d,累計(jì)注水 (2.8～4.9)×104m3,周圍油井陸續(xù)見效。主要是M18井區(qū)裂縫發(fā)育程度低、物性差。

M18井開展了周期注水試驗(yàn),研究表明具有兩面性,高含水井從基本不產(chǎn)油到產(chǎn)油0.4～0.5t;反應(yīng)明顯的油井液量下降、油量下降。根據(jù)周圍油井的反應(yīng)情況,下步調(diào)整注水周期為注水3個(gè)月,停注1.5個(gè)月。

壓力測(cè)試顯示水井周圍油井地層壓力沒有大幅度上升。與雙重介質(zhì)油藏的滲流特征有關(guān),裂縫中流體壓力反應(yīng)快,而基質(zhì)中流體壓力反應(yīng)慢,導(dǎo)致實(shí)測(cè)壓力未能反映油藏真實(shí)地層壓力。

6 開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究

根據(jù)前期注水試驗(yàn)井組效果分析取得的認(rèn)識(shí),結(jié)合對(duì)內(nèi)蒙古阿北油田和江蘇閔橋油田開發(fā)的調(diào)研認(rèn)識(shí),制定了開發(fā)技術(shù)對(duì)策。

按照研究確定的原則:①不影響高產(chǎn)井正常生產(chǎn);②位于軸部低壓井區(qū);③轉(zhuǎn)注井低產(chǎn)或關(guān)井;④與周圍油井連通情況較好;⑤低部位注水,高部位采油。在軸部裂縫發(fā)育區(qū)優(yōu)選了2個(gè)井組用于進(jìn)一步擴(kuò)大試驗(yàn)規(guī)模:ND78-81井組,周圍有油井8口,ND7-8井、ND78-8井、ND8-8井、ND8-81井、ND8-9井、ND78-812井、ND78-9井和 ND7-9井;ND78-101井組,周圍有油井 6口,ND7-10井、ND78-10井、ND8-10井、ND8-101井、ND8-11井、ND7-11井。

阿北油田注水見效的 17口井全為高-中產(chǎn)井,低產(chǎn)井注水全部無見效表現(xiàn),主要是由于這些井的物性與含油性較差。結(jié)合調(diào)研認(rèn)識(shí),跟蹤研究 ND78-101井組和ND78-81井組的注水動(dòng)態(tài),逐步實(shí)現(xiàn)軸部區(qū)整體注水,而翼部物性差的區(qū)域則再不擴(kuò)大注水規(guī)模。

對(duì)于軸部區(qū),M18井繼續(xù)開展周期注水,建議周期調(diào)整為連續(xù)注水3個(gè)月,停注1.5個(gè)月;同時(shí)建議對(duì)ND78-51井組開展周期注水。ND78-101井組和ND78-81井組按方案繼續(xù)溫和注水,密切跟蹤周圍油井動(dòng)態(tài),取得初步成效后,適時(shí)擴(kuò)大注水規(guī)模 (圖2)。對(duì)于軸部區(qū)高含水井,采取關(guān)井壓錐,建議關(guān)井時(shí)間2年。嘗試化學(xué)堵水等措施。高含水關(guān)井原則:含水在80%以上,日產(chǎn)油0.3t以下,不在前期5個(gè)注水井組周圍。

圖2 ND油田注水井組部署圖

對(duì)于翼部區(qū),ND45-111井繼續(xù)溫和注水,其他暫時(shí)不再擴(kuò)大注水規(guī)模。對(duì)于特低產(chǎn)井,采取關(guān)井恢復(fù)壓力后再開井生產(chǎn)的方式,建議關(guān)井3～6個(gè)月,開井1個(gè)月。

7 結(jié) 論

1)火山巖有效儲(chǔ)層識(shí)別方法和預(yù)測(cè)方法在ND油田得到良好應(yīng)用,有力指導(dǎo)了新井優(yōu)化部署和射孔投產(chǎn)。

2)形成了火山體刻畫技術(shù),為優(yōu)化鉆井和措施調(diào)控提供了理論基礎(chǔ)。

3)ND油田井網(wǎng)適應(yīng)性分析取得的認(rèn)識(shí),有力指導(dǎo)了ND油田開發(fā)井網(wǎng)部署,新鉆井取得了良好效果。

4)初步形成了火山巖注水開發(fā)技術(shù),ND油田軸部區(qū)整體轉(zhuǎn)注后,預(yù)計(jì)可提高采收率6%～8%。為STH盆地火山巖有效開發(fā)提供了技術(shù)保障。

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