塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏遠井儲集體定量化表征及動用技術(shù)

梁 健， 王 棟， 張 鑫， 付亞飛

(中國石化西北油田分公司采油二廠，新疆 輪臺 841600)

0 引 言

隨著碳酸鹽巖油藏開采程度的增大，剩余油表征不清和動用技術(shù)不完善已成為限制碳酸鹽巖油氣藏產(chǎn)量的最大難題之一(王世潔等，2005；熊鈺等，2019)。海相碳酸鹽巖儲層沉積環(huán)境特殊，原生孔隙發(fā)育差，主要以后期改造形成的構(gòu)造縫、溶蝕縫、溶蝕孔為儲集空間(鄧模等，2009)。單一縫洞體內(nèi)部具分隔性，主要為溶蝕不均分隔和局部充填分隔；復(fù)合縫洞體可由多個單一縫洞體疊置，其內(nèi)部既存在單一縫洞體的內(nèi)部分隔，也存在不同縫洞體之間的系統(tǒng)分隔(謝淑云等，2015)。儲集空間的分布、連通、分隔等問題造成該類油藏剩余油識別極其困難。

針對碳酸鹽巖油氣藏剩余油動用問題，鄭松青等(2019)通過露頭觀察、巖芯識別、井震結(jié)合、動態(tài)對比等多方面的綜合研究，認(rèn)為影響碳酸鹽巖油藏剩余油分布的主要因素可分為構(gòu)造高點、未井控、裂縫閉合和能量補足4大類；王嘉新等(2019)通過油藏動態(tài)資料及數(shù)模等方法分析了塔河4區(qū)碳酸鹽巖油藏剩余油的分布特征；趙艷艷等(2019)利用流線模擬器擬合方法揭示了不同開發(fā)階段剩余油分布特征和水驅(qū)油狀況；湯妍冰等(2018)從不同尺度進行分析研究,認(rèn)為剩余油分布受油藏地質(zhì)特征、縫洞發(fā)育特征及開發(fā)因素控制；Ameri等(2013)、Goudarzi等(2015)提出采用周期注水、化學(xué)驅(qū)等方式可有效動用以裂縫為主要連通通道的潛山油氣藏剩余油。

隨著此類研究的不斷深入，對縫洞型碳酸鹽巖剩余油的賦存形式和開采方式有了更加深刻的認(rèn)識，也可以看出國內(nèi)對剩余油的研究則偏向于以縫洞型為主的碳酸鹽巖油氣藏，國外的研究側(cè)重于以裂縫型為主的潛山油氣藏。總體而言，當(dāng)前對碳酸鹽巖油氣藏剩余油動用方法研究較少，特別是對碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏遠端儲量難動用問題的研究進展較慢。

以塔河油田典型縫洞型碳酸鹽巖油藏為例進行相關(guān)研究，形成了一套遠井儲集體參數(shù)定量化表征技術(shù)，實踐證明有很好的適用性，有效解決了碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏遠井儲量動用難的問題。

1 定量化表征技術(shù)

根據(jù)物質(zhì)平衡原理，運用注水指示曲線、液面恢復(fù)曲線獲取地層參數(shù)等方法，對遠井儲集體進行定量化研究，建立塔河地區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏遠井儲集體能量及裂縫導(dǎo)流系數(shù)精確計算模型。

1.1 物質(zhì)平衡法

1.1.1 模型1：近井為單一溶洞 假設(shè)近井儲集體為單一的溶洞，溶洞內(nèi)只有油水兩相流體，油井正好鉆遇儲集體，溶洞與井筒直接連通。在開采過程中，溶洞內(nèi)原油膨脹釋放的彈性能為主要驅(qū)動能量來源，不考慮圍巖和水的彈性能，且認(rèn)為地層壓力與井口壓力變化一致，因此認(rèn)為向地層注水時，水為剛性特征，不可壓縮。在注水替油過程中，注入水的體積Nw即為原油被壓縮的體積ΔV，即：

ΔV=Nw

(1)

根據(jù)原油壓縮系數(shù)定義：

(2)

式(2)中：Co為原油壓縮系數(shù)；Vo為注水前原油的體積，m3；Nw為注入水的體積，m3；Δp為注水前后井口壓力差(井口壓力變化可以近似代替井底壓力變化)，MPa。

由上述公式可得出剩余油體積V0：

(3)

1.1.2 模型2：近井洞+遠井洞 根據(jù)油井注水指示曲線特征，概念模型一般為下列類型(圖1)。

圖1 碳酸鹽巖縫洞型油藏近井溶洞與遠井溶洞連通概念模型

假設(shè)裂縫僅起導(dǎo)流作用，溶洞為主要儲集空間，忽略裂縫的儲集性能。假設(shè)溶洞1中原油體積為Voi1，地層水體積為Vwi1，溶洞2中原油體積為Voi2，地層水體積為Vwi2，則溶洞1和溶洞2中原始水油體積比分別為：

(4)

油藏注入一定水量Nw，當(dāng)Nw

(5)

當(dāng)注入水量>Nw0時，即壓差超過裂縫與第二套儲集系統(tǒng)溶洞溝通的最小壓差時，假設(shè)溶洞1與溶洞2溝通時壓力重新分布，短時間內(nèi)達到壓力平衡。

(6)

對于式(6)，當(dāng)不考慮溶洞中水的彈性能量且認(rèn)為水的體積系數(shù)恒為1時，可簡化為：

Nw>Nw0

(7)

因此,其壓力表達形式可簡化為下列分段函數(shù)：

(8)

式(8)中，N1、N2分別為近井和遠井剩余儲量，m3，其他符號含義上文均有說明，且均為已知數(shù)，根據(jù)方程組可求出N1、N2的值。

1.2 液面恢復(fù)曲線

碳酸鹽巖油藏遠端導(dǎo)流能力直接影響遠井儲集體的動用，而對于縫洞型油藏，由于其極強的非均質(zhì)性(張偉等，2020)，直接求解滲透率比較困難，因此引入更易獲取的導(dǎo)流系數(shù)進行表征(張世亮等，2014)。

將關(guān)井液面恢復(fù)與壓恢等效處理，代入壓力恢復(fù)霍納(Horner)公式：

(9)

式(9)中：pws為液面恢復(fù)后的井底壓力，MPa；pi為遠井地層壓力，MPa；q為關(guān)井前的日產(chǎn)油，t/d；μ為黏度，mPa·s；k為滲透率，md；h為油藏厚度，m；tp為關(guān)井前的生產(chǎn)時間，d；Δt為關(guān)井液面恢復(fù)時間，d。

液面恢復(fù)前期，近井和遠井儲集體共同提供能量；當(dāng)液面恢復(fù)至一定程度后，近井與井底壓力相當(dāng)，此時僅由遠井提供能量。即當(dāng)斜率qμ/(4πkh)出現(xiàn)明顯拐點后(圖2)，液面恢復(fù)僅由遠井儲集體提供能量，此時：

(10)

式(10)中：k2為遠井儲集體滲透率，md；h2為遠井儲集體油藏厚度，m；t1為關(guān)井至出現(xiàn)拐點時間段，d。

圖2 碳酸鹽巖縫洞型油藏液面恢復(fù)指示曲線

定義導(dǎo)流系數(shù)為m，則：

(11)

式(11)中，n2為圖2中出現(xiàn)拐點后的斜率，可由圖求得。

綜上，建立了一個能定量計算縫洞型油藏遠井儲集體能量及導(dǎo)流系數(shù)的模型，該模型可有效指導(dǎo)遠井儲集體的動用。

2 遠井儲集體動用技術(shù)研究

運用上述定量化模型，基于遠井儲集體能量及裂縫導(dǎo)流系數(shù)對儲集體進行分類，依據(jù)塔河油田實際開發(fā)資料統(tǒng)計，制定了儲集體分類標(biāo)準(zhǔn)。

對塔河油田50口供液不足且關(guān)井液面恢復(fù)慢的井進行壓力系數(shù)(實際地層壓力與靜水壓力的比值)統(tǒng)計分析(圖3)，壓力系數(shù)均<0.85，且集中在0.75～0.80之間；對塔河油田50口供液不足但關(guān)井液面恢復(fù)快的井進行導(dǎo)流系數(shù)統(tǒng)計分析(圖4)，導(dǎo)流系數(shù)基本<0.3，且集中在0.1～0.3之間。

基于地層能量，將遠井儲集體劃分為高能量(Ⅰ)與低能量(Ⅱ)兩大類?；诹芽p導(dǎo)流系數(shù)，將儲集體劃分為四小類(表1)，即高能量、高導(dǎo)流(Ⅰa)，高能量、低導(dǎo)流(Ⅰb)，低能量、高導(dǎo)流(Ⅱa)，低能量、低導(dǎo)流(Ⅱb)。

圖3 壓力系數(shù)統(tǒng)計柱狀圖

圖4 導(dǎo)流系數(shù)統(tǒng)計柱狀圖

表1 儲集體分類標(biāo)準(zhǔn)

針對低壓力系數(shù)或低導(dǎo)流系數(shù)的情況，對Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb 3種不同的遠井儲集體類型進行動用方法的適用性研究。

2.1 酸化技術(shù)

當(dāng)碳酸鹽巖縫洞型油藏遠井儲集體未與近井儲集體進行有效溝通時，需對裂縫進行改造，使裂縫尺度進一步增大?？紤]到塔河油田巖性和深度的特殊性(儲層以灰?guī)r為主，深度通常在6 000 m左右)(程曉軍，2018；屈鳴等，2018)，經(jīng)過長時間探索實踐，發(fā)現(xiàn)酸化對裂縫具有較好的改造效果(圖5)。

TH121127井為塔河油田一口開發(fā)井，通過上述模型對該井進行計算，結(jié)果地層壓力為62 MPa，壓力系數(shù)為1.02，流動系數(shù)為0.29，故將TH121127井劃為Ⅰb類儲集體，高能量、低導(dǎo)流特征，遠井儲量動用技術(shù)以改善裂縫導(dǎo)流能力為主，因此對該井儲層實施酸化改造。酸化后地層供液能力明顯改善，能連續(xù)生產(chǎn)，酸化后累產(chǎn)油1.3 萬t，效果明顯(圖6)。

2.2 高壓注水替油技術(shù)

在風(fēng)化剝蝕區(qū)，由于地表溶蝕作用，地層中落水洞、豎井通常較發(fā)育，儲集空間形成的油藏較孤立，“定容”特征明顯，當(dāng)開發(fā)至一定階段時，地層能量下降，無法連續(xù)供液(程洪，2018)。當(dāng)裂縫導(dǎo)流系數(shù)較高時，高壓注水能注入地層(劉利清等，2017)，注入水一方面能與遠井儲集體進行油水置換，提高油水界面，另一方面能提高遠井儲集體能量，使其能夠持續(xù)供液。

圖5 TH121127井液面恢復(fù)及靜壓推導(dǎo)曲線

圖6 TH121127井酸化前后生產(chǎn)曲線對比圖

TH10339CH井為塔河油田另一口開發(fā)井。通過上述模型對該井進行計算，地層壓力為53 MPa，壓力系數(shù)為0.83，導(dǎo)流系數(shù)為0.8，故將TH10339CH井劃為Ⅱa類儲集體，低能量、高導(dǎo)流特征，遠井儲量動用技術(shù)以補充地層能量為主，因此對該井實施高壓注水替油(圖7)。

高壓注水量的計算：① 繪制液面恢復(fù)曲線，通過霍納曲線求取遠井地層靜壓；② 保證1 200 m理想液面，15 t/d的產(chǎn)能需求條件下，利用流量公式計算出壓差為12.8 MPa；③ 計算1 200 m下的井底流壓為49.8 MPa；④ 井底流壓+壓差即為遠井需要補充的最低能量，為62.6 MPa；⑤ 最后利用注水指示曲線計算對應(yīng)的需水量，為1.3 萬m3(圖8)。

高壓注水后，日產(chǎn)油能力明顯增強，周期生產(chǎn)時間得到有效延長，累計增油1.9 萬t，效果顯著(圖9)。

2.3 復(fù)合措施動用技術(shù)

當(dāng)近井與遠井溝通較差且遠井能量較低時，為實現(xiàn)地層連續(xù)供液，必須同時進行通道改善及能量補給。針對塔河油藏特征，復(fù)合措施具有較好的效果，即通過酸化改善通道、過飽和注水(注水壓力高，對裂縫的張開度有一定的改善作用)，補充遠井儲集體能量。

TH121128井為塔河油田又一口開發(fā)井，通過上述模型對該井進行計算(圖10)，地層壓力為58 MPa，壓力系數(shù)為0.84，流動系數(shù)為0.28，故將TH121128井劃為Ⅱb類儲集體，低能量、低導(dǎo)流特征，遠井儲量動用技術(shù)以改善裂縫導(dǎo)流能力兼顧補充地層能量為主，因此對該井實施酸化+過飽和注水。采取復(fù)合措施后，地層供液能力明顯改善，能連續(xù)生產(chǎn)，累產(chǎn)油0.8 萬t，效果明顯(圖11)。

通過以上定量化技術(shù)的應(yīng)用，針對塔河油田不同的儲集體類型采用不同的動用技術(shù)，效率高，增油明顯。

圖7 TH10339CH井液面恢復(fù)及靜壓推導(dǎo)曲線

圖8 TH10339CH井高壓注水指示曲線

圖9 TH10339CH井高壓注水前后生產(chǎn)曲線對比圖

圖10 TH121128井靜壓推導(dǎo)及產(chǎn)能推導(dǎo)曲線

對酸化、高壓注水、復(fù)合措施累計統(tǒng)計了50口實施井，定義累增油>2 000 t的井為高效井，1 000～2 000 t為中效井，累增油<1 000 t為低效井。對這50口井進行統(tǒng)計分析，高效井所占比例>75%，中效及高效井所占比例>90%(表2)。

表2 遠井儲集體動用技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果

3 結(jié) 論

圖11 TH121128井復(fù)合措施前后生產(chǎn)曲線對比

(1)基于物質(zhì)平衡原理及注水指示曲線、液面恢復(fù)曲線獲取地層參數(shù)的方法，形成了一套碳酸鹽巖油藏遠井儲集體定量表征技術(shù)，并對塔河油田儲集體類型進行了分類。

(2)針對塔河油田碳酸鹽巖儲層不同的儲集體特征，進行了3種不同動用方法的研究和應(yīng)用，高效井所占比例達75%以上。

(3)該遠井儲集體定量化表征方法及動用技術(shù)適用于碳酸鹽巖縫洞型油藏。