縫洞型碳酸鹽巖油藏物質(zhì)平衡法計(jì)算儲量探討

宋紅偉 張 智 任文博

(1.中國石化西北油田分公司 2.西南石油大學(xué))

0 引言

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于典型的縫洞型油藏，儲集空間總體上可分為孔洞型、洞穴型和裂縫型，在空間分布和發(fā)育上具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性[1]。滾動開發(fā)近10 年的生產(chǎn)動態(tài)充分表明，開發(fā)特征尤其是見水特征和水淹類型有很大不同，給注水開發(fā)帶來極大的困難和挑戰(zhàn)，傳統(tǒng)的注水方式難以獲得較好的效果。2005年3月在TK741井進(jìn)行單井注水替油試驗(yàn)獲得成功[2]，隨后在油田全面推廣，目前單井注水替油已經(jīng)成為塔河油田提高采收率的重要技術(shù)。

但由于縫洞型碳酸鹽巖油藏儲集體地下展布形態(tài)極不規(guī)則，如何準(zhǔn)確計(jì)算單井控制儲量成為難題，本文通過采用改進(jìn)的物質(zhì)平衡方程對注水替油井控制的儲量進(jìn)行計(jì)算，為縫洞型碳酸鹽巖油藏計(jì)算單井控制儲量找到了一個新方法。

1 物質(zhì)平衡方程

油藏物質(zhì)平衡方程的通式為：

Np[Bo+(Rp+Rg)Bg]

=NBoi

Bo=BoiCo(Pi-P)

Wei=CwNSwi(Pi-P)

針對塔河油田實(shí)際情況，可作如下簡化：

油井依靠地層原油彈性能量驅(qū)油，無氣頂存在，則：

m=0

油井生產(chǎn)過程中，地層壓力和井底壓力均高于飽和壓力，則：

Rp=Rs=Rsi

則物質(zhì)平衡方程可簡化為：

2 注水替油的物質(zhì)平衡方法

根據(jù)縫-洞單元注水吞吐的實(shí)際過程，有如下假設(shè)條件：

封閉定容，無外部水侵，Weo=0；

忽略地層水體積系數(shù)Bw的變化；

假設(shè)一個縫-洞單元只有一口井；

則物質(zhì)平衡方程可進(jìn)一步簡化為：

NpBo(Pi-P)=

物質(zhì)平衡方程中，確定的參數(shù)包括：

(1)原始地層壓力Pi，根據(jù)地層壓力系數(shù)和深度近似估算；

(2)原始封存水比例Swi，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)擬合估算；

(3)累計(jì)采油量Np，根據(jù)生產(chǎn)日報計(jì)算；

(4)累計(jì)采水量Wp，根據(jù)生產(chǎn)日報計(jì)算；

(5)累計(jì)注水量Wi，根據(jù)生產(chǎn)日報計(jì)算；

(6)原油PVT數(shù)據(jù)(P～Bo、P～Co、Boi)；

(7)地層水性質(zhì)(Cw、Bw)；

物質(zhì)平衡方程中，待求的參數(shù)包括：

(1)當(dāng)前地層壓力P

(2)原始縫-洞單元的地質(zhì)儲量N

為了求解上述方程，需要獲取的資料包括：累計(jì)產(chǎn)量、累計(jì)注入量和地層壓力的變化。注采量可以用到地面計(jì)量的數(shù)據(jù)，對于壓力，僅有地面井口計(jì)量的油壓。通常的做法是運(yùn)用管流模型，根據(jù)流動條件由井口壓力折算井底壓力，但是對于采用摻稀求產(chǎn)和實(shí)施注水替油的塔河油田的生產(chǎn)井，由于井筒內(nèi)流體組成的不確定性、流動狀態(tài)的復(fù)雜性和相態(tài)分布的復(fù)雜性，使得這種折算變得異常復(fù)雜。

但是，在注水替油的注水階段，可以假設(shè)井筒內(nèi)充滿的是純水相，則僅根據(jù)油管深度和注入水的密度就可以折算井底壓力變化。利用注水期間的連續(xù)井口壓力測試數(shù)據(jù)，簡化以上物質(zhì)平衡方程：

(1)常規(guī)物質(zhì)平衡方程里的ΔP對應(yīng)的兩個狀態(tài)是原始地層狀態(tài)和當(dāng)前狀態(tài)，對于注水替油的簡化物質(zhì)平衡方程，則對應(yīng)的兩個狀態(tài)是某一個注水替油周期的注水前狀態(tài)和注水末狀態(tài)；

(2)對于注水階段，階段累計(jì)產(chǎn)油量和階段累計(jì)產(chǎn)水量為0，則：

Np= 0、Wp= 0

(3)常規(guī)物質(zhì)平衡方程里的容積項(xiàng)，在注水替油方程里變?yōu)椋?/p>

N1=N-Np1-Wp1

Np1—該注水階段前的累計(jì)產(chǎn)油量

Wp1—該注水階段前的累計(jì)產(chǎn)水量

(4)Bo1：注水前地層靜壓對應(yīng)的原油體積系數(shù)

Bo2：注水期間地層靜壓對應(yīng)的原油體積系數(shù)

這些參數(shù)根據(jù)PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，由壓力數(shù)值插值得到。

(5)該階段含水飽和度與原始含水飽和度存在差異，其差別在于：

Sw1=(N×Swc-Wp+Wi)/N

(6)Wi1：本階段累計(jì)注水量

(7)P1-P2：注水前后地層壓差

(8)水為剛性流體，注水階段井筒充滿水，則流壓變化等于油壓變化：

ΔPt≈ΔPwf

(9)溶洞內(nèi)壓力瞬時達(dá)到平衡，則地層壓力變化等于流壓變化：

ΔPwf≈ΔPr=P1-P2

則注水階段的物質(zhì)平衡方程為：

(P1-P2)+[(CwN1Sw1(P1-P)+W12)]Bw

Bo2=Bo1Co(P1-P2)

N1=W12Bw/

地層壓力的計(jì)算公式為：

3 溶洞介質(zhì)彈性的計(jì)算

李傳亮博士提出了溶洞介質(zhì)壓縮系數(shù)的計(jì)算公式：

對于蟲形溶洞，其壓縮系數(shù)的計(jì)算公式為：

對于球形溶洞，其壓縮系數(shù)的計(jì)算公式為：

式中：

E-彈性模量，MPa;

ν-泊松比，無因次;

Φ-孔隙度，f。

可以看出，不管是蟲形溶洞，還是球形溶洞，溶洞的壓縮系數(shù)都隨巖石的力學(xué)參數(shù)而變化：巖石介質(zhì)越硬，壓縮系數(shù)就越小。

下表分別為對應(yīng)不同孔隙度的壓縮系數(shù)計(jì)算結(jié)果。泊松比取0.3。

表1 溶洞壓縮系數(shù)計(jì)算結(jié)果(Φ=15%)

由上表可以看出，球形洞的壓縮系數(shù)略低于蟲形洞，這是因?yàn)榍蛐味幢认x形洞要多一個支撐方向；溶洞介質(zhì)的壓縮系數(shù)隨巖石彈性模量的影響較大，但由于大多數(shù)碳酸鹽巖的彈性模量都在5×104MPa以上，因此，壓縮系數(shù)的數(shù)值通常都很??；孔隙度對壓縮系數(shù)的影響很顯著，對于充填程度很低的溶洞(假設(shè)孔隙度達(dá)到75%)，其壓縮系數(shù)都在10以上，說明對于溶洞介質(zhì)，其彈性能量的驅(qū)動效應(yīng)非常重要。

表2 溶洞壓縮系數(shù)計(jì)算結(jié)果(Φ= 5%)

表3 溶洞壓縮系數(shù)計(jì)算結(jié)果(Φ= 15%)

4 物質(zhì)平衡儲量計(jì)算方法的適應(yīng)性分析

由于采用了一系列的假設(shè)條件，本方法具有一定的適用范圍。

(1)假設(shè)注水階段井筒內(nèi)充滿水

在注水開始的早期階段，由于上一階段的生產(chǎn)，井筒中充滿了油、氣、水的混合物，且不同深度具有不同的組成。由于油相，特別是氣相的彈性較大，井筒流體的綜合彈性將隨著深度和油、氣、水比例的不同而變化。

隨著注水的繼續(xù)，井筒中的水越來越多。在這一過程中，井筒內(nèi)的壓力梯度也是逐漸變化的，直到井筒完全被水所充滿。

在這之后的注水過程中，由于注入速度不高，摩阻引起的壓降可以忽略不計(jì)，此時，井口與井底的壓差幾乎等于純水柱的重力，并且在整個注水階段將維持不變。

所以，井筒內(nèi)剛性的假設(shè)和井口與井底壓力的同步變化假設(shè)必須是在井筒被水充滿以后才能成立。如果在注水初期采用本方法，計(jì)算的誤差將較大。

建議在使用本方法選取注水壓力數(shù)據(jù)點(diǎn)時，盡量不取周期注水初期的點(diǎn)。

圖1 注水階段井筒內(nèi)流體分布變化

以TK707井的實(shí)測數(shù)據(jù)為例，在注水過程中，井口壓力與井底壓力相比較，近似為兩平行線。在數(shù)據(jù)處理過程中，可以用井口壓力變化代替井底壓力變化，T707 井壓力曲線如下圖。藍(lán)色為井底流壓數(shù)據(jù)，綠色為井口壓力數(shù)據(jù)，兩者壓力數(shù)據(jù)相比較，其差值大致不變。

圖2 TK707井井口與井底實(shí)測壓力變化關(guān)系曲線

根據(jù)以上分析，認(rèn)為注水階段的井口壓力與井底壓力同步變化是合理的，但在關(guān)井階段和開井生產(chǎn)階段這一假設(shè)是不成立的。仍然以TK707井實(shí)測數(shù)據(jù)為例，在關(guān)井和開井生產(chǎn)階段，井口壓力與井底壓力變化的差距很大，如下圖所示。

(2)溶洞內(nèi)壓力瞬時達(dá)到平衡

溶洞內(nèi)壓力瞬時達(dá)到平衡的前提條件是溶洞內(nèi)沒有流動阻力以及可以忽略溶洞內(nèi)壓力的傳播速度。但在現(xiàn)實(shí)中，如果溶洞的連通性不是很好，在溶洞的連接部位流動阻力將會較大，而且由于是稠油，流動性較差。

因此，在注水階段，井底周圍的壓力并不會瞬時傳到整個溶洞范圍，而是在關(guān)井階段壓力繼續(xù)向遠(yuǎn)處傳播，表現(xiàn)在關(guān)井階段油壓下降。此時，井底壓力的變化和溶洞內(nèi)壓力變化并不同步，數(shù)值上的差距也會較大。

圖3 TK707井關(guān)井階段井口實(shí)測壓力變化曲線

圖4 TK707井關(guān)井階段井底實(shí)測壓力變化曲線

本方法使用的要點(diǎn)是根據(jù)地震解釋的儲層剖面，判斷井底溶洞的分布范圍以及溶洞之間的連通性，評價計(jì)算儲量和實(shí)際儲量的差距。

5 典型井井控儲量的計(jì)算

選取的典型井包括：TK651、TK741、TK751、TK828、TK839、S81。

利用上述物質(zhì)平衡方法分別計(jì)算典型井的井控儲量。

儲量計(jì)算結(jié)果的誤差影響因素分析：

(1)儲量數(shù)值偏差

儲量計(jì)算結(jié)果的誤差影響因素主要有2個：

?計(jì)算值偏小

使用本方法計(jì)算的儲量僅代表和井底連通較好的局部溶洞，對于儲集空間溝通不好的縫洞單元，通常表現(xiàn)為注水階段起壓慢，在關(guān)井階段油壓繼續(xù)緩慢下降，這種情況下計(jì)算儲量往往低于實(shí)際儲量；

?計(jì)算值偏大

對于封存水量的估算，目前采用的是根據(jù)衰竭式開采階段是否產(chǎn)水來判斷縫洞單元內(nèi)是否存在封存水，但此方法存在較大的誤差，因?yàn)榉獯嫠捎诖嬖诘牟课弧⑴c生產(chǎn)層段的距離及與生產(chǎn)層段溝通的好壞等因素導(dǎo)致相當(dāng)數(shù)量的封存水不能被立即采出，如果把這部分水作為原油，將導(dǎo)致原油的儲量估算偏高。而在注水開采后期，將無法分清楚產(chǎn)出的水是原始封存水還是注入的水。

(2)采出程度普遍偏低

根據(jù)目前的開采情況，單井注水替油的采出程度普遍偏低，其原因包括：

表4 典型井井控儲量的物質(zhì)平衡計(jì)算結(jié)果

?在注水階段和生產(chǎn)階段，縫洞單元連通的儲集體范圍不同。注水階段，由于地層壓力升高，一些縫被打開，溝通遠(yuǎn)處縫洞單元，根據(jù)注水階段的壓力響應(yīng)計(jì)算的儲量將偏大；而在生產(chǎn)階段，由于壓力下降，裂縫開度縮小甚至閉合，導(dǎo)致生產(chǎn)層段供液不足，產(chǎn)量很快降低，導(dǎo)致采出程度很低。保持地層壓力，提高注采比將能一定程度地避免這個問題；

?儲集空間為充填或裂縫系統(tǒng)，其中的毛管力不可忽視，毛管力導(dǎo)致注入水的滯留，削弱了油水重力置換的效果，導(dǎo)致注水無效或低效。解決的辦法是加大注入水量，延長關(guān)井置換時間，提高油水置換深度；

?不可置換空間的比例大，導(dǎo)致注入水替油無效，注入的水大部分又被采出來了。對于這一種情況，不宜再注水，而應(yīng)該加大深抽力度，盡量利用地層彈性能量開采；或者向高部位側(cè)鉆水平井，開采注水替油不可置換空間內(nèi)的油。

表5 典型井井控儲量計(jì)算結(jié)果對比

對比運(yùn)用物質(zhì)平衡法計(jì)算的井控儲量和根據(jù)地質(zhì)模型運(yùn)用數(shù)值模擬歷史擬合計(jì)算的單井縫-洞單元儲量，發(fā)現(xiàn)二者存在較大的差異。物質(zhì)平衡法計(jì)算的儲量誤差除了前面分析的幾個因素以外，與數(shù)值模擬法最大的區(qū)別在于：物質(zhì)平衡法計(jì)算儲量是在有限生產(chǎn)時間內(nèi)壓力波及到的局部范圍內(nèi)的有效儲量，而根據(jù)地質(zhì)模型計(jì)算的儲量包括了整個構(gòu)造區(qū)域內(nèi)，甚至包含了沒有連通的無效儲量。

6 主要認(rèn)識

根據(jù)以上分析，可以得出以下認(rèn)識：

(1)改進(jìn)的物質(zhì)平衡方程計(jì)算的儲量比數(shù)值模擬計(jì)算的儲量更加適應(yīng)縫洞型碳酸鹽巖油藏

(2)對實(shí)際生產(chǎn)的指導(dǎo)意義是：物質(zhì)平衡法計(jì)算的儲量作為縫洞單元儲量的低限，數(shù)值模擬法儲量作為潛在儲量，通過深度注水替油和酸化壓裂等工藝，可以提高對這一部分潛在儲量的動用。

1 康玉柱.塔里木盆地古生代海相油氣田[M].武漢:中國地質(zhì)大學(xué)出版社,1992,67-80.

2 羅娟,陳小凡,涂興萬,等.塔河縫洞型油藏單井注水替油機(jī)理研究[J].石油地質(zhì)與工程.2007,21(2):52-55.