哈得逊油田东河砂岩油藏水平井产能评价与临界产量研究(编辑修改稿)

哈得逊油田东河砂岩油藏水平井产能评价与临界产量研究(编辑修改稿)内容摘要：

丰度较低，设计为一套开发层系开发。 以水平井为主开发，采用不规则井网，井距 750～ 1000m，行列交错式布井，部署开发井 73 口。 先期利用天然水驱开采，根据油藏分区特点，逐步转入注水开发。 采用点状 +环状注水井网，转注油井 11 口，其中水平井 7 口、直井 4 口。 初步设计 HD11 井区 2020 年、 HD12 井区 2020年、 HD430 井区 2020 年转注。 地质 特征 构造特征 东河砂岩油藏 石炭系 是主力开发单元，油藏类型为地层－构造 —流体三重因素控制的复合型油藏，具有向西北倾斜的统一油水界面。 东河砂岩总体上具有南厚北薄的分布趋势，西南部沉积最厚，厚度可达 30m，向北东方向减薄，直至尖灭，在油藏构造的最高部位（ HD1 井区）存在一个小剥蚀区。 东河砂岩油藏为受地层、构造、流体三因素控制的复合型圈闭，在低幅度背斜构造背景上含油范围受东河砂岩尖灭线和倾斜油水界面控制。 构造高部位为纯油区，低部位为油水过渡区。 岩 石学特征 东河砂岩储层以细粒石英砂岩为主，其次为灰质细粒石英砂岩，少量中粒石英砂岩西南石油大学硕士研究生学位论文 5 和中、细粒石英砂岩。 石英含量 76～ 89%，长石含量 1～ 3%，主要为钾长石，偶见斜长石，其含量大多小于 1%。 岩屑含量一般 11～ 19%，主要成份为变质岩、沉积岩，岩浆岩含量大多小于 1%，最高不超过 2%。 杂基含量低，一般 25%，成份以泥质为主 （图22）。 填隙物含量相对较低，平均 %，颗粒含量达 85 ～ 95%。 颗粒分选中～好，细砂岩组份为 75～ 96%，中砂岩组份为 60～ 70%，颗粒磨圆多为次圆～次棱状。 石英长石岩屑907590753 1 1 / 3ⅡⅠⅢⅣ Ⅴ Ⅵ Ⅶ老井新增井Ⅰ－石英砂岩；Ⅱ－长石石英砂岩；Ⅲ－岩屑石英砂岩； Ⅳ－长石砂岩；Ⅴ－岩屑石英砂岩；Ⅵ－长石岩屑砂岩；Ⅶ－岩屑砂岩 图 22 哈得逊油 田东河砂岩砂岩类型三角图 沉积 微 相 通过岩心和露头区的观察描述和分析，结合区域地质资料及前人沉积相研究成果，认为区内东河砂岩为无障壁浪控砂质滨岸沉积。 综合国内外滨岸相研究及现代沉积考察成果和东河砂岩沉积特征分析，确定东河砂岩沉积相模式为无障避滨岸沉积。 东河砂岩为无障壁浪控砂质滨岸沉积。 综合国内外滨岸相研究及现代沉积考察成果和东河砂岩沉积特征分析，确定东河砂岩沉积相模式（图 23）。 该模式将研究区石炭系东河砂岩滨岸相划分为四个亚相，十二个微相。 由岸向海依次为海岸沙丘亚相、后滨亚 相、前滨亚相和临滨亚相。 海岸沙丘亚相划分为三个微相，分别为海岸沙丘砂岗、海岸沙丘槽和海岸沙丘海滩脊；后滨亚相划分为三个微相，分别为后滨滩、后滨浅沟槽和后滨坝；前滨亚相划分为 3 个微相，分别为前滨滩、前滨凹槽和前滨坝；临滨亚相划分为临滨滩、临滨凹槽和临滨坝。 后滨滩 后滨 浅沟槽 后滨坝 前滨滩 前滨 凹槽 前滨坝 临滨坝 临滨 凹槽 临滨滩 海岸沙丘砂滩 海岸沙丘海滩脊 海岸 沙丘槽 过渡带 临 滨 前 滨 后 滨 海岸沙丘 滨外 陆棚泥 图 23 无障壁滨岸沉积微相划分模式图 储层分布特征 哈得 逊油田东 河砂岩 油藏水平井产能评价与临界产量研究 东河砂岩储层在哈得逊地区底部超覆于下伏志留系地层上，顶部被部分削蚀。 油田范围内东河砂岩呈南厚北薄的分布趋势，西南部东河砂岩沉积最厚，厚度可达 30m以上，向北东方向减薄，直至尖灭。 储层划 分为 2 个准层序、 12 个岩层组、 50 个岩层。 在准层序 I 内识别出 26 个岩层，分属 6 套岩层组合，对应 12～ 7 号小层；在准层序 II 中识别出 24 个岩层，分别属于 6 套岩层组合，对应 6～ 1 号小层。 其中 6～ 1 号小层为主力含油层段。 储层物性特征 储层微观特征 东河砂岩孔隙类型可分为五种：粒间孔、粒间溶孔、颗粒溶孔、填隙物溶蚀形成的微孔、受构造或成岩等因素形成的微裂缝。 其中以原生粒间孔为主，占孔隙总量的 5580%, 平均 70%。 哈得逊油田东河砂岩储层颗粒以点和点 线接触为主，胶结类型为接触 式、孔隙式胶结，喉道类型主要为点状喉道和缩颈喉道，片状及弯片状喉道较少。 东河砂岩段压汞曲线储层分类结果表明， Ⅰ 类储层占分析样品的 ％， Ⅱ 类储层占 ％，二者占总样品的 ％， Ⅲ 、 Ⅳ 类储层仅占 ％。 从储层孔隙类型、孔喉特征及压汞曲线特征分析，东河砂岩储层属于中 —好储层。 储层物性分布特征 东河砂岩孔隙度分布区间主要为 ～ 20%，平均 %，渗透率分布区间为 50～1000103181。 m 2，最高达 2410103181。 m 2,平均 222103181。 m 2，以中 孔、中高渗为主。 物性总体上具有由南向北逐渐变差的趋势，与砂体的分布特征相似。 储层非均质性 东河砂岩储层变异系数 ～ ，表明储层存在一定的非均质性（表 21）。 东河砂岩储层单井平均渗透率最高为 103μm2，最小 103μm2，相差 26 倍，表明东河砂岩储层平面上各向异性较强。 东河砂岩储层准层序 I、 Ⅱ 之间存在明显的差异，准层序 I 的物性明显比准层序 Ⅱ的物性差。 11 个小层之间的差异明显。 表 21 哈得逊油田东河砂岩油藏储层非均质参数统计表 非均井号 质参数 哈得 11 哈得 111 哈得 444 哈得 112 哈得 403 哈得 402 哈得 401 哈得 4 极差 突进系数 变异系数 非均井号 质参数 哈得 113 哈得 42 哈得 420 哈得 421 哈得 422 哈得 424 哈得 425 哈得 110 哈得 12 极差 112 187 101 突进系数 变异系数 备注 哈得 12 井区新增取芯井 6 口：哈得 11哈得 1哈得 42哈得 42哈得 42哈得 425 西南石油大学硕士研究生学位论文 7 油藏 类型 该油藏 原油为正常黑油。 地面原油 性质：密度 ～ ，粘度 ～s，凝固点 30～ 6℃ ，含硫 ～ %，含蜡 ～ %，胶质沥青含量～ %。 具有中等密度、中等粘度、低含硫、中等含蜡、中等胶质沥青含量的特点。 天然气为典型湿气，相对密度 ～ ；甲烷含量 ～ %，氮气含量较高，一般 ～ %。 地层水总矿化度 104mg/L， 密度 ， CL： 104mg/L，水型为 CaCl2型。 哈得逊油田平均地温梯度 ℃ /100m，地温梯度偏低。 油藏原始压力系数为 ，属于正常压力系统。 哈得逊油田东河砂岩油藏含油范围受东河砂岩尖灭线控制，构造高部位的井东河砂岩为纯油层，而构造低部位的井则既有油层又有水层，油藏具有由东南向西北方向倾斜的油水界面。 该油藏类型为受地层、构造及倾斜油水界面三重因素控制的常规黑油油藏。 开发特征 （ 1）平面上油井产能差异较大 东河砂岩油藏单井采油指数变化范围比较大： ～ 120t/dMPa，不同井及相同井不同时期采油指数变化较大。 采油指数变化 较大的主要原因有以下 3 个方面：第一，储层物性、油层厚度变化大，这是造成油井产能差异较大的主要原因；第二，水平段在油层部位的长度以及水平井轨迹的位置差异；第三，钻井过程中的污染。 （ 2）单井递减差异大： 自喷井、两相区含水上升井 递减较大。 依据油水关系，哈得逊油田东河砂岩油藏可划分为 2 个大区：两相区、纯油区；结合原油性质、地质条件又可细分为 6 个不同的小区： HD12 纯油区、 HD12 两相区、HD430 纯油区、 HD430 两相区、 HD4 两相区、 HD11 井区。 油藏单井递减差异大：月递减率最大的井均是两相区边部含水 上升油井，尤其 HD430 井区，其次为自喷生产井，不含水或含水稳定的机采井递减最小。 原因是两相区油井含水后在受压力下降影响的同时，采油、采液指数因含水上升而下降导致月递减明显增大；自喷生产井则是压力下降造成生产压差急剧下降导致月递减率增大；不含水或含水稳定的机采井由于泵挂深度大2500m、受压力下降影响小，因而递减最小。 从井区来看，扣除新井、措施因素， HD11 井区递减最大 %、次之为 HD430井区 %、接下来是 HD12 井区 %， HD4 井区最小 %。 原因是 HD11 井区油水粘度比大 、含水上升快，天然能量不足、压力下降快； HD4 井区油水粘度比较小、天然能量较充足，目前压力、含水趋于稳定。 （ 3）油藏含水上升率低，局部含水上升快，油井含水规律分区性明显。 油藏局部含水上升快，分别是 HD430 井区西端和 HD12 井区南端，原因是 HD430哈得 逊油田东 河砂岩 油藏水平井产能评价与临界产量研究 井区油水粘度比较高， HD12 井区南部油层较薄。 由于油藏成藏的原因，在东河砂岩尖灭线附近存在封闭水体，而油藏大部分区域内均存在油层可动水，加上油藏具有边水、底水，所以油井含水原因呈多样性。 加上各井区原油性质的差别、地质条件不同，所以油井含水规律分区性 非常明显（图 24）：单井见水后，含水上升由快到慢依次是， HD11 井区、 HD430 井区两相区、 HD4 井区两相区、 HD12 井区两相区、纯油区。 010203040506030 40 50 60 70 80 90 100时间（m ）含水（%）H D 1 2 井区典型井H D 4 1 2 HH D 4 井区典型井H D 4 2 9 HH D 4 3 0 井区典型井H D 4 6 1 H纯油区典型井H D 4 2 5 H 图 24 哈得逊油田东河砂岩油藏不同井区典型油井含水变化曲线 西南石油大学硕士研究生学位论文 9 第 3 章 哈得逊东河砂岩油藏产能评价 油藏或油井产能评价常常采用 系统试井、油藏工程计算方法以及数值模拟方法等，在矿场现场多使用数值模拟技术和系统试井方法进行产能评价。 本文采用部分系统试井资料，应用统计经验公式对东河砂岩油藏的产能进行评价 研究。 统计经验公式研究 水平井采油指数与有效渗透率的关系 有效渗透率是影响油井产能的主要因素，与产能成正比。 通常得到的渗透率，大都是实验室条件下的气测渗透率；而油层条件下的有效渗透率，要受油气水饱和度的影响，还有孔隙的 连通性、岩石表面的润湿性、储层的非均质程度、有效上覆压力等因素 影响。 根据油水相对渗透率实验， HD HD402 等五 口井 23 块岩样的相渗资料，对油的有效渗透率与空气渗透率建立相关关系，其相关曲线见图 33，相关方程为： 0 .6 1 1 9 1 5 .4 2 5eakK （ 31） 其中： eK ——实验室条件下油的有效渗透率， 103μm2； aK ——实验室条件下空气渗透率， 103μm2。 由于油层非均质性等因素的影响，以及可动水饱和度的存在，相当于增加了水相的饱和度，可动水的流动会降低油相有效渗透率。 所以实际油藏的油相有效渗透率比公式（ 31）计算的还 小一些。 东河砂岩油藏的水平井采油指数与油层有效渗透率的相关方程为：  eo KJ （ 32） 有效渗透率与空气渗透率关系曲线Ke = R2 = 01002003004005006000 200 400 600 800 1000空气渗透率（mD）有效渗透率（mD） 图 31 有效渗透率与空气渗透率关系曲线 采油指数与油层物性的关系 根据 6 口 水平 井 平均 储层 物性 与实测采油指数 资料， 采油指数与渗透率和孔隙度存在如下关系。 哈得 逊油田东 河砂岩 油藏水平井产能评价与临界产量研究 )/(  kJ o （ 33） 采油指数 与渗透率、有效厚度及有效长度的关系 一般说来 油层厚度与产能成正比，是影响油井产能的主要因素之一。 油层厚度越大，油井的供液范围就越大，相反则供液范围越小。 水平井段的有效长度是影响水平井产能的另一个重要的几何因素，它与油层厚度对直井产能的影响机理相似，都是 从供油体积上来影响油井产能，由于受地层流体粘度的影响，根据有关研究结果表明，水平井的日产量随水平井段的长度增加而增加，但是当增大到一定长度以后，随着水平井段长度的增加产油量增加的速度逐渐减小直至不再增加。 对于不同的井眼尺寸，水平井段的极限长度不同， 4 1/2”的井眼大约是 250m， 7”井眼大约是 400m， 9 1/2”井眼大约是 800m。 东河砂岩油藏水平井段大多是 5 1/2”井眼，按内差计算大约在 300～ 350m之间。 东河砂岩油藏油层厚度 3～ 13m，纵向上非均质性严重，物性夹层多，所以油层有效厚度较小。 对于 具有统一原油粘度、有效水平段 150～ 330m且较完善的井（有效水平段短的井 HD4H，污染较大的井 HD44H、 HD49H 除外），东河。