流勢調(diào)控在縫洞型碳酸鹽巖油藏控水穩(wěn)油中的應(yīng)用

任文博

（中國石化西北油田分公司采油三廠，新疆輪臺 841604）

0 引言

塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏是多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)與古巖溶共同作用形成的大型油藏，縫洞為其主要的儲集空間，裂縫為其主要的流動(dòng)通道，地下流體以管流為主，油藏帶有底水［1-3］。開發(fā)過程中油井見水和含水上升是導(dǎo)致油藏產(chǎn)量遞減的主要原因［4-5］。為了克服含水上升對生產(chǎn)產(chǎn)生的負(fù)面影響，科研人員在開發(fā)實(shí)踐中探索實(shí)踐出了多項(xiàng)控水技術(shù)。例如陸燕妮等［6］通過底水油藏臨界產(chǎn)量計(jì)算，確定油井合理產(chǎn)能從源頭控制減少水錐。榮元帥等［7］針對高含水油井，提出通過關(guān)井重力分異實(shí)現(xiàn)油井降低含水率的控水方式。榮元帥等［8］、任文博等［9］與賴書敏［10］針對已經(jīng)見水的單元，提出非對稱不穩(wěn)定注水的單元注水開發(fā)方式，驅(qū)替井間剩余油，降低含水?；萁〉龋?1］提出通過注入氮?dú)庑纬纱紊鷼忭攺捻敳繉κＳ嘤瓦M(jìn)行縱向驅(qū)替，降低油水界面實(shí)現(xiàn)油井含水下降。張保康等［12］、胡文革等［13］提出了堵水以及排水采油等方法，通過提高避水高度、排出封存水實(shí)現(xiàn)油井含水下降。

針對縫洞型油藏見水和含水上升問題，探索一種投入成本低、油井產(chǎn)能犧牲小的控水穩(wěn)油技術(shù)。由于油井見水的主要原因之一是油藏開發(fā)不均衡導(dǎo)致的水錐、水竄，同時(shí)流勢又是控制流體流動(dòng)方向的決定性因素［14］。在現(xiàn)有的流勢理論研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合縫洞型油藏的儲集空間類型和流動(dòng)狀態(tài)特征，研究縫洞油藏流勢的構(gòu)成，并運(yùn)用數(shù)值模擬方法分析流勢及流勢調(diào)整對油藏地下流體流動(dòng)的影響，分析流勢調(diào)整油藏控水穩(wěn)油的機(jī)理，同時(shí)在現(xiàn)場實(shí)踐應(yīng)用中初步形成縫洞型油藏調(diào)整流勢控水的選井、量化設(shè)計(jì)等關(guān)鍵技術(shù)，以期為縫洞型油藏的控水開發(fā)提供了一種全新的思路和方法。

1 縫洞型油藏的流勢

20 世紀(jì)50 年代，Hubbert［15］最早把流體勢的概念引入到石油地質(zhì)學(xué)，把油藏中單位質(zhì)量流體所具有的總機(jī)械能定義為流體勢，簡稱流勢。1987 年England 等［16］考慮到儲層毛管壓力的作用，對Hubbert 的流勢概念進(jìn)行了修正，認(rèn)為流勢是從基準(zhǔn)點(diǎn)傳遞單位體積流體到研究點(diǎn)所做的功。其提出的流勢叫England 勢，又稱為體積勢，由位能、彈性能和表面能3 個(gè)部分組成。

在油藏開發(fā)中，流勢主要受重力、浮力、壓力、慣性力、黏滯力及毛管壓力的影響，流體所具有的流體勢能包括位能、壓能、動(dòng)能及界面能。以塔河油田的縫洞型油藏為例，依據(jù)England 等［16］的定義，單位體積流體的勢能可表示為

式中:Φ為流勢，J/m3或Pa；σ為界面張力，N/m；θ為潤濕角，（°）；r為毛細(xì)管半徑，m；g為重力加速度，9.8 m/s2；z為測點(diǎn)相對于基準(zhǔn)面的距離，向上為正，向下為負(fù)，m；p為測點(diǎn)壓力，Pa；v為流速，m/s；ρ為流體密度，kg/m3。

縫洞型油藏的儲集體以大尺度溶洞和高角度裂縫為主，在此情況下，流體以管流為主。對開發(fā)起主導(dǎo)作用的縫洞系統(tǒng)的滲透率較高，流速較大，界面能相對較?。?0-7～10-8MPa 數(shù)量級），可忽略不計(jì)。雖然縫洞型油藏的滲流速度一般較高，但是即使達(dá)到300 m/d（0.0035 m/s），其動(dòng)能也僅在10-4MPa 數(shù)量級。因此在縫洞型油藏中，動(dòng)能在流勢中所占的比例也非常小。由于油藏在油柱高度不大（絕大部分200 m 以內(nèi)）、原油壓縮系數(shù)較小的情況下，油藏內(nèi)原油和地層水的密度隨壓力的變化也不大，即ρ（p）=ρi，所以壓能就等于壓力p。因此，縫洞型油藏的流勢主要構(gòu)成是位能和壓能（表1）。

表1 塔河油田縫洞型油藏流勢構(gòu)成Table 1 Flow potential composition of fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield

從體積勢的量綱可以看出，流勢是單位體積內(nèi)含有的能量，是一種能量密度單位，它與壓強(qiáng)單位是一致的，為了方便表征，實(shí)際應(yīng)用中使用壓強(qiáng)單位來表征流勢。

2 流勢對油藏開發(fā)的影響

流勢是控制流體流動(dòng)方向的決定性因素，地層中的流體總是由高勢區(qū)向低勢區(qū)流動(dòng)，且流動(dòng)方向是沿勢能減小最快的方向，即勢梯度的反方向。在油藏開發(fā)之前，儲集體中的流體處于靜止?fàn)顟B(tài)，流勢也保持著平衡狀態(tài)。當(dāng)油藏開發(fā)之后，油藏中的流勢平衡被打破，并在采油井中形成流勢低點(diǎn)，在注水井中形成流勢高點(diǎn)，使得油藏中的流體不斷從高勢點(diǎn)向低勢點(diǎn)流動(dòng)，采油井即可不斷地采出原油。

在實(shí)際開發(fā)中，由于油井的投產(chǎn)時(shí)間存在先后，構(gòu)造位置存在高低，油井生產(chǎn)壓差存在差異，加之注水強(qiáng)度的不同，導(dǎo)致油藏中的流勢不能均衡分布。這種不均衡分布對底水油藏的開發(fā)會產(chǎn)生一些不利的影響，縱向上形成水錐，平面上形成水竄，導(dǎo)致油井過早見水，在油井的周圍和油井之間形成勢差屏蔽剩余油，最終降低油藏的開發(fā)效果。

采用ECLIPSE 數(shù)值模擬軟件的黑油模型對縫洞型油藏開展常規(guī)數(shù)值模擬和流線模擬，分析流勢對開發(fā)的影響。結(jié)合縫洞型油藏的特點(diǎn)，考慮溶洞充填程度及其與裂縫的組合關(guān)系，建立了8 種概念模型。不同類型儲集體的屬性依據(jù)前期油田測試結(jié)果及測井解釋等進(jìn)行賦值，其中:空腔洞孔隙度高達(dá)80%，滲透率取值2 000～20 000 mD，開展了多組模擬；充填溶洞，基于測井解釋孔隙度取值10%～20%，滲透率取值20～100 mD；垂向裂縫則按測試經(jīng)驗(yàn)賦值，孔隙度取值0.01%，滲透率取值2 000～20 000 mD，開展了多組模擬。以底部通過垂向縫溝通底水的全充填溶洞模型為例，模擬和計(jì)算油井投產(chǎn)后油藏流勢的變化，模擬結(jié)果如圖1 所示。從圖1 可以看出:在井底附近快速形成壓降漏斗，井底流勢最低，而底部與底水溝通處流勢最高［圖1（a）］；油藏開發(fā)過程中，在毛管壓力的作用下，底水呈錐狀驅(qū)替，溶洞頂部井兩側(cè)剩余油較為富集［圖1（b）］；流勢的分布控制著剩余油的分布，井底位置流勢最低，含油飽和度也最低，井周圍高流勢區(qū)剩余油飽和度也較高。

圖1 底部垂向縫溝通底水的填溶洞模型流勢表征Fig.1 Flow potential characterization of filling cave model with bottom vertical joint communicating bottom water

3 流勢調(diào)整控水穩(wěn)油機(jī)理

流勢控制著流體的流動(dòng)，實(shí)際開發(fā)過程中產(chǎn)生的水錐和水竄都是由于流勢不均衡造成的。因此，可以通過改變流勢來調(diào)整地下流體的流動(dòng)方向，從而實(shí)現(xiàn)對油水關(guān)系的調(diào)控。

如前文所述，縫洞型油藏的流勢主要由位能和壓能構(gòu)成，在實(shí)際開發(fā)中可以通過改變生產(chǎn)壓差來調(diào)節(jié)井底壓能，進(jìn)而調(diào)控流勢。具體做法就是，采用排水井提液放大生產(chǎn)壓差來降低流勢，放大與采油井之間的流勢差，使采油井周圍油水流動(dòng)的方向發(fā)生變化，從而實(shí)現(xiàn)受效井在工作制度不變的情況下能夠達(dá)到降低含水率的效果。

如圖2 所示，在同一個(gè)縫洞系統(tǒng)中有2 口井，低部位油井（W1）已達(dá)到高含水，而高部位油井（W2）也開始見水。為了控制高部位油井W2 井的含水率上升，可以改變底水向W2 井的優(yōu)勢流動(dòng)方向。由于流體流動(dòng)受流勢的控制，在油井W2 井保持生產(chǎn)壓差不變的情況下，可以通過降低低部位油井W1井的流勢，讓底水向W1 井的流動(dòng)成為優(yōu)勢方向，實(shí)現(xiàn)W2 井的含水率下降。

假設(shè)低部位油井因高含水率關(guān)井，而高部位井生產(chǎn)，此階段2 口井的井底流勢分別為

式中:Φ1為W1 井的流勢，Pa；Φ2為W2 井的流勢，Pa；ρw為水的密度，kg/m3；ρo為油的密度，kg/m3；z1為W1 井點(diǎn)的高度，m；z2為W2 井點(diǎn)的高度為縫洞單元的靜壓，Pa；Δp2為W2 井的生產(chǎn)壓差，Pa。

圖2 流勢調(diào)整井組的底水流動(dòng)改向模式圖Fig.2 Bottom water flow direction change model of flow potential adjustment well group

一旦低部位井開井進(jìn)行排水，地下流體的流勢將發(fā)生變化，此時(shí)2口井的井底流勢分別表示為

式中:Δp1為W1 井的生產(chǎn)壓差，Pa。

由式（4）和式（5）可以看出，由于2 口井的高程差較小，因此這2 口井的流勢高低主要取決于生產(chǎn)壓差的大小。若W1 井的生產(chǎn)壓差比W2 井小，即Δp1＜Δp2，則W1 井處的流勢Φ1高于W2 井處的流勢Φ2，流體向W2 井的流動(dòng)是優(yōu)勢方向；反之，若Δp1＞Δp2，則Φ1＜Φ2，流體向W1 井的流動(dòng)是優(yōu)勢方向，且有從W2 井分流的作用。因此，可以通過改變生產(chǎn)壓差來實(shí)現(xiàn)井間流勢的調(diào)整。

以圖2 的油藏模型為基礎(chǔ)，以油田實(shí)測孔隙度、滲透率等儲層參數(shù)來賦值進(jìn)行數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)，分析受效井含水率下降的影響因素。模擬參數(shù)包括:低部位油井W1 井（作為排水井）日產(chǎn)液量q1、受效井W2 井日產(chǎn)液量q2、采液比n（n=q1/q2）以及油藏的水體倍數(shù)m。從數(shù)值模擬結(jié)果（圖3）可以看出:在水體倍數(shù)m相同的條件下，采液比n越大，受效井含水率下降越明顯［圖3（a）］。同樣，在采液比n相同的情況下，水體能量越弱，m值越小，受效井含水率下降越明顯［圖3（b）］。

圖3 受效井含水率變化曲線Fig.3 Water cut curves of effective well

通過數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)得出，井組流勢調(diào)整受效井含水率下降的程度受流體流動(dòng)的改變幅度影響，而流動(dòng)的改變主要受流勢勢差和流體流動(dòng)改變難易程度的影響，在實(shí)際油藏中就是受生產(chǎn)壓差和水體強(qiáng)弱的影響。在礦場實(shí)踐應(yīng)用，就可以根據(jù)油藏水體強(qiáng)弱來篩選調(diào)流勢井組，根據(jù)排液井生產(chǎn)壓差來設(shè)計(jì)排液量。

4 流勢調(diào)整控水穩(wěn)油的關(guān)鍵技術(shù)

根據(jù)流勢調(diào)整的機(jī)理分析并結(jié)合現(xiàn)場實(shí)踐，流勢調(diào)整控水穩(wěn)油有以下幾個(gè)方面的選井和優(yōu)化設(shè)計(jì)關(guān)鍵技術(shù):

（1）單元連通性分析，明確井間動(dòng)態(tài)關(guān)系

明確的井間連通關(guān)系是流勢調(diào)整見效的必要條件。在實(shí)際開發(fā)過程中，采用動(dòng)靜結(jié)合的方法分析單元連通性:靜態(tài)上運(yùn)用物探資料分析連通條件和基礎(chǔ)，常用的物探資料包括表征平面連通性的振幅變化率和相干、表征縱向連通性的時(shí)間偏移剖面、螞蟻體、張量剖面等；動(dòng)態(tài)上主要運(yùn)用井間壓力干擾、注采動(dòng)態(tài)響應(yīng)、示蹤劑監(jiān)測響應(yīng)等來評價(jià)井間連通性。在流勢調(diào)整單元優(yōu)選中，首選注采響應(yīng)明確和壓力干擾強(qiáng)烈等動(dòng)態(tài)連通關(guān)系明確、靜態(tài)連通基礎(chǔ)好的井組。僅有靜態(tài)連通基礎(chǔ)而未見動(dòng)態(tài)響應(yīng)的單元風(fēng)險(xiǎn)較高。

（2）排水降流勢油井的優(yōu)選

根據(jù)單元水侵方向選擇單元流勢調(diào)整排液引流井。若是底水油藏，則選擇產(chǎn)層位置低的油井從底部抽水，考慮到流動(dòng)壓力損失，抽水井越靠近受效井則越有利。若通過已有見水順序、見水特征等可以明確判斷單元屬于邊水水侵，則選擇在受效井水侵的源頭方向上設(shè)置排水井。

（3）排水井引流液量的設(shè)計(jì)

由前述流勢調(diào)控的機(jī)理可知，流勢調(diào)整的核心就是通過調(diào)整生產(chǎn)壓差改變壓能。由采液指數(shù)的定義可知，通過改變?nèi)债a(chǎn)液量可以實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)壓差的改變，而提液量的設(shè)計(jì)可以根據(jù)需要的生產(chǎn)壓差，利用采液指數(shù)進(jìn)行計(jì)算。

在生產(chǎn)實(shí)踐中，可以通過排液井的動(dòng)液面來反映流壓的變化，或者是通過設(shè)定排液井的動(dòng)液面來動(dòng)態(tài)調(diào)整排液井的液量。

5 現(xiàn)場應(yīng)用實(shí)例

TX1A-TX1B 井組為TX1 單元內(nèi)中部的一個(gè)井組，位于塔河油田托甫臺區(qū)北部次級斷裂發(fā)育區(qū)，屬于典型的斷溶體背景下的縫洞型碳酸鹽巖油藏。

地質(zhì)背景上該單元是受控于同一條次級斷裂的斷溶體油藏，從螞蟻體和能量體等物探刻畫資料可以判斷，TX1A，TX1B，TX1C 等3 口井在靜態(tài)上具有明顯的連通關(guān)系（圖4）。

圖4 TX1A-TX1B-TX1C 井組靜態(tài)連通關(guān)系Fig.4 Static connectivity of TX1A-TX1B-TX1C well group

在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上，最早投產(chǎn)TX1A 井，在TX1B井投產(chǎn)后，TX1A 井在生產(chǎn)制度保持不變的情況下，油壓出現(xiàn)明顯的下降，且下降變化的趨勢與TX1B井的壓力變化趨勢一致，表明2 口井具有明顯的井間干擾特征（圖5）。同樣，TX1B 井與TX1C 井間也存在壓力干擾，在TX1C 投產(chǎn)后2 口井的流壓變化趨勢一致（圖6）。

圖5 TX1A-TX1B 井間壓力干擾曲線Fig.5 Interwell pressure interference curves of wells TX1A and TX1B

圖6 TX1B-TX1C 流壓變化曲線Fig.6 Flow pressure curves of wells of TX1B and TX1C

從上述動(dòng)靜態(tài)資料分析可得出，單元內(nèi)TX1ATX1B-TX1C 這3 口井具有明確的連通關(guān)系，受控于同一流體動(dòng)力系統(tǒng)。

從圖7 井組目前的油水界面示意圖可以看出，單元內(nèi)TX1A 井的位置最低，于2010 年10 月最早見水，見水后含水率持續(xù)緩慢上升。產(chǎn)層位置相對較高的TX1B 井于2015 年4 月見水，最后投產(chǎn)的TX1C 井在2016 年5 月出現(xiàn)井筒見水的跡象。從單元油井見水時(shí)間和產(chǎn)層位置高低可以判斷，單元內(nèi)以底水垂向侵入為主，油井見水時(shí)間受控于累計(jì)采出量和產(chǎn)層避水高度。

圖7 TX1A-TX1B-TX1C 井組目前油水界面示意圖Fig.7 Schematic diagram of current oil-water interface of TX1A-TX1B-TX1C well group

從2015 年4 月TX1B 井見水時(shí)單元油井井底流勢（表2）可看出，已經(jīng)為高含水的TX1A 井流勢最高，開始見水的TX1B 井流勢最低。為改變底水向TX1B 井和TX1C 井水侵的方向，選擇產(chǎn)層位置最低且已經(jīng)為高含水的TX1A 井作為單元降流勢井，并將其作為排水引流井，從底部抽水。根據(jù)流勢計(jì)算，實(shí)現(xiàn)底水向排水井TX1A 井的流動(dòng)，需要將其流勢由65.99 MPa 降低至單元流勢最低井TX1B的63.43 MPa 以下，最少降低2.56 MPa。

表2 流勢調(diào)整前后油井井底流勢Table 2 Flow potential of well bottom before and after flow potential adjustment

在TX1B 井見水后立即將TX1A 井開井生產(chǎn)，并逐步將產(chǎn)液量上提到85 t/d，增加生產(chǎn)壓差4.92 MPa，建立與TX1B 井的井間勢差為1.48 MPa（表2）。在勢差建立后實(shí)現(xiàn)了TX1B 井含水率開始持續(xù)下降，由流勢調(diào)整前的25% 逐步降為無水生產(chǎn)，并保持了近1 a 的無水采油期，控水效果顯著（圖8）。

圖8 TX1A 井產(chǎn)液量與TX1B 井含水率關(guān)系Fig.8 Variation of the water cut of well TX1B with fluid production of well TX1A

值得注意的是，很多時(shí)候難以準(zhǔn)確設(shè)計(jì)需要建立多大的勢差才能實(shí)現(xiàn)受效井含水率下降。從圖9可以看出TX1B 井含水率與TX1A 井動(dòng)液面（流壓）存在明顯的相關(guān)性，即在TX1A 井動(dòng)液面低于800 m 時(shí)，井間勢差即可以實(shí)現(xiàn)TX1B 井降低含水率的目的。因此，在實(shí)際應(yīng)用中，可以通過控制排水井的液面來實(shí)現(xiàn)井底流勢的調(diào)控。

在實(shí)際生產(chǎn)中，底水水侵狀況是變化的，通常是逐步加劇的，在這種情況下就需要更大的排水量來建立勢差。例如TX1A-TX1B 井組，為保持TX1B 井不見水，TX1A 井產(chǎn)液量逐步由提液初期的85 t/d 上提到200 t/d（圖8）。

圖9 TX1A 井動(dòng)液面與TX1B 井含水率關(guān)系Fig.9 Variation of the water cut of well TX1B with dynamic liquid level of well TX1A

在流勢調(diào)控實(shí)踐中，除了對已經(jīng)見水的單元通過低部位油井排水引流來降低見水井的含水率以外，還可以對未見水的單元通過流勢調(diào)控實(shí)現(xiàn)單元均衡開發(fā)，延緩油井見水。截至目前，塔河油田縫洞型油藏已經(jīng)在13 個(gè)單元實(shí)施流勢調(diào)控，其中11個(gè)單元井組累計(jì)增油超過10 萬t，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著。

6 結(jié)論

（1）由于儲集空間的特殊性，縫洞型油藏的流勢主要由位能和壓能構(gòu)成，界面能和動(dòng)能占比極小。理論分析和數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)證明，通過流勢調(diào)控可以實(shí)現(xiàn)縫洞型碳酸鹽巖油藏水錐形成的干預(yù)和水侵方向的調(diào)整，從而實(shí)現(xiàn)油藏控水穩(wěn)油，并在塔河油田得到了驗(yàn)證和應(yīng)用。

（2）流勢調(diào)整控水穩(wěn)油現(xiàn)場應(yīng)用的技術(shù)關(guān)鍵是找準(zhǔn)單元的來水方向，并選擇近源方向的油井作為排水引流井。對于邊水水侵的單元，選擇上游方向的油井作為排水井，對于底水水侵單元，則選擇產(chǎn)層構(gòu)造位置低的油井作為排水井。

（3）水體強(qiáng)度和排水井的排水量均是影響流勢調(diào)整效果的主要因素，通常水體能量越弱，排液井強(qiáng)度越大，流勢調(diào)整的效果就越顯著。數(shù)值模擬結(jié)果顯示水體倍數(shù)大于20 倍的油藏，現(xiàn)場提液強(qiáng)度對流勢改變較小，難以實(shí)現(xiàn)鄰井控水，這類油藏流勢調(diào)控選井需慎重。