安山岩储集空间包括宏观、微观两大类, 可归纳为十种类型, 即:高角度裂缝、低角度裂缝、网状微裂缝、爆破裂缝、晶间孔、气孔、胀裂孔、塑流孔、晶内孔和溶蚀孔。其中孔隙主要为气孔和溶蚀孔, 裂缝以构造缝, 特别是高角度裂缝发育, 是储集层渗流的主要通道, 储集层为典型的裂缝-孔洞型双重介质储集层。该区裂缝以近南北和东西向发育的高角度正交缝为主, 北西向裂缝次之。

高角度裂缝:缝宽多为1~2 mm, 垂向上延伸可达数十厘米, 缝内大多较干净, 仅见微量方解石或石英呈半充填式。Z 59井倾角测井资料表明, 安山岩内高角度裂缝发育, 裂缝方向有两组, 一组近南北, 另一组近东西, 明显属剪切作用的产物。此外, 早期形成的成岩裂缝或风化作用形成裂缝, 虽大多已被充填, 但由于后期构造力的作用重新张裂开。

低角度裂缝:该类裂缝多见于安山岩体的中、下部(包括水平裂缝和V字型裂缝)。肉眼观察缝宽0.1~1 mm, 纵向上连通性相对较差, 大多被方解石、石英或熔岩等充填, 呈充填或半充填状。其成因可能与岩浆边流动、边冷却收缩有关。

网状微裂缝:此类裂缝系镜下观察的微细裂缝, 发育很普遍, 在15 mm²范围内可见微裂缝1~7条, 一般缝宽0.02~0.03 mm, 属岩浆凝固的同时或其后的构造断裂的低序次裂缝, 可以是网状的, 或者是杂乱的。微裂缝中普遍含油, 是重要的储集空间。

据压汞资料统计, 该区喉道半径中值为0.06~0.13 μ m, 表明孔隙喉道细微, 虽然平均孔隙度可达10%, 但空气渗透率极低(0.02~0.81 mD)。油气的储集空间和向井渗流的通道主要是裂缝、沿裂缝扩大的小溶洞、裂缝附近的小溶洞及各种形状和尺寸的溶蚀孔洞, 而岩石基质具有较低的渗透性。该区块在钻井过程中, 钻井液漏失普遍, 并伴有钻具放空现象; 岩心见大缝洞发育, 不稳定的试油, 压力恢复极快等, 表明该双重介质储集层具有较高的有效渗透率。

在底水油藏开发过程中, 底水按照脊进和锥进两种方式驱动原油。安山岩区块底水油藏能量充足, 且储集层高角度裂缝发育, 在纵向形成了“ 渗流优势通道” , 油水在裂缝中运动速度较快。利用直井开发时, 随着实际产量高于临界产量(指能使水锥稳定在最大高度而不至于使油井见水的最大产油量), 容易形成水锥现象, 是由于油井的井筒周围产生压力降低及油藏物质平衡关系, 油水界面在井筒附近远高于距离油井较远区域, 随着距离油井变远, 油水的渗流速度会逐渐降低, 油水界面发生锥形上升, 底水取代原油而降低产量。如果油井是直井, 那么形成的是水锥, 如果油井为水平井, 那么形成的是水脊^{[1, 2]}。底水上升的位置为裂缝系统的动油水界面(图1)。动油水界面以下受到不同程度水淹, 此时油井附近开始形成水锥, 含水快速上升^{[3, 4, 5]}。因为区块水锥严重, 油井含水高达98%, 最终导致油藏停产。

图1

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	图1 底水锥进示意

底水油藏开发时, 存在三种作用控制水锥:一是油井生产时的压力差; 二是重力差异; 三是毛管力。安山岩储集层在裂缝发育的情况下, 毛管力的作用较小, 一般可忽略不计, 但应该考虑重力的作用^[6]。随着油藏中上部原油的采出, 底水发生锥进, 油水界面上升。在油藏停产后或以较低产液量生产时, 由于生产压差小于水锥的重力作用导致水锥下降, 在水锥下降的过程中, 由于油水密度的差异, 油水重新分布, 原油向高部位聚集, 水向低部位运动, 油水界面下降。具体过程可通过油藏数值模拟方法实现。

2.3.1 建立安山岩双重介质油藏模型

综合运用地震、测井、地质等资料对裂缝进行了描述, 通过地震解释及属性分析, 确定该区断层及大尺度裂缝的走向为东西方向, 小尺度裂缝发育受断层及大尺度裂缝控制, 统计了裂缝宏观和微观发育规模、密度、开度、方向等, 输入到建模软件中, 建立符合地质体的裂缝模型^{[7, 8, 9]}(图2)。图2a中红色代表构造高部位, 绿色代表构造低部位, 该区为被断层复杂化的背斜构造; 图2b为针对裂缝建立的渗透率模型, 不同片状代表不同裂缝, 各裂缝中红色代表渗透率高值区, 绿色代表渗透率中等或较低值区。此外在地质模型的基础上, 通过针对性调整关键字, 利用数值模拟软件进行了等效油藏数值模拟, 表征油藏开发的全过程。

图2

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	图2 安山岩区块地质建模

2.3.2 油水界面变化规律

通过油藏数值模拟发现, 在安山岩油藏的开发历史上, 油水界面变化可以分为三个阶段。

(1)高液量生产阶段(1986年8月-1994年8月):原始油水界面3 060 m(图3a), 水体能量充足, 油井采用电泵井生产, 产液量11×10⁴ m³/a, 电泵大压差产生的抽汲及底水水侵作用远大于重力作用, 水锥效应明显, 油水界面快速上升(图3b), 8年间上升127 m, 油水界面为2 933 m, 上升速度为15.85 m/a。

图3

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	图3 油藏油水界面数值模拟变化

(2)低液量生产阶段(1994年8月-2012年10月):水体能量有所减弱, 由于油井整体高含水, 在关停部分电泵井的同时, 一部分电泵井转为抽油机井生产, 产液量为0.9×10⁴ m³/a, 抽油机的小压差产生的抽汲及底水水侵作用弱于重力作用, 水锥缓慢下降, 18年间油水界面下降6 m, 油水界面为2 939 m, 下降速度为0.33 m/a(图3c)。

(3)停产阶段(2012年11月-2016年12月):所有油井停产, 水侵作用小于重力作用, 水锥继续下降, 4年间下降了2 m, 油水界面为2 941 m, 下降速度为0.5 m/a(图3d)。

综上可见, 安山岩油藏在长期停产后, 由于油水密度的差异性和重力分异作用, 油水界面呈下降趋势:第一个5年油水界面下降速度较快, 平均为0.78 m/a; 第二个5年起, 下降速度减缓, 约为0.38 m/a(图4)。由于油水界面下降, 剩余油重新聚集到储集层高部位, 油藏实现了从无潜力到有潜力的转变, 具备进一步挖潜的空间。

图4

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	图4 油藏停产后油水界面下降速度

安山岩油藏油层集中、厚度大, 平均有效厚度39 m, 天然能量充足, 高角度缝或垂直缝发育, 纵向渗流能力强, 常规井在开发过程中易发生底水锥进, 导致含水快速上升。水平井开发时可将锥进变脊进, 减缓含水上升速度, 提高最终采收率。

通过建立底水概念模型, 分别部署直井和水平井开发, 对比开发效果表明(图6), 直井方案单井控制储量少, 累产油多, 采收率高, 但因为直井井数多, 投入产出比低, 因此适合选择水平井开发。

图6

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	图6 直井与水平井开发效果对比

3.2.1 纵向位置确定

通过数值模拟, 对不同位置的水平井累产油量进行预测。结果显示在安山岩顶部水平井累产油最高, 效果最好。同时孔南地区安山岩顶部发育10 m左右风化壳, 缝洞发育较差, 故水平井位置优选确定为入层15 m。

3.2.2 水平段长度确定

通过对不同长度水平井的产能情况进行模拟预测, 水平井的产能在300 m内增长幅度大, 超过300 m后产能增长幅度减小, 因此水平井长度优选在150~300 m范围内。

3.2.3 水平段方向确定

由于安山岩裂缝发育, 底水活跃, 在设计水平段方向时, 既要考虑水平段与裂缝的配置关系, 也要考虑水平段与构造的关系。孔南地区安山岩油藏主要发育近南北和东西向分布的高角度正交缝, 因此水平段方向设计为北东向45° , 在尽可能沟通较多裂缝的基础上, 又能尽量与构造线平行, 充分发挥水平井的抑制水锥作用, 确保较高的采收率。

通过综合分析, 对孔南地区安山岩油藏实施2口水平井挖潜剩余油, 其水平段长度分别为220 m、305 m, 并制定了相应的关井压锥或注水压锥等措施来抑制含水上升速度^{[10, 11, 12, 13]}。两口井初期产油90 t/d, 一年后产油53 t/d, 累产油2.7×10⁴ t, 取得了较好的效果。其中X 1井投产后稳产40 t以上达400 d, 是该区直井产量的3倍, 实现了高效开发、长期稳产, 超出了预期的效果。