2017, Vol. 39
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2. 中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室, 浙江 杭州 310023;
3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000
2. Key Laboratory of Carbonate Reservoir, CNPC, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;
3. Exploration and Development Company Research Institute, Tarim Oilfield, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China
目前，国内外学者对影响油藏流体流动规律的地质因素方面的研究涉及隔夹层、低渗透带等概念[1-2]，研究主要集中在定义、成因、分类、识别方法及对油藏开发动态和渗流特征的影响等方面[3-8]，李传亮[9-10]先后给出了带隔板和半渗透隔板底水油藏油井见水时间预报公式，研究表明低渗透或者不渗透隔板对于单井的见水时间影响较大，进而也就影响了油藏的剩余油分布特征，但是研究目标主要集中在砂岩油藏[11-14]，对碳酸盐岩油藏的研究主要停留在地质成因方面且少有报道[3]。
塔里木盆地YM白云岩潜山油藏目前已经进入高含水开发阶段，油藏开发阶段的渗流特征以及剩余油分布特征是目前亟需解决的问题。项目团队通过4 a的攻关研究，初步确定该类型油藏中普遍存在“低渗透条带”，其作用类似于李传亮提出的“半渗透隔板[10]”，在油藏开采过程中影响着流体的渗流规律及剩余油分布特征。
1 低渗透条带的发现白云岩油藏中普遍发育低渗透条带，其发现源于油藏的实际生产动态特征，YM油藏某圈闭中2005年钻1口直井(YMX)，该井生产2年后高含水(阶段累产油1.1×104 t，阶段累产液3.4×104 t，含水达到90%以上)，后期关井侧钻，并于2008年投产，侧钻井仍具有一定的无水采油期且目前累产油已达到5.7×104 t(侧钻井的入靶点与原井眼只有178 m的距离)，说明YMX井生产到高含水时，未/少波及距离原井眼仅有178 m范围内的油层，说明储层之间存在某种渗流屏障，控制了剩余油的富集区；另一个例证，该地区存在两口高效井，YMX-H1(2009年投产)和YMX-H2(2011年投产)井，两口井水平段趾端相距302 m，2012年进行干扰试井测试14 d，结果显示，两口井之间没有明显的干扰反应，这也说明两口井之间存在着某种流体渗流屏障，阻碍了横向连通。
鉴于此，对塔里木盆地永安坝野外地质露头进行了精细研究，并取样进行化验分析，初步建立野外地质露头模型，见图 1。
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| 图1 永安坝野外地质露头岩相模型 Fig. 1 The lithofacies model of Yonganba outcrops |
通过对比，识别出厚度分别为0.5 m、1.0 m、2.1 m和3.2 m的泥粉晶低渗透条带4条，在330 m的研究目标范围内发育连续稳定，且受到沉积旋回的控制。同时，结合单井的实钻测井资料及生产动态特征，进一步验证了低渗透条带在该类型储层中普遍发育的可能性。
2 低渗透条带识别及渗流物理特征 2.1 低渗透条带的识别野外地质露头、油井的实际生产动态特征以及试井分析研究结果均表明，该类型储层中存在着低渗透条带，一定程度上控制了剩余油的分布。但是如何识别、描述和刻画低渗透条带的发育特征是此次研究面临的一个重大挑战。野外露头研究表明，储层的垂向渗透率与岩性密切相关(平面渗透率一般可以达到垂向渗透率的10倍甚至更高)，储层中低渗透条带主要分布在泥晶、泥粉晶白云岩中(表 1)。
| 表1 永安坝地区蓬莱坝组白云岩孔隙度、渗透率统计表 Table 1 Dolomite porosity and permeability of Penglaiba Formation in Yonganba |
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需要说明的是，通过统计白云岩区13口井的裂缝发育特征，发现该类型储层中微裂缝较为发育，其中细中晶白云岩中裂缝密度为0.56条/m，裂缝开度为10.0~100.0μm，泥粉晶白云岩中，裂缝发育密度低仅为0.11条/m，裂缝开度为0.1~10.0μm，这里微裂缝的发育主要起到了优质储层渗透率放大的作用，而对于泥粉晶白云岩储层则其提高渗流性能的作用有限，故该类储层在油井开采期间内仍然扮演着“低速通道”的角色，成为控制剩余油分布的重要因素。
为了较好地定量刻画低渗透条带的发育特征，此次研究引入了两项重要技术，一个是碳酸盐岩岩石结构组分测井定量识别技术[15]，对该地区的单井岩相进行精细识别，同时通过取样点的薄片验证，符合程度可以达到88%以上，由于储层存在着一定的地层倾角(10°左右)，同时单井钻揭潜山面之后便完井的实际情况，很难从纵向和平面上进行小层精细对比，见图 2。鉴于此，又引入了地震反射系数反演技术[16]，定量识别低渗透条带，并用于地质精细建模，实现对低渗透条带以及储层空间分布特征的定量化描述，典型剖面见图 3。
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| 图2 过YMX-H3—YMX-H4—YMX1—YMX-H5—YMX-H6井连井剖面示意图 Fig. 2 The wells profile between YMX-H3-YMX-H4-YMX1-YMX-H5-YMX-H6 |
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| 图3 过YMX-H2—YMX-H1井低渗透条带典型剖面图 Fig. 3 The Low-permeability-layer's profile between YMX-H2-YMX-H1 |
源于塔里木盆地底水油藏中某开发井避水高度低、无水采油期较长的生产矛盾，早在1997年，李传亮就提出了“隔板”的概念[9]，并给出了该类型油藏单井见水时间的预报公式，解决了生产矛盾，目前在业界取得了较好的应用效果。2001年李传亮[10]又提出了“半渗透隔板”的概念，并将存在半渗透隔板和无隔板两种情形的底水油藏见水时间预报公式统一起来，提高了油田现场生产管理的便利性。该类潜山型白云岩油藏存在的低渗透条带，类似于“半渗透隔板”，虽然不能改变流体的运移路径，但在一定条件下能够延缓流体的流动速度。如图 4a所示，无低渗透条带的油藏，单井开采底水锥进路线为①→②→③，油井高含水后剩余油主要分布在③ 和④ 之间的区域；当发育低渗透条带且全区稳定发育的情形见图 4b，底水锥进的路线由于低渗透条带的存在可能转变为①→⑤→⑥，油井进入高含水期之后剩余油主要分布在⑥ 和④ 之间，即低渗透条带在一定时期内较好地控制了⑥ 和④ 之间的剩余油，该区域也即是今后挖潜的重要方向。
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| 图4 油藏底水锥进示意图 Fig. 4 Reservoir bottom water coning diagram |
鉴于该地区储层特别是低渗透条带储层的渗透率解释资料有限，通过渗流力学或油藏工程的基础方法难以确定起渗流阻挡作用的低渗透条带的发育特征和物理特性，在此引入油藏地质建模和数值模拟技术，量化研究低渗透条带对剩余油分布的控制作用。
3 低渗透条带对剩余油分布的影响 3.1 建立模型根据YM白云岩潜山油藏的储层地质和油层物理特征[17]，建立机理模型，参数取值见表 2，设计地层倾角为10°，平面网格步长设定为20 m×20 m，为便于研究预设低渗透条带区域的纵向网格步长为1 m，其他区域纵向网格步长为5 m，网格数为7 500个，油藏东部中间部位设计1口生产井P1，射孔厚度20 m，该井距离预设计的低渗透条带约100 m，油藏模型见图 5。
| 表2 油藏模型参数设计汇总表 Table 2 Summary table of model parameters design |
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| 图5 油藏三维模型图 Fig. 5 Figure of 3D model |
由于该地区没有进行相渗测试，因此相渗曲线的取值参考杨胜来[18]在《油层物理学》一书中给出的白云岩储层的典型相渗曲线。此次研究采用Petrel E & P Software Platform，实现了建模数模和前后处理的一体化。
为便于储量动用情况的计量，此次研究将模型低渗透条带上部划分为Region1，下部划分为Region2，见图 6。
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| 图6 模型储量分区图 Fig. 6 Figure of fluid-in-place region |
根据油藏的实际特征，选择优质储层渗透率Kh为500 mD，低渗透条带厚度为1 m且稳定分布，对比低渗透条带不同渗透率条件下对Region1的剩余油分布控制情况。为便于研究和统一计量，研究设定经济极限条件为油井含水率90%(之所以设定油井含水率达到90%，是根据油藏单井的实际生产特征对下步措施提供预警，当达到极限条件时，一方面可以考虑对老井进行措施优化，另一方面可以考虑侧钻等措施进行周边剩余油富集区的潜力挖潜)，后续文中涉及优质储层渗透率均用Kh表示，低渗透条带渗透率均用K1表示。
设计K1分别为0、0.000 1、0.001 0、0.010 0、0.020 0、0.050 0、0.070 0、0.100 0、1.000 0、5.000 0、10.000 0和500.000 0 mD共计12种情形，研究结果表明：
(1) K1小于0.010 0 mD的条件下，Region1的动用程度小于5.00%，能够较好地控制Region1的剩余油，具有单独挖潜的潜力；
(2) K1增加到0.100 0 mD的条件下，Region1的储量动用程度迅速增加到10.84%，Region1仍具有一定的开采潜力；
(3) 当K1增加到10.000 0 mD时，对Region1的动用程度增加到20.00%左右，基本接近油层均质的条件下对Region1的储量动用程度(20.80%)，周边剩余油基本已经动用波及，见图 7、图 8。
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| 图7 不同K1条件下Region1储量动用程度对比图 Fig. 7 Reserves producing level of Region1 in different K1 value |
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| 图8 不同K1条件下剩余油分布预测图 Fig. 8 Prediction of remaining oil distribution diagram in different K1 value |
设计Kh分别取值50、100、300、500、700和1 000 mD，研究结果表明：
(1) Kh在50~1 000 mD，K1小于0.010 0 mD的条件下，Region1的动用程度均在5.00%以下，仍具有单独开采的潜力；
(2) Kh小于100 mD的条件下，油井生产含水达到90%时，储量动用范围有限，对Region1的储量动用程度均保持在5.00%以内，仍具有单独开采的潜力；
(3) Kh大于500 mD，K1大于1.000 0 mD时，储量动用程度可达到15.00%以上，通过老井措施即可动用周边的剩余油，见图 9，图 10。
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| 图9 Kh与K1不同组合条件下对Region1的储量动用情况对比图 Fig. 9 Reserves producing level of Region1 in different Kh and K1 value |
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| 图10 Kh与K1不同组合条件下油藏剩余油分布预测图 Fig. 10 Prediction of remaining oil distribution diagram in different Kh and K1 value |
上述研究均是在假设低渗透条带的厚度为1 m的条件下进行的，根据油藏精细描述研究结果，低渗透条带的厚度分布在10 m范围内，单井识别的低渗透条带厚度大于10 m的情况较少见，因此，研究设定低渗透条带的厚度分别为1、2、5和10 m，Kh取值500 mD，K1取值为0.01、0.10、1.00及10.00 mD，研究结果表明，同等条件下伴随低渗透条带厚度的增加，有利于控制Region1的剩余油，见图 11。
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| 图11 Kh=500 mD，不同K1条件下低渗透条带厚度对Region1储量动用程度影响对比图 Fig. 11 Reserves producing level of Region1 in different K1 value and low-permeability-layer's thickness, Kh is 500 mD |
低渗透条带在地下以多种形态与样式存在[19]，基于对YM白云岩油藏的储层发育特征以及野外地质露头研究，低渗透条带主要顺层发育，同时考虑储层低渗透条带发育存在不连续性，设计6种类型的样式特征：Ⅰ类：连续稳定分布；Ⅱ类：油水界面附近“开天窗”；Ⅲ类：油层中间“开天窗”；Ⅳ类：油层顶部“开天窗”；Ⅴ类：存在两套低渗透条带，上“开天窗”/下“开天窗”组合；Ⅵ类：存在两套低渗透条带，下“开天窗”/上“开天窗”组合。将低渗透条带中间断开的口子称为“开天窗”，设计“开天窗”的尺寸分别为40 m和20 m的情况，见图 12。研究结果(表 3)表明：
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| 图12 低渗透条带产状设计分类图 Fig. 12 The design classification of low-permeability-layer's attitude |
| 表3 低渗透条带不同产状特征对Region1储量动用程度汇总表 Table 3 Reserves producing level of Region1 table in different low-permeability-layer′s attitude |
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(1) 同等条件下，若只有一条低渗透条带，则对剩余油的控制程度Ⅰ类＞Ⅱ类＞Ⅲ类＞Ⅳ类；
(2) 若具有两条交错的低渗透条带，则对剩余油的控制程度Ⅴ类＞Ⅵ类；
(3) 同等条件下，低渗透条带“开天窗”尺寸越小，则对剩余油的控制程度越高。
4 应用效果选取YM某圈闭作为研究对象，试井解释显示储层的等效渗透率为495 mD，建立的属性模型见图 13，初始条件下储层中低渗透条带的渗透率分布范围较大，在0~65 mD内变动，初始拟合效果较差，见图 14。
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| 图13 过YMX—YMXC井属性剖面图 Fig. 13 he property profile map between YMX-YMXC |
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| 图14 初始条件下单井历史拟合曲线对比图 Fig. 14 The history match curve of single well in initial conditions |
通过此次研究，结合单井动态分析成果，框定该地区低渗透条带的渗透率取值控制在0.1 mD以内，通过调整K1值，有助于提高单井历史拟合的效率和效果，见图 15，使得模型模拟更加符合实际油藏特征。
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| 图15 调整后单井历史拟合曲线对比图 Fig. 15 The history match curve of single well in current conditions |
(1) 低渗透条带不会改变流体的运移路径，但是在一定生产时期内能够延缓流体的运移速度，在一定条件下能够控制剩余油的分布。
(2) K1小于0.010 0 mD的条件下，Region1的动用程度小于5%，能够较好地控制Region1的剩余油，可以通过老井侧钻等方式进行潜力挖潜；Kh小于100 mD的条件下，油井生产含水达到90%时，储量动用范围有限，对Region1的储量动用程度均保持在5.00%以内，可以通过井网加密或侧钻的方式进行剩余油的动用；当Kh大于500 mD，K1大于1.000 0 mD的情况下，储量动用程度达到15.00%以上，通过老井措施即可动用周边的剩余油。
(3) 同等条件下，Region1区域的剩余油伴随低渗透条带厚度的增加而有小幅度的增加。
(4) 不同低渗透条带的形态与样式特征控制剩余油分布的作用不同，同等条件下，若只有一条低渗透条带，则对剩余油的控制程度Ⅰ类＞Ⅱ类＞Ⅲ类＞Ⅳ类；若具有两条交错的低渗透条带，则对剩余油的控制程度Ⅴ类＞Ⅵ类；同等条件下，低渗透条带“开天窗”尺寸越小，则对剩余油的控制程度越高。
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