趙 楠 ,蔣利平 ,李 茂 ,張 輝 ,李 華

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057）

潿西南凹陷L1段油藏特征及規(guī)律統(tǒng)計分析

趙 楠 ,蔣利平 ,李 茂 ,張 輝 ,李 華

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057）

潿西南凹陷L1段以斷塊和巖性油藏為主,不同區(qū)域、不同深度油藏特征差異明顯,且油水關(guān)系復(fù)雜。對L1段56個具有獨立油水系統(tǒng)的油藏進(jìn)行統(tǒng)計分析,結(jié)果顯示L1段油藏特征具有較好的統(tǒng)計規(guī)律。原油物性統(tǒng)計表明:地下原油黏度與地面原油物性之間具有較好的相關(guān)性,由此建立的黏度預(yù)測公式,可以用于L1段地下原油黏度預(yù)測;產(chǎn)能研究表明:L1段產(chǎn)能主要受沉積微相、孔隙度、滲透率、原油黏度以及井筒溫度的直接或間接影響,不同因素與產(chǎn)能之間的回歸關(guān)系較好,可以用于指導(dǎo)今后L1段未測試探井的產(chǎn)能預(yù)測工作。

潿西南凹陷;油藏特征;統(tǒng)計分析;預(yù)測

Abstract:Fault-block and lithologic reservoirs dominate the L1 segment in Weixi’nan depression and have significant different reservoir characteristics and extremely complex water-oil relationships in different domain and different depth.A statistical analysis of 56 reservoirs in L1 segment with separate oil-water systems shows good statistical laws.The statistical data of oil properties shows that there is a better correlation between underground oil viscosity and ground oil properties,and based on it,an empirical formula is obtained which can be used for viscosity prediction of L1 member.Productivity research indicates that sedimentary microfacies,porosity,permeability,oil viscosity and well bore temperature can directly or indirectly affect productivity of L1 segment,and regression relations between different factors and productivity are better which can be used for predicting productivity.

Key words:Weixi’nan depression;reservoir properties;statistical analysis;prediction

近年來海上新發(fā)現(xiàn)的含油氣構(gòu)造油藏探井、評價井?dāng)?shù)量少[1],獲取基礎(chǔ)資料成本高,開發(fā)前期研究中經(jīng)常面臨鉆井、取心、測試等基礎(chǔ)資料不足的問題。南海西部海域經(jīng)過30多年的油氣勘探取得了巨大成效,已評價的L1油藏取得了豐富的基礎(chǔ)資料,且代表性較強(qiáng),有效統(tǒng)計總結(jié)了56個具有獨立系統(tǒng)的油藏,建立了區(qū)域的統(tǒng)計規(guī)律。在缺乏基礎(chǔ)資料的情況下,參考或類比相似背景下的區(qū)域油藏統(tǒng)計規(guī)律,可以彌補(bǔ)基礎(chǔ)資料的不足,以期為本區(qū)域今后油藏開發(fā)前期研究提供參考依據(jù)。

1 溫壓系統(tǒng)分布規(guī)律

應(yīng)用各井DST測試獲得有效溫度點,作潿西南凹陷L1段地層溫度分布圖（圖1）。圖中可以看出L1段地層呈現(xiàn)出兩套不同的溫度系統(tǒng),一是正常溫度系統(tǒng),地溫梯度為3.10℃/100 m;二是地溫梯度略高,為4.36℃/100 m。一般來說,油氣藏的靜溫主要受地殼溫度的控制,而不受埋深、儲層巖性以及所含流體性質(zhì)的影響,由于地殼溫度受到構(gòu)造斷裂運動及其巖漿活動的影響,因此地溫梯度有所不同。潿西南凹陷L1段異常高溫地帶主要位于南部斜坡帶,其起主控作用的3號斷層斷距大、延伸長、長期活動劇烈,受潿西南凹陷低凸起的影響,導(dǎo)致異常高溫儲層的形成。

圖1 潿西南凹陷L1段地層溫度分布圖Fig.1 Formation temperature distribution of L1 Member in Weixi’nan depression

潿西南凹陷L1段多口井在各油、氣、水層進(jìn)行了MDT壓力測試以及DST測試,獲得多個有效壓力點。從地層壓力分布圖（圖2）上可以看出既有個別儲層為異常高壓地層,也有正常壓力系統(tǒng)。通過水線方程確定出油水界面,可以看出流一段并不具有統(tǒng)一油水界面而是形成多套油氣水系統(tǒng),這一點符合潿西南凹陷的區(qū)域性認(rèn)識,即表現(xiàn)出大構(gòu)造背景下的復(fù)雜斷塊油氣藏特征。

2 原油性質(zhì)分析及規(guī)律研究

2.1 原油非均質(zhì)性

原油黏度大小是原油物性好壞的重要量綱,黏度的大小反映原油物性的變化,因此黏度分布的非均質(zhì)是原油非均質(zhì)的直接體現(xiàn)。按照張一偉等人的分類,可將原油根據(jù)平面非均質(zhì)參數(shù)的變化分為三類[2]:（1）弱非均質(zhì)性:C<0.5;F1為1～1.5;F2為<3;（2）中等非均質(zhì)性:C為0.5～1;F1為1.5～3;F2為3～10;（3）強(qiáng)非均質(zhì)性:C>1;F1>3;F2>10。其中:C為變異系數(shù),樣品標(biāo)準(zhǔn)偏差與黏度平均值的比值;F1為突進(jìn)系數(shù),最大原油黏度值與黏度平均值的比值;F2為級差,最大原油黏度值與最小黏度值的比值。

圖2 潿西南凹陷L1段地層壓力分布圖Fig.2 Formation pressure distribution of L1 Member in Weixi’nan depression

潿西南凹陷L1段平面上原油非均質(zhì)參數(shù)為:C=0.94,F1=1.69,F2=19.70,表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性;縱向上不同油田不同油組原油并不具有明顯的差異性,例W11-1N油田L(fēng)1段Ⅰ至Ⅳ油組原油非均質(zhì)參數(shù)為:C=0.78,F1=3.18,F2=5.22。

2.2 原油黏度規(guī)律統(tǒng)計及預(yù)測

2.2.1 地面脫氣原油黏度

一般情況下,原油的比重越小,所含輕組分越多,黏度也越小,反之亦然,但原油的種類不同,含有的族組成不同,相同比重的原油的黏度也是有差別的。圖3給出了潿西南凹陷L1段地面脫氣原油密度與地面脫氣原油黏度之間的關(guān)系圖,從圖中可以看出二者具有較好的指數(shù)回歸關(guān)系,可以用于地面脫氣原油黏度的定性預(yù)測。

2.2.2 地層原油黏度

作為油藏工作者更多的是關(guān)心原油地下黏度值,海上 PVT取樣成本昂貴且風(fēng)險較大,很難保證每口井都進(jìn)行取樣以及樣品的合格性。而面對類似L1段這樣流體及地層非均質(zhì)性都比較強(qiáng)烈的儲層,很難做出恰當(dāng)類比。這就需要根據(jù)已有資料建立地下原油黏度預(yù)測公式。

圖3 潿西南凹陷L1段地面脫氣原油密度與黏度關(guān)系Fig.3 Relationship betweenρa(bǔ)ndμfor stock-tank oil of L1 Member in Weixi’nan depression

地面條件、地層條件下的原油黏度值之所以不同,主要受原油的化學(xué)組成中膠質(zhì)與瀝青含量以及地層與地面條件下的溫度、溶解氣油比（體積系數(shù)）、壓力等的差異影響。地面原油物性是在特定條件下所測得的物理參數(shù),這些參數(shù)與地層條件下的原油物理性質(zhì)存在著內(nèi)在的聯(lián)系和規(guī)律性。曾有研究[3]按照μ0=f（T,Boi,μoa,ρoa,φ）的函數(shù)關(guān)系對遼河油區(qū)原油物性進(jìn)行統(tǒng)計分析得出相應(yīng)的經(jīng)驗公式,其中φ表示原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量。但是在潿西南凹陷L1段實際研究過程中發(fā)現(xiàn),L1段多為中輕質(zhì)高凝油,瀝青質(zhì)含量低（1.20%～3.59%）,平均2.06%,硅膠質(zhì)含量低（4.02%～17.21%）,平均9.18%,而含蠟量高（6.65%～20.70%）,平均含蠟量可達(dá)16.43%,其對黏度的貢獻(xiàn)不容忽略,在黏度預(yù)測時應(yīng)該進(jìn)行綜合考慮。因此引入?yún)?shù)φ=f[A（蠟）,B（膠質(zhì)）,C（瀝青質(zhì)）,D（硫）,考慮不同權(quán)重的影響,對L1段目前已評價油田原油物性進(jìn)行統(tǒng)計分析研究,結(jié)果顯示相關(guān)性良好。采用如下形式的相關(guān)公式:

式中:μo為地層原油黏度 ,mPa·s;μod為油層溫度下地面脫氣原油黏度,mPa·s;ρod為地面脫氣油密度,g/cm3;T為地層溫度,℃;Boi為地層原油體積系數(shù);A,B,C,D分別為原油蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、硫含量,%。

通過公式計算得到的黏度值與實測黏度值對應(yīng)關(guān)系見圖4,可以看出二者偏差不大,該公式可以用于潿西南凹陷L1段地下原油黏度的預(yù)測。

圖4 潿西南凹陷L1段地層黏度實測值與計算值關(guān)系Fig.4 Relationship between computed and measured viscosity values of L1 Member in Weixi’nan depression

3 產(chǎn)能特征及影響因素分析

3.1 產(chǎn)能特征

受沉積及成巖等因素的影響,L1段儲層物性變化大,如滲透率從4.8×10-3μm2到1 783.4×10-3μm2均有分布;儲層埋深跨度大,從1 679 m到3 150 m之間均有分布,因此L1段產(chǎn)能分布比較廣,既有高產(chǎn)區(qū),也有低產(chǎn)區(qū),比采油指數(shù)（J0）在0.05～1.0 m3/（MPa·d·m）之間占 45.4%,在 1.0～2.0 m3/（MPa·d·m）之間占 27.3%,>2.0 m3/（MPa·d·m）占27.3%。具有中低產(chǎn)能的儲層占據(jù)了絕大多數(shù),因此認(rèn)清中低產(chǎn)儲層產(chǎn)能特征是L1段目前及未來產(chǎn)能評價核心內(nèi)容之一。

對于油井產(chǎn)能的研究,大量集中于考慮不同因素的基于傳統(tǒng)滲流力學(xué)、達(dá)西（非達(dá)西）理論、變形介質(zhì)滲流理論等的理論模型的推導(dǎo)以及經(jīng)驗公式的建立[4-6]。但是由于海上油田資料較少以及各種認(rèn)識不清的相關(guān)性,使得在實際應(yīng)用中不僅模型的某些參數(shù)確定困難,同時計算結(jié)果與實際相差較大。在這里統(tǒng)計分析了L1段產(chǎn)能的主要影響因素,為進(jìn)一步建立產(chǎn)能預(yù)測方法提供了必要依據(jù)。

3.2 影響因素分析

3.2.1 沉積環(huán)境

曾有人統(tǒng)計研究驗證[7],沉積微相對單井產(chǎn)能具有一定的控制作用。一般而言,儲層沉積相帶控制著儲層的巖性,并與成巖作用共同控制著儲層的物性及非均質(zhì)性,而儲層巖性、物性及非均質(zhì)性又控制著儲層產(chǎn)能狀況。L1段為湖盆萎縮時期的沉積,沉積中心位于潿西南凹陷北部,本區(qū)主要發(fā)育濱淺湖相沉積,局部發(fā)育三角洲和濁積扇。圖5列出了L1段幾種典型沉積微相下儲層的產(chǎn)能分布。從圖中可以看出,L1段高產(chǎn)儲層主要分布在水下分流河道沉積環(huán)境中,其余沉積微相多為中低產(chǎn)能儲層。

圖5 潿西南凹陷L1段產(chǎn)能與沉積微相關(guān)系Fig.5 Relationship between productivity and sedimentary microfacies of L1 Member in Weixi’nan depression

沉積微相對產(chǎn)能的影響,主要是通過其對物性的影響而起作用。L1段水下分流河道儲層物性較好,河口砂壩、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩微相次之,蝕積、湖泥微相儲層物性最差。其中水下分流河道粗砂巖、中粗砂巖儲層物性最好,孔隙度多大于20%,滲透率多大于100×10-3μm2。對于蝕積、湖泥微相,多以極細(xì)砂巖、細(xì)砂巖為主,孔隙度低于20%,滲透率多低于50×10-3μm2。當(dāng)然沉積微相僅是影響產(chǎn)能的一個因素,在同一沉積微相下,巖性及成巖作用的不同也是引起儲層產(chǎn)能上差別的一個因素,圖5表明同為水下分流河道微相,不同油藏產(chǎn)能還是具有一定的差異性。

3.2.2 孔隙度與滲透率

孔隙度反映巖石的地下孔隙體積,通?？紫抖却蟮挠蛯涌紫栋l(fā)育,巖石比面相對減少,相應(yīng)地減少了巖石表面對原油的吸附力,所以孔隙度越大產(chǎn)能越高;滲透率為某一流體通過多孔介質(zhì)的一種能力,這種能力越大,則在消耗單位能量的情況下通過的流體也越多,因此在其他參數(shù)大致相同的條件下,油藏儲層滲透率越大,產(chǎn)能越高。對L1段測井解釋獲得的滲透率分布與產(chǎn)能數(shù)據(jù)加以統(tǒng)計分析,建立產(chǎn)能與滲透率的對應(yīng)關(guān)系式,可以看出滲透率和產(chǎn)能之間并不存在單一的直線關(guān)系而呈現(xiàn)乘冪關(guān)系式的特征（圖6）。同時考慮孔隙度與滲透率的雙重作用,建立產(chǎn)能、孔隙度、滲透率三者之間關(guān)系的半對數(shù)圖版如圖7,回歸關(guān)系良好,絕大多數(shù)點落于交點線上且成遞增趨勢,可以作為利用靜態(tài)資料評價和預(yù)測油氣儲層產(chǎn)能的量化圖版。

圖6 潿西南凹陷L1段產(chǎn)能與滲透率關(guān)系Fig.6 Relationship between permeability and productivity of L1 Member in Weixi’nan depression

圖7 潿西南凹陷L1段產(chǎn)能與孔隙度、滲透率關(guān)系Fig.7 Relationship between porosity,permeability and productivity of L1 Member in Weixi’nan depression

3.2.3 流度

有學(xué)者對我國一部分低滲透油田流度與油井產(chǎn)量的關(guān)系進(jìn)行研究發(fā)現(xiàn)[8],隨著油藏流度的增加,油井的產(chǎn)能也有逐漸增加的趨勢,并提出根據(jù)流度將低滲透油藏劃分為3類:一類油藏流度大于30×10-3μm2/mPa·s,二類油藏流度為 1×10-3μm2/mPa·s～30 ×10-3μm2/mPa·s,三類油藏流度小于1×10-3μm2/mPa·s。流度充分考慮了流體性質(zhì)的影響因素,按照流度分類,可使?jié)B透率大于50×10-3μm2的油藏進(jìn)入低流度油藏的行列,可以更準(zhǔn)確地描述L1段個別中滲中黏度油藏的產(chǎn)能特征。結(jié)合區(qū)域資料從兩方面分析了流度與產(chǎn)能的關(guān)系,一是以地下黏度為出發(fā)點,二是從地面黏度角度進(jìn)行分析。圖8給出了比采油指數(shù)與 K測井/μ50℃、比采油指數(shù)與 K測井/μ地下的對應(yīng)關(guān)系圖,均表現(xiàn)為乘冪關(guān)系式的特征,即隨流度的增大,比采油指數(shù)呈增大的趨勢且比采油指數(shù)與 K測井/μ地下的相關(guān)性反而較差,這主要是由于測試時產(chǎn)能受到了井筒溫度的影響,由地面產(chǎn)量求出的比采油指數(shù)并不能完全代表地下產(chǎn)能。

圖8 潿西南凹陷L1段產(chǎn)能與流度關(guān)系Fig.8 Relationship between fluidity and productivity of L1 Member in Weixi’nan depression

3.2.4 井筒溫度

井筒溫度一般不會影響原油地下的產(chǎn)能,但是其對地面原油產(chǎn)量卻有很大的影響,這一特征對于L1段高凝油油藏而言非常典型。L1段在測試時出現(xiàn)了井筒溫度低于原油凝固點的情況。當(dāng)井筒溫度低于析蠟溫度時,由于原油中蠟晶的析出,流體呈黏塑性,黏度將隨剪切速率的增大而降低,表現(xiàn)為具有黏塑性的流體,原油開始流動具有啟動壓力梯度,當(dāng)驅(qū)動壓力梯度低于啟動壓力梯度時則原油難以流動。析蠟對產(chǎn)能具有強(qiáng)烈的副作用,如W6-9-1井 ESP2測試過程中的欠載停泵狀況（圖9）:測試過程中起測試管柱,發(fā)現(xiàn)兩根單根被凝固原油堵死;后啟動泵開井,井口及地面管線又被堵塞;求產(chǎn)過程中,產(chǎn)量突然從90 m3/d下降到31.2 m3/d,電泵工作正常,說明地層供油能力沒有問題,而井口壓力明顯下降,主要是管柱上部結(jié)蠟引起產(chǎn)量下降。

圖9 W6-9-1井ESP2井口壓力隨時間變化曲線Fig.9 Time dependent SWHP of ESP2 test for W6-9-1 well

圖10給出了潿西南凹陷L1段產(chǎn)油量以及氣油比隨井口溫度的變化規(guī)律。統(tǒng)計結(jié)果發(fā)現(xiàn)當(dāng)測試井井口溫度低于凝固點或傾點時,產(chǎn)量測試出現(xiàn)異常特征。分析其主要原因:（1）產(chǎn)能高油藏,采用小油嘴生產(chǎn),產(chǎn)量較小,井口溫度低,管柱上部結(jié)蠟,產(chǎn)量不真實;（2）產(chǎn)能低油藏,即使采用大壓差生產(chǎn),產(chǎn)量也偏低,若產(chǎn)量低于50 m3/d,井口溫度低,管柱下部都結(jié)蠟,產(chǎn)量不真實;（3）當(dāng)井口溫度低于35℃,測試氣油比幾乎為0,僅產(chǎn)少量、微量氣,也證明產(chǎn)量不真實。因此本區(qū)域油藏測試有必要采取保溫措施,適當(dāng)?shù)牧髁颗c井筒溫度才是獲取真實可靠產(chǎn)能資料的保證。

圖10 潿西南凹陷L1段井口溫度對產(chǎn)能的影響Fig.10 The effects of WHT on productivity of L1 Member in Weixi’nan depression

4 結(jié)論

（1）潿西南凹陷L1段油藏具有多套油水壓力系統(tǒng),統(tǒng)計符合區(qū)域規(guī)律認(rèn)識,呈現(xiàn)出多套溫壓系統(tǒng),其異常高溫的形成主要與潿西南凹陷低凸起相關(guān)。

（2）L1段儲層地下原油黏度與地面原油物性具有較好的相關(guān)性,建立相應(yīng)經(jīng)驗公式計算結(jié)果與實測值誤差相差不大,可以用于地下原油黏度預(yù)測。

（3）L1段產(chǎn)能主要受沉積微相、孔隙度、流度以及井筒溫度等相關(guān)因素控制,不同因素與產(chǎn)能之間的相應(yīng)關(guān)系較好,可以用于指導(dǎo)今后L1段未測試探井的產(chǎn)能預(yù)測工作,彌補(bǔ)基礎(chǔ)資料的不足。

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Reservoir characteristics and statistical analysis of L1 segment in Weixi’nan Depression

Zhao Nan,Jiang Liping,Li Mao,Zhang Hui,Li Hua

（Zhanjiang Research Institute of CNOOC Ltd.,Zhanjiang524057）

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.070

1008-2336（2010）04-0070-06

2010-05-18;改回日期:2010-06-12

趙楠,女,1983年生,助理工程師,2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè),現(xiàn)從事油氣田開發(fā)研究工作。E-mail:zhaonan@cnooc.com.cn。