板桥油田复式油气藏提高采收率方案研究

白常东 徐伟

摘要：针对板桥油田复式油气藏油气兼互发育的特点，在明确地质认识的基础上，对目标区块开展气藏特征评价，建立测井解释图版，明确目的层气层纵横向发育规律，利用三维地质建模和数值模拟技术确定油藏剩余油潜力，再次基础上开展油藏工程论证，根据油气藏不同的特点，进行了开发方式、井距和单井生产能力的论证，最终得出最优的参数，使区块采收率得到提高，开发效果得以改善。

关键词：复式油气藏  气藏特征评价  数值模拟  油藏工程论证

1 区块概况

板桥油田B851区块为复式油气藏，主要含油气层位沙二段滨Ⅲ、滨Ⅳ油组，滨Ⅲ油组为气藏，滨Ⅳ油组为油藏，通过对井区取心井物性统计，滨Ⅲ、滨Ⅳ油组孔隙度19-25%，渗透率31-140毫达西，属于中孔中渗储层，碳酸盐含量在3-16%。滨Ⅲ油组为凝析气藏、滨Ⅳ油组为轻质油藏，正常温度、压力系统。

2 气藏特征评价

（1）测井再评价

由于B17井的17号层测井解释为水层，投产后大量出气，存在矛盾，因此开展了测井再评价研究。充分运用目前射孔及生产信息，结合气藏对比关系，建立该区气层电性标准图版，滨Ⅲ气层电性标准：AC>285，RT>3.5。

运用该图版对B17井进行测井解释。15、16、17号层为气层，18号层为气水同层。推测为气藏的主要依据B17井15、16、17、18、20试油都为水层，但17号层投产获得油气高产，气油比为1765，而从B17井综合录井气测来看，16号层与17号层全烃值相当，而15、18号层略低，因此，我们认为试油出水的16号层为气层，15、18号高部位富含油气。

（2）气藏特征研究

滨Ⅲ油组主要含气层位为滨Ⅲ-1、滨Ⅲ-2小层。其中滨Ⅲ-1发育两套气层。第1套15号层气藏，在B17井附近发育，气水界面在B17低部位，向B851方向发生尖灭;第2套16号层气藏在B17、B851、B4-19一带均有发育，气藏受构造控制，气水界面在B17井与B5-2井之间。西侧B851-1断块滨Ⅲ-1发育1套气层。气层位于滨Ⅲ-1 底部，在B851-2井附近发育，向B851-1井方向变干。滨Ⅲ-2发育两套气层。第1套17号层气藏，在B17井附近发育，气水界面在B17低部位，向B851方向发生尖灭;第2套18号层气藏在B17附近发育，气水界面在B17井附近，向B851方向发生尖灭。通过油气藏综合分析，B851区块滨Ⅲ油组发育层状气藏。

3 模型的建立

针对B851区块储层存在非均质性强、中孔中渗等特征，综合地震、测井、地质、油藏等学科对该地区储层进行了精细地质建模。结合沉积微相研究成果，并利用相控建模技术，采用序贯高斯模拟方法建立了各小层的储层物性模型，描绘出储层内部各种非均质隔档，指出有效的调整挖潜位置。模型平面网格取20m×20m作为网格单元，垂向网格精度为0.5m。网格趋势方向的选择沿近乎平行断层走向线的方向作为I趋势方向，垂直于该方向为趋势J方向。模型网格总数为15666720个。

4 潜力分析与油藏工程论证

（1）历史拟合

通过调整模型参数进行历史拟合，使其与实际地质情况更加接近，为下一步方案预测奠定良好的基础。调整岩石压缩系数、渗透率属性场及相对渗透率曲线等对全区含水进行拟合，模型的计算的含水趋势变化与实际含水变化趋势一致，拟合误差5%。

（2）剩余油分布分析

在模型全区及重点井历史拟合完成基础，得到区块滨Ⅳ油组目前剩余油分布规律。从剩余油分布图可得出剩余油主要分布在B851-1断块和B4-2断块。

（3）开发方式论证

滨Ⅲ油组含气层位为滨Ⅲ-1、2小层两套层系，由于滨Ⅲ-1小层注水造成层内流体分布混乱，无开发潜力。滨Ⅲ-2小层剩余可采储量较大，且无注水影响，具有一定开发潜力，根据气藏实际生产动态，滨Ⅲ-2气藏为定容弹性驱动，且储量小宜采用衰竭开采方式。

滨Ⅳ油组利用静态资料对本区水体体积进行了计算与评价，计算结果水体与烃类体积比为1.24-2.27，为不活跃水体。本区无相渗资料，借用邻区B821井相渗资料。利用砂岩水驱采收率经验公式计算本区水驱采收率为46.85%。从计算结果看，滨Ⅳ油组采用注水开发比衰竭式开发采收率高26.45%，增加可采储量7.03×104t。因此，滨Ⅳ油组宜采用注水开发。

（4）井距论证

滨Ⅲ油组气藏利用气藏采气速度和单井产能，计算出所需气井数，进而可以求出井距。气藏采气速度3.0%左右，则气藏日产气能力為3.0×104m3/d，按新井采气能力3×104m3/d计算，一口气井生产即可，井距1700米左右。

滨Ⅳ油组油藏利用交汇法计算，当原油价格为50美元/桶时，B851断块经济极限井距为215m，合理井距387m，最佳实用井距284m。

（5）单井产能论证

滨Ⅲ油组气藏试仅有B851井试气及生产过程中有部分压力资料。故以此为基础进行产能设计。B851井米采气指数148-168m3/d.MPa2.m，计算无阻流量9-15.0×104m3。试气计算无阻流量15×104m3，初期生产按无阻流量1/3配产，日产气5×104m3生产稳定。估算目前地层压力18MPa左右，无阻流量为10.0×104m3，按1/3配产，则新井产能取3.0×104m3/d。

滨Ⅳ油组油藏试油及试采初期采油指数计算结果可以看出：B4-3井试油及试采计算采油指数结果吻合较好，B4-6井试油及试采计算采油指数结果相关较大，对比选用试采计算结果为依据进行配产。米采油指数取平均值13.84t/d.MPa.m的1/3，射开厚度取有效厚度7.25m的1/3，生产压差依据试采平均值1.3MPa，计算单井产能13.4t/d。依据本区5口油井实际试采数据统计结果，滨Ⅳ油组初期单井试采初期单井平均日产油12t/d。综合采油指数及试采初期油井生产情况确定油井初期生产能力为12t/d。

5 结论

（1）根据气藏特征评价结果，B851区块滨Ⅲ油组发育层状气藏，主要含气层位为滨Ⅲ-1、滨Ⅲ-2小层，

（2）通过油气藏工程论证，优选开发方式为滨Ⅲ油组采用衰竭式开发，滨Ⅳ油组采用注水开发;最优井距为滨Ⅲ油组1700m，滨Ⅳ油组280m;最佳单井产能为滨Ⅲ油组3.0×104m3/d，滨Ⅳ油组12t/d。