精细油藏描述在四1区克下组油藏二次开发中的应用

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摘 要：通过利用克拉玛依油田二次开发新三维地震资料，结合钻井、测井资料，进行构造及断裂的精细刻画，确定断层位置，以及针对老资料求取储层参数难度大的问题，利用测井信息拟合真电阻率，研究出测井二次解释新方法。实现油藏精细描述成果转化，在此基础之上，采用动态法、油藏数值模拟法定量研究剩余油潜力。明确平面和纵向上剩余油分布规律，从而指明了二次开发潜力方向，基于此，重新部署二次开发井网进行最大程度挖潜剩余油。根据投产井的生产效果分析，完钻实施新井23口，新建产能1.275×104 t，已投产新井平均日产油4.1t，钻井空井率为零，取得了很好的开发效果。

关键词：油藏描述；测井二次解释；二次开发；剩余油

中图分类号：TE321 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）02-0031-05

1 油藏地质概况

克拉玛依油田四1区克下组油藏投入开发至今，已长达50多年，在国内也属于开发时间最长的老油田之一，该油藏为检40断裂与近南北向的检39断裂、近东西向的南黑油山断裂，及克乌断裂夹持形成北西向南东倾的单斜，沉积模式为三角洲平原～三角洲前缘的过渡相演化过程。四1区克下组沉积物源来自研究区西部及西北部，主要发育河道、席状砂等沉积微相，其中以水下分流河道沉积微相为主要格架砂体，主要表现为向湖盆激烈推进的辫状河三角洲沉积体系。平面上油砂体自北东向西南逐渐变薄；纵向上各油砂体均有不同程度的发育，砂层厚度平均29.5 m，油层厚度平均7.8 m。储层岩性为砾岩、砂砾岩、砂岩，砾石几乎全为变质岩，棱角发育，分选差，粒径一般在0.4～4 mm之间，泥质胶结，含泥量10.3%。砾岩纵向上粒度和胶结程度变化较大，层理不发育。储层岩石成分以石英为主，约占60%～80%，其次为变质岩和云母，泥质含量高，约占10%～20%，胶结疏松-中等，主要矿物成分为石英、长石，颗粒直径为0.4～4.0cm，分选中等，胶结物主要以泥质为主，钙质次之，胶结类型以接触式为主，沉积物分选性好，磨圆程度较高，克下组储层孔隙度为18.6%，渗透率为129.4 mD，属中孔中渗储层，油藏无边底水，属于构造岩性油藏。

2 区块开发过程中存在的问题

2.1 井况差，井点损失严重

四1区克下组油藏于1957年采用小井眼开发（套管直径小于139.6 mm），随着开采年限的增加，油水井井况问题尤为突出，150口开发井中报废井145口，占总井数的96.7%，注水井已全部报废，无注水控制，油藏已无法正常生产。

2.2 平剖面储层非均质性较强，水驱控制程度低

本区油层纵向上砂体呈薄散状，平面上厚度、物性变化大等特点，造成储层非均质性较强。由于注水井点损失殆尽，造成大部分储层有采无注，水驱控制程度接近于0。

2.3 油层动用不均，油藏采收率低

该区克下组油藏水驱动用程度差异大，动用程度最高达78.2%，最低的仅16.5%。油藏目前采出程度仅有15.94%，与同类油藏对比，剩余油潜力较大。

3 精细油藏描述成果转化及应用

3.1 井震结合，利用二次开发新三维资料实现断裂精细

刻画

二次开发新井实施过程中，利用油藏描述成果，在二次开发精细三维地震资料解释基础上，解释出了对油藏有控制作用的断层6条（图1）。大多数断裂为挤压应力作用下形成的逆断层，具有同生性质，断面上陡下缓，剖面上多呈铲形。南黑油山断层主体没有变化，断层的破碎带较宽（平均约120 m）。检40断裂分布在储量丰度高的区域，为了提高钻井位置的精度，进一步把断层的上下盘划分出来，断层的破碎带平均宽90 m。克乌断裂比较特殊，对东部的生产效果影响显著，详细划分了次级断裂：克乌断裂和检40东断裂，检40东断裂是克乌断裂的次生断裂，它们构成“Y”型断裂组合，整体构造形态为近东西向的南黑油山断裂、近南北向的克乌断裂、检40东断裂夹持形成北西向南东倾的单斜，其中东北部检40断裂与南黑油山相交，发育封闭小断块，区块中部发育近南北向的小断裂检39断裂，局部发育小断裂，与储量报告中构造进行相比，本次解释构造更精细（图2）。

3.2 测井信息拟合真电阻率，探索老资料测井解释新方

法

四1区测井系列以老标准测井、微电极测井及横向测井为主，占总井数的98%，求取储层参数及四性关系难度大。因此，本文分别采用了利用R02曲线校正为电阻率曲线及密闭取心井资料SP曲线求取真电阻率两种方法进行研究。

3.2.1 利用R02曲线校正为电阻率曲线

考虑到研究区多数开发井都测有R02曲线， 只有少数探井测的是R025曲线，故将R025的值校正到R02上。选取稳定地层的R025和R02测井值作为一组数据建立关系，考虑到井间还可能存在系统误差，因此采用R025、R02与各相应井泥岩电阻率Rsh的比值来建立关系，通过数据处理得到如下校正关系（图3）：

R02/Rsh= 1.2025×R025/Rsh+0.9651 N=19 R=0.8613

图4是R02与R025关系式检验图， R02/Rsh数据点基本对称分布在45°对角线两边，说明R02与R025的关系式是可靠的，可以将R025电位电阻率曲线校正为R02电位电阻率曲线。

通过比值R02/Rm（泥浆电阻率，Ω·m）消除泥浆因素的影响，并利用该比值建立RT的关系式。根据层厚H的不同分别建立地层真电阻率Rt（Ω·m）的关系式（表1）。

图5应用综合测井检验真电阻率公式，从检验图版可以看出，电阻率值基本对称分布在45°对角线两边，说明分厚度计算的电阻率公式能真实反映本区的真电阻率。

3.2.2 利用密闭取心井资料SP曲线求取真电阻率

选择典型井典型层段（4003、4006、TD41008）SP、RT、R02曲线进行测井信息采集（见表2），进行新老井测井曲线对比，拟合真电阻率，以此探索老井测井二次解释。

SPR=（SPmax-SP）/（SPmax-Spmin）

Sp1=Sp-Spn（Spn为泥岩线）

Spr=（Max（Sp1）-Sp1）/（Max（Sp1）-Min（Sp1））

Sp2=-30*Spr（Sp2为校正后的自然电位曲线）

Rt2=R02×0.75（Rt2为校正后的电阻率曲线）

根据统计关系图可见校正后自然电位相关性较好。

根据该区完钻密闭取心T41016分析化验资料，及拟合的测井曲线值，建立二次测井解释模型如下：

①岩性识别模型。

泥岩：RT

砾岩、含砾砂岩：RT>25 Ω·m。

②孔隙度解释模型。

Por= 142.41-52.048×Den N=56 R = 0.89

③渗透率解释模型。

通过TD41016的孔渗化验结果，建立孔渗关系：

K=10（0.1895×φ-2.3804） R=0.72 N=31

3.4 精细剩余油研究结果

针对油田开发时间长造成地下油水格局分布复杂，本文采用动态法、油藏数值模拟法分别从平剖面上定量研究剩余油分布结果如下。

3.4.1 平面剩余油分布

动态法研究结果表明：从开发历史上看，各小层的大部分区域都有较为完善的注采井网，剩余油主要分布在注入水未波及的边部区域，或注采井组尚未控制的区域。单井剩余地质储量主要沿检40东断裂区域、J39井区和4021井组分布。其中剩余地质储量大于6×104 t的含油面积有2.8 km2，占总含油面积的30.3%，剩余地质储量为4×104 t～6×104 t的含油面积有2.85 km2，占总含油面积的30.82%（图6）。

数值模拟研究结果表明：其一，由于物性变化的影响，在层内非均质性强的区域，会由于注入水首先沿连通性好、渗透率高的区域快速突进，造成高渗透带采出程度高，水淹严重；而在相对低渗透区存在较多的剩余油。同样由于层间非均质性的影响，物性较好的层，其采出程度相对较高。其二，由于该油藏目前已形不成注采井网，在其注水强度小，累计注水量小的区域，有部分剩余油分布。其三，各小层在有效厚度由厚变薄-尖灭的过度区域，有较多剩余油分布。整个克下组油藏剩余油主要沿检40东断裂附近区域及4021井～4022井～4025井呈带状分布，剩余地质储量丰度主要分布范围为30×104 t/km2～150×104 t/km2，剩余地质储量丰度大于60×104 t/km2的含油面积为1.94 km2，占总含油面积的20.93%（图7）。

3.4.2 纵向剩余油分布

动态法研究结果表明：克下组控制地质储量为569.4×104 t，剩余控制地质储量为484.55×104 t，剩余可采储量为83.9×104 t。

50.5%、49.5%，其它各小层剩余地质储量分布范围为8.18×104 t～26.33×104 t。其中含油饱和度大于45%的地质储量分别为100.9×104 t、39.1×104 t、26.5×104 t，各自占本小层地质储量的53.21%、53.02%、44.03%。

综合两种方法计算结果，四1区克下组剩余地质储量为554.6×104 t，剩余地质储量为470.0×104 t，剩余可采储量为87.5×104 t。

4 二次开发方案设计及效果分析

4.1 二次开发方案设计

4.1.1 合理划分开发层系，优化井网井距

该区油层分布薄而散，计算储量丰度为58.2×

104 t/km2，小于100×104 t/km2不具备细分层系的储量基础，同油藏原油性质和压力系统比较接近，适合采用一套井网开发。

4.1.2 优选井网形式

合理油水井数比与流度比的关系式计算合理油水井数为1：2，同时根据该区克下组油藏吸水指数与采油指数比值为3.4～5，采用反九点或反七点法注水较为有利。

4.1.3 优化井距

根据井网优化结果，分别设计150 m、200 m、250 m、300 m井距，采用油藏数值模拟分别进行10 a、15 a开发指标预测。预测结果表明：随着井距的增大，采出程降低，150 m、200 m井距相对应的采出程度相对较高，但含水上升高，相比之下，250 m井距采出程度与之相近，含水上升慢，综合考虑优选250 m井距（表4）。

4.1.4 二次开发方案设计

为了实行全面注水开发，提高水驱动用程度、最大程度扩大油藏产能规模的目的，对该区采用全面重构井网来挖潜剩余油潜力。在本区共部署开发井158口（采油井112口，注水井46口），新建产能8.41万t，水驱控制程度由0上升到88%，完善注采井网，有效提高了水驱动用程度，使该报废油藏重新恢复了生机（见图8）。

4.2 实施效果分析

①克下组新井投产超过方案设计产能，开发效果好。本区克下组油藏2011年共实施新井23口，其中采油井17口，注水井6口，新建产能1.275×104 t，钻井空井率为零。截止到12月13日，初期平均单井日产液7.1 t，日产油5.0 t，目前平均单井日产液7.3t，日产油4.4 t，累计产油3 686.8 d，平均单井产油4.1 t/d，超过设计产能2.5 t/d，生产效果好。

②辅助压裂改造改善开发效果。新井投产初期生产效果好，平均日产油5.1 t，但生产一段时间后，单井均出现不同程度的递减甚至不出，辅以压裂措施后，平均单井日产油量由措施前的0.5 t上升到7.0 t，单井日产油量明显提高。

5 结 论

①本文主要采用动静结合的研究方法，得出剩余油平剖面分布：平面上剩余油主要沿南黑油山断裂一带分布，纵向上主力油层仍是目前挖潜的主要层位。

②由于是油藏开发中后期，基于精细油藏描述成果转化应用的基础上，研究合理的开采技术界限，应该以满足最大程度挖潜油藏剩余潜力为目的设计二次开发方案。

③老区油藏因经长时间的开发，地下油水格局复杂，在通过定量研究剩余油的分布规律上部署注采井网，平均单井日产油量超过设计产能1.6t，取得较好的开发效果。

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