缝洞型油藏物质平衡方程及驱动能量分析

郑松青,崔书岳,牟 雷

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

中国海相碳酸盐岩石油地质储量主要分布在塔里木盆地，以缝洞型油藏为主。截至“十二五”末，塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩探明石油地质储量已近18×108t。能量分析是油气田开发中的一项基本工作，是开发技术政策制订和调整的主要依据之一。前人在缝洞型油藏天然能量评价方面做了很多工作[1-3]，但对于驱动类型并未深入研究。特别是塔里木盆地缝洞型油藏埋藏深(大于5 500 m)，储集空间大，在开发过程中是否发生塑性形变(缝洞垮塌)，是否成为原油流出的驱动能量之一，目前尚未有论述。在对缝洞型油藏特征及水体特征分析的基础上，建立了物质平衡方程，对其驱动能量进行了研究。

1 缝洞型油藏地质特征

塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏是在多期构造和岩溶叠加基础上形成的改造型油藏[4-6]，储集空间类型多，规模差异大，小到微米级的基质粒间溶孔、晶间孔，大到数十米的大型溶洞，都有分布，非均质性极强[7-8]。有效储集空间是多次构造作用和岩溶作用下形成的构造缝、溶蚀缝、大型洞穴和小型的溶蚀孔洞；基质低孔、低渗，基本不具备储渗能力[9-10]。根据胡向阳等人的研究结果，塔河油田4区溶洞和溶蚀孔洞储量占全区储量的90%以上[11-12]。孔、洞、缝多类型储集空间构成的离散缝洞体是缝洞型油藏基本油气储集单元。

缝洞体在垂向上具有明显分带性，不同岩溶带缝洞发育特征不同。根据现有研究成果，奥陶系缝洞型油藏自上而下分为：表层岩溶带、渗流岩溶带、径流岩溶带和潜流岩溶带，其中，表层带、渗流带和径流带是缝洞体主要发育带，潜流带位于潜水面以下，水动力弱，充填作用强，胶结强烈，储集性能差[13-14]。塔里木盆地缝洞体主要发育在T74面(中─上奥套统不整合面)下200 m的范围内。

2 缝洞型油藏物质平衡方程

物质平衡方程是油气藏动态分析的基本工具，也是能量分析的主要手段之一。常规物质平衡方程处理边底水问题过于复杂，且水侵渗透率为定值，但缝洞型油藏为离散介质，水侵通道复杂多变，导致渗透率具有时变性。基于缝洞型油藏特征，简化底水处理，推导了以原油地质储量为基数的油区综合压缩系数及以底水水体体积为基数的水区综合压缩系数，建立了物质平衡方程，为能量分析提供了研究技术支撑。

塔里木盆地奥陶系缝洞型油藏埋藏深(大于5 500 m)，地饱压差大(大于30 MPa)，无气顶，天然驱动能量主要来自原油膨胀、底水弹性驱和岩石变形。为此，基本假设如下：缝洞型油藏上部缝洞体储油，下部缝洞体储水，定容水体。天然能量开发阶段，物质平衡方程可以表示为：

NpBo+WpBw=NBoiCtoΔp+VwBwiCtwΔp

(1)

式中：Np为累计产油量，104m3；Wp为累计产水量，104m3；Bo为当前压力下原油体积系数；Bw为当前压力下底水体积系数；Boi为原始压力下原油体积系数；Bwi为原始压力下底水体积系数；N为原油地质储量，104m3；Cto为油区综合压缩系数，MPa-1；Ctw为水区综合压缩系数，MPa-1；△p为压降，MPa；Vw为底水体积，104m3。

缝洞型油藏储集空间尺度大，不存在束缚水与残余油[15]，在前述基本假设下，油区和水区的综合压缩系数不能采用现有公式计算，需重新确定。

原油地质储量为N，底水体积为Vw，岩石孔隙的体积为Vp，压力下降dp时，油、水、孔隙体积的变化分别为：

dVo=NBoiCodp

(2)

dVw=VwBwiCwdp

(3)

dVp=VpCpdp

(4)

式中：dVo为原油体积变化，104m3；dVw为地层水体积变化，104m3；dVp为孔隙体积变化，104m3；dp为压降，MPa。Co为原油压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Cp为岩石孔隙的压缩系数，MPa-1；Vp为岩石孔隙体积，104m3。

压缩系数的计算方法同应用的基数量有关，应用的基数量不同，计算方法不同[16]。油区以原油地质储量为基数的综合压缩系数可表示为：

(5)

忽略束缚水，则有：

Vp=NBoi

(6)

上部油区的综合压缩系数可表示为：

Cto=Co+Cp

(7)

同理，下部水区以水体体积为基数的综合压缩系数可表示为：

Ctw=Cw+Cp

(8)

将式(7)、(8)分别代入式(1)可得存在底水时缝洞型油藏的物质平衡方程：

NpBo+WpBw=[NBoi(Co+Cp)+VwBwi(Cw+Cp)]Δp

(9)

3 天然能量分析方法

能量分析的主要目的是确定天然能量驱动类型，即缝洞型油藏在开发过程中是否发生塑性形变，成为原油流出驱动能量的问题。为方便量化分析，提出3个新的驱动指数：原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性变形驱动指数。计算公式分别为：

(10)

(11)

(12)

式中：Io为原油弹性驱动指数；Iw为底水弹性驱动指数；Ip为岩石弹塑性变形驱动指数。

计算驱动指数时，原油的地质储量、压缩系数、地层水的压缩系数等都是已知的。但底水的体积和岩石孔隙压缩系数难以确定，原因是岩石变形既有弹性变形，也有塑性变形，缝洞型油藏在开发中，是否发生不可逆塑性变形，目前尚无结论。因此，不能使用实验室测得的岩石弹性压缩系数。针对以上问题，利用物质平衡方程(9)，建立水体体积与孔隙压缩系数的关系，通过地质分析预估水体范围，进而估算孔隙压缩系数，计算原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性驱动指数，明确其驱动类型。若岩石孔隙压缩系数量级在弹性压缩的范围内，则认为岩石为弹性变形；反之，则认为发生不可逆的塑性变形。

4 典型单元分析

以塔河油田4区S48单元为例，利用上述方法研究缝洞型油藏的驱动类型。S48单元1997年投入开发，2005年5月开始注水。含油面积为11.82 km2，石油地质储量为3 069×104t，原始地层压力为61.3 MPa，注水前压力为56.6 MPa，累计产油为350×104t，累计产水为82×104t，地面原油密度为0.948 2 g/cm2，原油体积系数为1.162 5，弹性压缩系数为11×10-4MPa-1，地层水密度为1g/cm2，体积系数为1，弹性压缩系数为4×10-4MPa-1。

4.1 底水水体体积分析

根据前期研究成果，S48单元T74不整合面的深度为5 350～5 520 m，油水界面约为5 700 m[17]，距离T74面180～350 m。为确定油水界面以下水体的发育情况，从完钻井资料、地质成因以及新钻井等方面进行分析。

完钻井资料显示，塔河4区94%的溶洞分布在T74面以下150 m的范围内，距离风化不整合面越远，溶洞发育程度越弱。

从地质成因分析，塔河4区受构造脉动式抬升(侵蚀基准面脉动式下降)控制，纵向上形成3个缝洞段[11]：Ⅰ段为T74面以下0～60 m，属于早期渗流或径流岩溶形成的溶蚀段；Ⅱ段为T74面以下60～150 m，属于早期径流岩溶基础上形成的溶蚀段；Ⅲ段为T74面150 m以下，为后期径流岩溶形成的溶蚀段，溶洞规模小。

为研究塔里木盆地深层碳酸盐岩储层发育情况，塔河油田于2006年部署塔深1井，该井完钻井深为8 408 m(T74面深度为5 573 m)，发现寒武系碳酸盐岩储集空间以裂缝和溶蚀孔洞为主，有油气显示，但规模小于奥陶系[18]。

据上述分析，S48单元油水界面以下并不具备储存大规模水体的地质条件。根据物质平衡方程，水体越大，孔隙压缩系数越小。对孔隙压缩系数有较为保守的估计，取水体体积倍数为1～10。

4.2 驱动指数计算及驱动类型分析

利用物质平衡方程分析，水体体积倍数为1～10，可以求得岩石孔隙压缩系数为2.0×10-3～1.3×10-2MPa-1。根据实验测量结果，孔隙度为5%的溶洞储集体的弹性压缩系数约为2×10-5MPa-1，仅为该区岩石孔隙压缩系数的1/500～1/100。说明在开发过程中缝洞型储层变形已经远远超过弹性变形的范围，发生了塑性变形。

利用式(10)～(12)，水体体积倍数为1～10时，可以计算得到原油弹性驱动、底水弹性驱动和岩石塑性变形驱动的驱动指数范围分别为4.3%、1.3%～14.7%、81.0%～94.4%。可见，S48单元80%以上的原油因岩石弹塑性变形产出，说明塔里木盆地缝洞型油藏在开发过程中，因其埋藏深、储集空间大，缝洞介质发生弹塑性变形，并成为缝洞型油藏的主要驱动类型。

4.3 结果验证

利用密度、声波、自然伽马等测井数据计算了塔河油田4 500～5 500 m地层水平主应力当量密度值的变化范围：最大水平主地应力σH为2.4～2.7 kg/L，最小水平主地应力σh为1.7～1.9 kg/L，远大于上覆地层自重产生的均匀水平地应力当量密度(σv=1.2～1.5 kg/L)，3个地应力大小关系为σH>σh>σv。说明2个水平地应力的大小相差较大，构造应力大，属于构造运动影响区，在油田开发过程中，缝洞容易垮塌[19]。

5 结 论

(1) 针对缝洞型油藏特征，简化水体处理，修正综合压缩系数计算方法，建立了缝洞型油藏物质平衡方程，为能量评价提供了技术手段。

(2) 提出了3个新的缝洞型油藏天然能量评价指标：原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性变形驱动指数，实现了对驱动类型的量化分析。

(3) 塔里木盆地奥陶系缝洞型油藏开发过程中，缝洞体发生了塑性变形，岩石弹塑性驱动是其天然能量开发阶段的主要驱动类型。

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