缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡法计算储量探讨

时间：2024-07-28

宋红伟张智任文博

(1.中国石化西北油田分公司 2.西南石油大学)

0 引言

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于典型的缝洞型油藏，储集空间总体上可分为孔洞型、洞穴型和裂缝型，在空间分布和发育上具有极强的非均质性[1]。滚动开发近10 年的生产动态充分表明，开发特征尤其是见水特征和水淹类型有很大不同，给注水开发带来极大的困难和挑战，传统的注水方式难以获得较好的效果。2005年3月在TK741井进行单井注水替油试验获得成功[2]，随后在油田全面推广，目前单井注水替油已经成为塔河油田提高采收率的重要技术。

但由于缝洞型碳酸盐岩油藏储集体地下展布形态极不规则，如何准确计算单井控制储量成为难题，本文通过采用改进的物质平衡方程对注水替油井控制的储量进行计算，为缝洞型碳酸盐岩油藏计算单井控制储量找到了一个新方法。

1 物质平衡方程

油藏物质平衡方程的通式为：

Np[Bo+(Rp+Rg)Bg]

=NBoi

Bo=BoiCo(Pi-P)

Wei=CwNSwi(Pi-P)

针对塔河油田实际情况，可作如下简化：

油井依靠地层原油弹性能量驱油，无气顶存在，则：

m=0

油井生产过程中，地层压力和井底压力均高于饱和压力，则：

Rp=Rs=Rsi

则物质平衡方程可简化为：

2 注水替油的物质平衡方法

根据缝-洞单元注水吞吐的实际过程，有如下假设条件：

封闭定容，无外部水侵，Weo=0；

忽略地层水体积系数Bw的变化；

假设一个缝-洞单元只有一口井；

则物质平衡方程可进一步简化为：

NpBo(Pi-P)=

物质平衡方程中，确定的参数包括：

(1)原始地层压力Pi，根据地层压力系数和深度近似估算；

(2)原始封存水比例Swi，根据生产动态拟合估算；

(3)累计采油量Np，根据生产日报计算；

(4)累计采水量Wp，根据生产日报计算；

(5)累计注水量Wi，根据生产日报计算；

(6)原油PVT数据(P～Bo、P～Co、Boi)；

(7)地层水性质(Cw、Bw)；

物质平衡方程中，待求的参数包括：

(1)当前地层压力P

(2)原始缝-洞单元的地质储量N

为了求解上述方程，需要获取的资料包括：累计产量、累计注入量和地层压力的变化。注采量可以用到地面计量的数据，对于压力，仅有地面井口计量的油压。通常的做法是运用管流模型，根据流动条件由井口压力折算井底压力，但是对于采用掺稀求产和实施注水替油的塔河油田的生产井，由于井筒内流体组成的不确定性、流动状态的复杂性和相态分布的复杂性，使得这种折算变得异常复杂。

但是，在注水替油的注水阶段，可以假设井筒内充满的是纯水相，则仅根据油管深度和注入水的密度就可以折算井底压力变化。利用注水期间的连续井口压力测试数据，简化以上物质平衡方程：

(1)常规物质平衡方程里的ΔP对应的两个状态是原始地层状态和当前状态，对于注水替油的简化物质平衡方程，则对应的两个状态是某一个注水替油周期的注水前状态和注水末状态；

(2)对于注水阶段，阶段累计产油量和阶段累计产水量为0，则：

Np= 0、Wp= 0

(3)常规物质平衡方程里的容积项，在注水替油方程里变为：

N1=N-Np1-Wp1

Np1—该注水阶段前的累计产油量

Wp1—该注水阶段前的累计产水量

(4)Bo1：注水前地层静压对应的原油体积系数

Bo2：注水期间地层静压对应的原油体积系数

这些参数根据PVT实验数据，由压力数值插值得到。

(5)该阶段含水饱和度与原始含水饱和度存在差异，其差别在于：

Sw1=(N×Swc-Wp+Wi)/N

(6)Wi1：本阶段累计注水量

(7)P1-P2：注水前后地层压差

(8)水为刚性流体，注水阶段井筒充满水，则流压变化等于油压变化：

ΔPt≈ΔPwf

(9)溶洞内压力瞬时达到平衡，则地层压力变化等于流压变化：

ΔPwf≈ΔPr=P1-P2

则注水阶段的物质平衡方程为：

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

Bo2=Bo1Co(P1-P2)

N1=W12Bw/

地层压力的计算公式为：

3 溶洞介质弹性的计算

李传亮博士提出了溶洞介质压缩系数的计算公式：

对于虫形溶洞，其压缩系数的计算公式为：

对于球形溶洞，其压缩系数的计算公式为：

式中：

E-弹性模量，MPa;

ν-泊松比，无因次;

Φ-孔隙度，f。

可以看出，不管是虫形溶洞，还是球形溶洞，溶洞的压缩系数都随岩石的力学参数而变化：岩石介质越硬，压缩系数就越小。

下表分别为对应不同孔隙度的压缩系数计算结果。泊松比取0.3。

表1 溶洞压缩系数计算结果(Φ=15%)

由上表可以看出，球形洞的压缩系数略低于虫形洞，这是因为球形洞比虫形洞要多一个支撑方向；溶洞介质的压缩系数随岩石弹性模量的影响较大，但由于大多数碳酸盐岩的弹性模量都在5×104MPa以上，因此，压缩系数的数值通常都很小；孔隙度对压缩系数的影响很显著，对于充填程度很低的溶洞(假设孔隙度达到75%)，其压缩系数都在10以上，说明对于溶洞介质，其弹性能量的驱动效应非常重要。

表2 溶洞压缩系数计算结果(Φ= 5%)

表3 溶洞压缩系数计算结果(Φ= 15%)

4 物质平衡储量计算方法的适应性分析

由于采用了一系列的假设条件，本方法具有一定的适用范围。

(1)假设注水阶段井筒内充满水

在注水开始的早期阶段，由于上一阶段的生产，井筒中充满了油、气、水的混合物，且不同深度具有不同的组成。由于油相，特别是气相的弹性较大，井筒流体的综合弹性将随着深度和油、气、水比例的不同而变化。

随着注水的继续，井筒中的水越来越多。在这一过程中，井筒内的压力梯度也是逐渐变化的，直到井筒完全被水所充满。

在这之后的注水过程中，由于注入速度不高，摩阻引起的压降可以忽略不计，此时，井口与井底的压差几乎等于纯水柱的重力，并且在整个注水阶段将维持不变。

所以，井筒内刚性的假设和井口与井底压力的同步变化假设必须是在井筒被水充满以后才能成立。如果在注水初期采用本方法，计算的误差将较大。

建议在使用本方法选取注水压力数据点时，尽量不取周期注水初期的点。

图1 注水阶段井筒内流体分布变化

以TK707井的实测数据为例，在注水过程中，井口压力与井底压力相比较，近似为两平行线。在数据处理过程中，可以用井口压力变化代替井底压力变化，T707 井压力曲线如下图。蓝色为井底流压数据，绿色为井口压力数据，两者压力数据相比较，其差值大致不变。

图2 TK707井井口与井底实测压力变化关系曲线

根据以上分析，认为注水阶段的井口压力与井底压力同步变化是合理的，但在关井阶段和开井生产阶段这一假设是不成立的。仍然以TK707井实测数据为例，在关井和开井生产阶段，井口压力与井底压力变化的差距很大，如下图所示。

(2)溶洞内压力瞬时达到平衡

溶洞内压力瞬时达到平衡的前提条件是溶洞内没有流动阻力以及可以忽略溶洞内压力的传播速度。但在现实中，如果溶洞的连通性不是很好，在溶洞的连接部位流动阻力将会较大，而且由于是稠油，流动性较差。

因此，在注水阶段，井底周围的压力并不会瞬时传到整个溶洞范围，而是在关井阶段压力继续向远处传播，表现在关井阶段油压下降。此时，井底压力的变化和溶洞内压力变化并不同步，数值上的差距也会较大。

图3 TK707井关井阶段井口实测压力变化曲线

图4 TK707井关井阶段井底实测压力变化曲线

本方法使用的要点是根据地震解释的储层剖面，判断井底溶洞的分布范围以及溶洞之间的连通性，评价计算储量和实际储量的差距。

5 典型井井控储量的计算

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

利用上述物质平衡方法分别计算典型井的井控储量。

储量计算结果的误差影响因素分析：

(1)储量数值偏差

储量计算结果的误差影响因素主要有2个：

•计算值偏小

使用本方法计算的储量仅代表和井底连通较好的局部溶洞，对于储集空间沟通不好的缝洞单元，通常表现为注水阶段起压慢，在关井阶段油压继续缓慢下降，这种情况下计算储量往往低于实际储量；

•计算值偏大

对于封存水量的估算，目前采用的是根据衰竭式开采阶段是否产水来判断缝洞单元内是否存在封存水，但此方法存在较大的误差，因为封存水由于存在的部位、与生产层段的距离及与生产层段沟通的好坏等因素导致相当数量的封存水不能被立即采出，如果把这部分水作为原油，将导致原油的储量估算偏高。而在注水开采后期，将无法分清楚产出的水是原始封存水还是注入的水。

(2)采出程度普遍偏低

根据目前的开采情况，单井注水替油的采出程度普遍偏低，其原因包括：

表4 典型井井控储量的物质平衡计算结果

•在注水阶段和生产阶段，缝洞单元连通的储集体范围不同。注水阶段，由于地层压力升高，一些缝被打开，沟通远处缝洞单元，根据注水阶段的压力响应计算的储量将偏大；而在生产阶段，由于压力下降，裂缝开度缩小甚至闭合，导致生产层段供液不足，产量很快降低，导致采出程度很低。保持地层压力，提高注采比将能一定程度地避免这个问题；

•储集空间为充填或裂缝系统，其中的毛管力不可忽视，毛管力导致注入水的滞留，削弱了油水重力置换的效果，导致注水无效或低效。解决的办法是加大注入水量，延长关井置换时间，提高油水置换深度；

•不可置换空间的比例大，导致注入水替油无效，注入的水大部分又被采出来了。对于这一种情况，不宜再注水，而应该加大深抽力度，尽量利用地层弹性能量开采；或者向高部位侧钻水平井，开采注水替油不可置换空间内的油。

表5 典型井井控储量计算结果对比

对比运用物质平衡法计算的井控储量和根据地质模型运用数值模拟历史拟合计算的单井缝-洞单元储量，发现二者存在较大的差异。物质平衡法计算的储量误差除了前面分析的几个因素以外，与数值模拟法最大的区别在于：物质平衡法计算储量是在有限生产时间内压力波及到的局部范围内的有效储量，而根据地质模型计算的储量包括了整个构造区域内，甚至包含了没有连通的无效储量。