曹台变质岩高凝油潜山开发方式研究

【摘要】目前随着老油田的深入开发，大部分区块已进入开发后期，产量形势比较严峻，以往比较难动用的区块越来越受到人们的关注。针对曹台潜山油藏的特殊性，油藏埋深浅，油品属于高凝油，储量难以动用，一直未找到合适的开发方式，通过对曹台潜山地质资料的分析，搞清油藏地质特征，并开展油藏工程理论研究和室内试验研究，总结曹台潜山浅层高凝油的渗流机理与特征，并结合数值模拟结果提出曹台浅层高凝油油藏分层开发的模式，使得曹台潜山难采储量早日得到经济有效的开发。

【关键词】曹台潜山 变质岩 高凝油 渗流机理 分层开发

曹台潜山是一个比较特殊的油藏，自发现以来一直处于未动用，主要原因有：一是油品的特殊性，原油含蜡高，凝固点51℃、析蜡温度61℃，属于典型的高凝油；二是储层的特殊性，区块属于双重介质的变质岩潜山油藏，储层比较厚，含油幅度达到2000m，目前主要生产井段是-1300～-1740m，但裂缝不发育，平均孔隙度仅为0.51%；三是油藏埋深浅，该块最高潜山面为-450m，地层温度比较低，更是降低了流体的渗流能力。虽然认识到该油藏的储层、原油及油藏特性，近年来多次采取了不同的试采及开发措施，但仍未取得突破，为了全面动用该油藏，需要进行整体油藏研究，提出适用于曹台区块浅层高凝油的开发方式。

1 研究背景1.1 构造特征

曹台潜山位于大民屯凹陷的东北部，西与边台潜山相邻（如图1），是基岩背景上形成的断块山，圈闭面积9.5km2。区块是后期受北西西-南东东向应力作用而使太古界基底向西逆冲形成的地垒潜山，潜山顶部最小埋深450米，潜山平面上呈北北东向展布，南北长约10Km，东西约1Km，基本上呈平行曹西逆断层走向的由西南向东北逐渐变窄的狭长条状。

1.2 储层特征

潜山主要岩性为混合花岗碎裂岩、片麻岩等。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜及铸体薄片图像等资料的分析，潜山储集岩以裂缝孔隙为主，次为溶解孔，以及少量粒间孔、晶间孔、微晶基质晶间孔，裂缝以中高角度裂缝为主，优势方向为北西-南东和北东-南西两组，与断裂发育方向基本一致。

1.3 裂缝发育情况

在前人研究的基础上，根据构造曲率、扩张趋势和应变量计算、裂缝倾角、储层物性参数以及实际生产情况分析，储层裂缝发育情况在平面上呈北好南差、西好东差，主要发育在曹21井以北和北-西方向（如图2）。这主要是因为北部以及西部断裂比较发育，应力场的变化比较复杂，从而形成了多组系、多方向的裂缝网络系统，具有良好的储集空间，其次是在断层的交叉、分支及拐点部位，裂缝也比较发育。裂缝发育段除了沿断层分布外，在潜山构造腰部也是裂缝发育的有利区，而构造高部位和构造低部位裂缝欠发育。

2 油藏开发方式研究

2.1 油藏开发现状

目前区块共完钻各类井15口，其中投产7口（曹2、曹6 、曹702 、曹703 、曹22-6、曹602 、曹18），投产初期日产油0.4～15吨，平均5.9吨，目前油井开井3口（曹2 、曹703 、曹602），日产油水平1.8吨，平均单井0.6吨，全块已累计产油7738t。水井开井1口（曹702），日注水量30方，累注水量1858方，基本未见效。

2.2 分段方式研究

对曹台潜山油藏进行了4个特征、15个影响因素的纵向特征分析，筛选了3个具有明显的特征参数，分别是试油、生产动态、裂缝发育段，从三个不同方面进行了研究分析。

2.2.1 试油纵向上含油性分析

区块试油10口井/32层，获低产工业油流7口/10层，将各井的累产油量按照油层试油层厚度劈分，从纵向试油产量分布曲线可以看出，存在3个明显的试油产量高的段，分别为1360～1460m、1660～1780m和2200～2360m，其中1300～1740m井段中有2个产量相对较高的段，分别为1380～1460m段和1660m～1740m。

2.2.2 生产动态纵向上含油性分析

从投产的7口井来分析，各井的日产油量按照油层生产层厚度劈分，存在3个明显的产量高的段，分别为1360～1460m，1760～1800m和2320～2360m。其中1300～1740m井段有1个产量相对较高的段1360～1460m。

（3）纵向上裂缝发育情况

利用深浅双测向测井结合地层倾角测井，综合研究裂缝段纵向分布规律性。曹台潜山裂缝的分布在纵向上由浅入深（即由潜山面向下）可划分为风化带、高倾角裂缝发育带、中倾角裂缝发育带、低倾角裂缝发育带和裂缝不发育带，称之为“五带分布”。即风化带为600m～900m、高倾角裂缝发育带为900m～1100m、中倾角裂缝发育带1100m～1300m、低倾角裂缝带1300m～

图3 曹台潜山分段结果图

2.3 分段开发方式确定2.3.1 两相渗流实验

研究表明曹台油藏具有明显的裂缝性相对渗透率曲线的渗流特征，温度对高凝油的渗流特性的影响明显，温度升高时，油相渗透率增加，两相流动区变窄，有利于提高驱油效率。当温度下降时，相渗曲线左移，两相共渗区变窄，蜡晶析出量增多，会在一定程度上改变岩心的润湿性。在此基础上，可考虑气水交替驱油，而对于双重介质裂缝性潜山油藏，氮气驱时重力是重要的驱油机理，首先通过驱动压差、重力作用以及驱动方向的改变，采出大缝大洞里的油，即残存于裂缝系统主题部分的剩余油，再通过原油容气后体积膨胀，把岩块系统内小缝小洞及连通好的部分微裂缝里的原油部分的驱替出来。

2.3.2 开发方式确定

由于油藏的特殊性，储层物性差，渗流能力有限，结合国内外目前对难采储量的开发方式，水平井能够有效的改变开发效果，因此，根据油藏的分段特征，采用水平井立体开发，纵向实现氮气―水交替驱油。

2.3.3 开发方式优选

（1）单一驱替方式优化。

目前常见的注水方式有三种：顶部注水、底部注水、对应位置注水，从数值模拟结果可以看出，底部注水累积产油量最大，开发效果好于对应位置注水和顶部注水。注气也按顶部注气、底部注气、对应位置三种方式进行数模，结果发现顶部注气累积产油量最大，开发效果好于对应位置注气和底部注气。

（2）两相混驱方式优化。

按顶部注水气、底部注水气和对应位置注水气进行优化，结果证明采用双水平井底部注水气开发效果最好，累积产油量大。这主要因为顶部注水气水利用重力作用自上而下驱油，水沿中高角度裂缝下窜，气体密度小于原油密度，向油藏顶部运移，形成人造气顶，向下驱油。对应位置注水，注入水向油层下部窜流、产生多相渗流造成剩余油分散，注入气向油层上部窜流，产生多相渗流造成的剩余油分散；底部注水，通过形成人造底水，向上托进，有利于减弱油水串流和剩余油零散分布，注入气自下而上驱油，中高角度裂缝易造成注入气沿着裂缝快速上窜，油藏顶部油井气油比迅速增大。

（3）三种方式优化

对注水、连续注气和气水交替三种方式进行优化比较，采用气水交替开采比单一的注水、连续注气采收率高，累积产油量大。这主要因为连续注气时注气井与油井之间形成了高渗透通道，注入气沿裂缝快速气窜，气油比迅速上升，形成注入气无效循环，最终导致采出程度低，注气开发效果差；单一注水时注水井与油井之间形成了高渗透通道，注入水沿裂缝快速水窜，油藏含水迅速上升，形成注入水无效循环，最终导致注水开发效果差。因此，针对曹台潜山的特殊性，纵向上具有分层特征，渗流带主要以底部注水为主，通过形成人造底水，逐渐拖进，当地层能量下降至一定程度时，实施水气交替驱，开始对滤流带注气，当渗流带采油速度达到一定程度时，整个渗流带全面注水，开始开采滤流带，同时注气，而对于顶部的凝固带，主要以热注为主。

3 现场实践

在理论研究的基础上，对该潜山开展现场实践，2012年在渗流带合计部署了7口评价水平井（如图4），其中完钻投产了4口，初期平均日产能力达到10吨，目前平均单井日产油还保留在8吨以上，开发效果比较理想，实现了浅层潜山难动用储量的有效开发。 4 结论

（1）曹台油藏储量丰富，裂缝性潜山油藏具有高产的先天条件，高凝油油品宝贵，具有良好的开发前景；

（2）对于巨厚变质岩潜山油藏可以从多方面分析，以流动特征实现纵向上分段；

（3）水平井实施的成功，不但实现了难采储量的有效动用，还证明了水平井在曹台油藏的适应性，为后期整体实施提供了理论基础；

（4）在水平井立体开发模式下，建议充分利用天然能量，延长一次采油开发时间，根据水平井生产动态确定驱替时机，按照下段水驱为主、中段气驱为主、凝固段热采的分段开发模式，实现最大经济化。

参考文献

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作者简介

程道伟（1982- ），男，工程师，2006年毕业于成都理工大学石油工程专业，现浙江大学地球科学系在职硕士研究生，主要从事石油地质工作。