多層油藏層間壓力變異系數(shù)評價方法研究與應(yīng)用

蔡 暉 石洪福

中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

合理壓力系統(tǒng)是油藏開發(fā)效果評價的主要內(nèi)容之一。合理壓力系統(tǒng)是指協(xié)調(diào)好注入壓力、油藏壓力和生產(chǎn)井底流壓,充分發(fā)揮天然能量的同時能夠最經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)油藏。目前業(yè)界對壓力系統(tǒng)的評價聚焦于對整個油藏或者某個區(qū)塊整體平均壓力進(jìn)行考察,多采用關(guān)井測壓、數(shù)值模擬預(yù)測、試井分析、物質(zhì)平衡等方法。這種整體平均壓力評價對于層系單一或者水平井單砂體開發(fā)油藏具有一定有效性,但是對于長期注水開發(fā)的多層砂巖油藏沒有有效性。海上多層砂巖油藏各層之間物性差異大,經(jīng)過長期注水開發(fā)造成吸水和產(chǎn)液差異較大,表現(xiàn)出層間壓力差異較大特征。本文以渤海典型多層砂巖油藏為例,建立一種新的評價層間壓力差異程度的方法。

渤海蓬萊油田是典型的陸相沉積多層砂巖油藏,主要地質(zhì)特點是縱向跨度大(達(dá)500 m)、含油層段長、儲層非均質(zhì)性較強。開發(fā)初期為了降低成本和風(fēng)險,多采用大井距多層合注合采的高速開發(fā)模式[1-5]。隨著開發(fā)進(jìn)行,各小層吸水和產(chǎn)液不均加劇,使層間壓力差異越來越明顯?？v向壓力差異給各層的動用狀況和安全生產(chǎn)都帶來很大影響。目前油田開發(fā)效果評價中對壓力的評價主要是考察地層平均壓力保持水平以及是否低于泡點壓力[6-11]。建立層間壓力差異程度評價方法,對層間壓力差異進(jìn)行科學(xué)分類分析和分類治理,對制定針對性的注采調(diào)整策略、實現(xiàn)層間均衡驅(qū)替、提高油田開發(fā)效益具有重要意義。

1 目標(biāo)油田概況

1.1 地質(zhì)油藏特征

蓬萊油田位于渤海海域渤南低凸起中段的東北端,發(fā)育在郯廬斷裂帶上,是在古隆起背景上發(fā)育起來的被斷層復(fù)雜化的斷裂背斜。新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組下段為油田主要含油層段,儲集層巖性為河流相陸源碎屑巖,目的層段巖性以長石砂巖為主,平均油層厚度100 m。平面上斷層十分發(fā)育,縱向上存在多套油水系統(tǒng),油氣分布及壓力系統(tǒng)較復(fù)雜,為構(gòu)造型層狀邊水油藏。地面原油密度及黏度較大、凝固點低,地層原油飽和壓力較高、地飽壓差小[12-15]?？傊?蓬萊油田是一個油藏埋深較淺、油水系統(tǒng)復(fù)雜、原油密度及黏度較大、高豐度、高產(chǎn)能的大型海上油田。

1.2 開發(fā)特征

蓬萊油田是最典型的多層砂巖油藏,儲層厚薄不均,物性差異大。蓬萊油田開發(fā)整體可分為三個階段:第一階段是2002—2006年一期先導(dǎo)試驗開發(fā)階段,新建1座平臺,主要開發(fā)油田構(gòu)造高部位主體區(qū),平面上采用反九點面積井網(wǎng),縱向上采用定向井一套層系開發(fā)；第二階段是2007—2012年二期全面開發(fā)階段,新建6座平臺,對油田主體區(qū)和邊部進(jìn)行全面開發(fā)；第三階段是2013—2019年局部調(diào)整階段,主要采用剩余井槽和低效井側(cè)鉆完善局部注采井網(wǎng),挖潛剩余油。

蓬萊油田開發(fā)初期為提高采油速度,縮短投資回收期,采用定向井一套層系開發(fā)。經(jīng)過十幾年大井距多層合注合采水驅(qū)開發(fā),層間矛盾逐步加劇,主要表現(xiàn)為層間動用程度差異大、層間壓力差異大等。這種層間壓力差異不但會抑制低壓層潛力的釋放,導(dǎo)致高壓層單層單向水竄,還會影響油田安全生產(chǎn)。通過科學(xué)評價層間壓力差異程度,可以為油田注水井分層配注方案、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整方案、油田進(jìn)一步分層系方案和新井鉆完井井控等油田開發(fā)決策提供直接依據(jù)[16-20]。

2 常規(guī)統(tǒng)計學(xué)方法評價層間壓力差異程度

層間壓力變異系數(shù)是反應(yīng)多層油藏層間壓力分布趨勢一個參數(shù),各層壓力越集中則層間壓力變異系數(shù)越小,各層壓力越分散則層間壓力變異系數(shù)越大。通常,初始開發(fā)正常壓力梯度的油藏層間壓力變異系數(shù)很小,接近于0。隨著開發(fā)進(jìn)行,由于儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致各小層吸水和產(chǎn)液不均以及井網(wǎng)的差異等,層間壓力變異系數(shù)逐步擴大。層間壓力變異系數(shù)越大,代表層間壓力差異越大,層間干擾越強,油藏管理越難,開發(fā)效果越差。

常規(guī)統(tǒng)計學(xué)方法計算層間壓力變異系數(shù)的公式為:

(1)

其中

(2)

(3)

該方法是按照純數(shù)學(xué)統(tǒng)計學(xué)計算,其優(yōu)點是適合于任何壓力分布類型;缺點是沒有考慮參數(shù)的物理意義,計算的層間壓力變異系數(shù)理論值在0(完全均衡)到+∞(極不均衡)之間,指標(biāo)缺乏相對性,很難直觀形象確定其層間壓力差異程度。

3 Dykstra-Parsons方法評價層間壓力差異程度

Dykstra-Parsons在1950年首次把統(tǒng)計方法引入油藏開發(fā)中來描述滲透率變異系數(shù),它通過描述油藏巖石物性形成的地質(zhì)過程,認(rèn)為儲層非均質(zhì)性一般是呈正態(tài)分布,因此提出了一種標(biāo)準(zhǔn)化的計算變異系數(shù)的方法。我們進(jìn)一步把這種方法推廣到層間壓力變異系數(shù)的計算上,首先對各小層壓力從小到大進(jìn)行排序,然后按照下式計算變異系數(shù):

(4)

式中:p50為油層累積厚度為50%對應(yīng)的壓力值,稱為概率平均壓力,MPa;p84.1為油層累積厚度為84.1%對應(yīng)的壓力值,MPa；D-pVp為Dykstra-parsons方法計算的壓力變異系數(shù)。

該方法首先對壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行預(yù)處理,然后計算層間壓力變異系數(shù)。其優(yōu)點是計算出來的變異系數(shù)在0～1之間,缺點是只適用于樣本點呈正態(tài)分布的油藏。油藏層間壓力分布不同于滲透率分布,它受到后期開發(fā)動態(tài)的顯著影響,因此實際開發(fā)過程中層間壓力點很難呈現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)分布,Dykstra-Parsons方法不適用,因此必須采用新方法評價層間壓力差異程度。

4 洛倫茲曲線法評價層間壓力差異

洛倫茲曲線在業(yè)界通常被用于描述社會財富分配差異程度。通過該方法計算,能夠得到基尼系數(shù),基尼系數(shù)在0～1之間。貧富差距越大,基尼系數(shù)越大,若財富平均分配,基尼系數(shù)為0,見圖1。

圖1 洛倫茲曲線圖

本文采用洛倫茲曲線計算層間壓力變異系數(shù),主要計算步驟如下。

1)對油藏中所有參與計算的層位壓力按照從小到大的順序排列。

2)把各個層位油層厚度累積百分比作為x軸,小層壓力累積百分比作為y軸,第m個點坐標(biāo)為:

(5)

3)將厚度累積百分比和壓力累積百分比繪制在笛卡爾坐標(biāo)系中。

4)采用洛倫茲曲線法計算層間壓力變異系數(shù)值為:

(6)

S0面積計算通常采用數(shù)值積分方式；LVp為洛倫茲曲線法計算的變異系數(shù)。

該曲線的物理意義是:SAEB是指占油層總厚度一定百分比的各層所累加的壓力之和在全部油層的壓力之和中所占的比重。其中AB線是層間壓力完全均衡線,代表各層壓力完全相同,層間壓力變異系數(shù)為0;AD線是層間壓力完全非均衡線,代表各層壓力差異很大,某一層壓力與累積壓力基本相同,層間壓力變異系數(shù)為1。

5 洛倫茲曲線法方法應(yīng)用及效果

以蓬萊油田為靶區(qū),分析層間壓力變異系數(shù)。蓬萊油田2個典型區(qū)塊2區(qū)和4區(qū)小層厚度和各小層壓力分布狀況見表1。油田原始地層壓力在12.0～14.0 MPa之間,通過分析表1可以發(fā)現(xiàn),2區(qū)前期由于注采井網(wǎng)不完善、欠注等造成整體虧壓,另外經(jīng)過長期水驅(qū)開發(fā)，層間吸水不均,導(dǎo)致壓力呈現(xiàn)出“上低下高”特征,油藏L100～L120小層壓力較高,L80～L90小層壓力較低。4區(qū)注采井網(wǎng)較為完善,注水完成較好,整體壓力保持水平較高,層間壓力不均主要表現(xiàn)為“上高下低”,即油藏L50～L80小層壓力較高,L50～L90小層壓力較低。經(jīng)過注水和產(chǎn)液綜合治理,2區(qū)和4區(qū)的層間壓力差異得到一定程度改善,但是仍存在壓力不均現(xiàn)象。

表1 蓬萊油田地層壓力狀況表

為評價2區(qū)和4區(qū)的層間壓力變異系數(shù)和綜合治理效果,分別采用常規(guī)統(tǒng)計學(xué)方法、Dykstra-Parsons方法、洛倫茲曲線法3種方法計算治理前后層間壓力變異系數(shù),計算結(jié)果見表2。對表2結(jié)果進(jìn)行分析可以得出:不同方法計算得出的壓力變異系數(shù)絕對值不相同,但是數(shù)據(jù)趨勢相似。3種方法均表現(xiàn)出治理前初始狀態(tài)層間壓力差異大,變異系數(shù)大,經(jīng)過治理后均有一定程度改善,變異系數(shù)減小的情況。常規(guī)統(tǒng)計學(xué)方法得到結(jié)果對比性不明顯,Dykstra-Parsons方法適用于樣本點呈現(xiàn)正態(tài)分布的油田,油田各小層壓力樣本點不完全呈現(xiàn)正態(tài)分布,因此不建議采納以上兩種方法計算蓬萊油田壓力變異系數(shù)。洛倫茲曲線法計算層間壓力變異系數(shù)圖見圖2。

表2 層間壓力變異系數(shù)計算方法對比表

圖2 洛倫茲曲線法計算層間壓力變異系數(shù)圖

對于海上油田,層間壓力存在明顯差異,且壓力樣本點隨機分布,洛倫茲曲線法不僅可以滿足樣本點隨機分布的特征,而且可以形象展示各個區(qū)壓力差異的特征,因此推薦采用洛倫茲曲線法計算海上油田層間壓力變異系數(shù)。圖2可以看出2區(qū)和4區(qū)初始狀態(tài)與標(biāo)準(zhǔn)線之間面積較大,其中2區(qū)以虧壓為主,位于標(biāo)準(zhǔn)線以下,4區(qū)以超壓為主,位于標(biāo)準(zhǔn)線之上。經(jīng)過治理后，2區(qū)和4區(qū)與標(biāo)準(zhǔn)線之間面積減小,也就意味著層間壓力變異系數(shù)變小,層間壓力差異程度減小減緩。從圖2中也可以看出,4區(qū)治理后效果改善明顯,層間壓力變異系數(shù)從0.15減小到0.08,2區(qū)治理后效果不明顯,層間壓力變異系數(shù)從0.18減小到0.14,這與油田實際開發(fā)效果和地質(zhì)油藏認(rèn)識也是吻合的[21]。總之,洛倫茲曲線法不僅可以評價目前層間壓力差異程度,指明后期繼續(xù)治理方向,還可以評價治理效果。

6 結(jié)論

1)定義了層間壓力變異系數(shù)的概念,給出了計算層間壓力變異系數(shù)的3種方法，即常規(guī)統(tǒng)計學(xué)方法、Dykstra-Parsons方法和洛倫茲曲線法,并明確了每種方法的具體計算步驟、優(yōu)缺點和適用范圍。

2)結(jié)合海上油田實際狀況,應(yīng)用3種方法分別計算了典型區(qū)塊的層間壓力變異系數(shù)。實例應(yīng)用表明,洛倫茲曲線法能夠滿足海上油田長期水驅(qū)后小層壓力隨機分布的特征,得到的計算結(jié)果與油藏實際認(rèn)識基本相一致,并且該方法可以直觀形象反應(yīng)層間壓力變異系數(shù)的特征。

3)采用洛倫茲曲線法評價層間壓力差異的變化趨勢能夠反應(yīng)油田注水井分層調(diào)配和油井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整等油藏管理的效果,因此推薦應(yīng)用洛倫茲曲線法來計算海上油田層間壓力變異系數(shù)。