塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏远井储集体定量化表征及动用技术

2021-04-28 03:18付亚飞

地质学刊 2021年1期

梁健，王栋，张鑫，付亚飞

(中国石化西北油田分公司采油二厂，新疆轮台 841600)

0 引言

随着碳酸盐岩油藏开采程度的增大，剩余油表征不清和动用技术不完善已成为限制碳酸盐岩油气藏产量的最大难题之一(王世洁等，2005；熊钰等，2019)。海相碳酸盐岩储层沉积环境特殊，原生孔隙发育差，主要以后期改造形成的构造缝、溶蚀缝、溶蚀孔为储集空间(邓模等，2009)。单一缝洞体内部具分隔性，主要为溶蚀不均分隔和局部充填分隔；复合缝洞体可由多个单一缝洞体叠置，其内部既存在单一缝洞体的内部分隔，也存在不同缝洞体之间的系统分隔(谢淑云等，2015)。储集空间的分布、连通、分隔等问题造成该类油藏剩余油识别极其困难。

针对碳酸盐岩油气藏剩余油动用问题，郑松青等(2019)通过露头观察、岩芯识别、井震结合、动态对比等多方面的综合研究，认为影响碳酸盐岩油藏剩余油分布的主要因素可分为构造高点、未井控、裂缝闭合和能量补足4大类；王嘉新等(2019)通过油藏动态资料及数模等方法分析了塔河4区碳酸盐岩油藏剩余油的分布特征；赵艳艳等(2019)利用流线模拟器拟合方法揭示了不同开发阶段剩余油分布特征和水驱油状况；汤妍冰等(2018)从不同尺度进行分析研究,认为剩余油分布受油藏地质特征、缝洞发育特征及开发因素控制；Ameri等(2013)、Goudarzi等(2015)提出采用周期注水、化学驱等方式可有效动用以裂缝为主要连通通道的潜山油气藏剩余油。

随着此类研究的不断深入，对缝洞型碳酸盐岩剩余油的赋存形式和开采方式有了更加深刻的认识，也可以看出国内对剩余油的研究则偏向于以缝洞型为主的碳酸盐岩油气藏，国外的研究侧重于以裂缝型为主的潜山油气藏。总体而言，当前对碳酸盐岩油气藏剩余油动用方法研究较少，特别是对碳酸盐岩非均质油藏远端储量难动用问题的研究进展较慢。

以塔河油田典型缝洞型碳酸盐岩油藏为例进行相关研究，形成了一套远井储集体参数定量化表征技术，实践证明有很好的适用性，有效解决了碳酸盐岩非均质油藏远井储量动用难的问题。

1 定量化表征技术

根据物质平衡原理，运用注水指示曲线、液面恢复曲线获取地层参数等方法，对远井储集体进行定量化研究，建立塔河地区碳酸盐岩缝洞型油藏远井储集体能量及裂缝导流系数精确计算模型。

1.1 物质平衡法

1.1.1 模型1：近井为单一溶洞假设近井储集体为单一的溶洞，溶洞内只有油水两相流体，油井正好钻遇储集体，溶洞与井筒直接连通。在开采过程中，溶洞内原油膨胀释放的弹性能为主要驱动能量来源，不考虑围岩和水的弹性能，且认为地层压力与井口压力变化一致，因此认为向地层注水时，水为刚性特征，不可压缩。在注水替油过程中，注入水的体积Nw即为原油被压缩的体积ΔV，即：

ΔV=Nw

(1)

根据原油压缩系数定义：

(2)

式(2)中：Co为原油压缩系数；Vo为注水前原油的体积，m3；Nw为注入水的体积，m3；Δp为注水前后井口压力差(井口压力变化可以近似代替井底压力变化)，MPa。

由上述公式可得出剩余油体积V0：

(3)

1.1.2 模型2：近井洞+远井洞根据油井注水指示曲线特征，概念模型一般为下列类型(图1)。

图1 碳酸盐岩缝洞型油藏近井溶洞与远井溶洞连通概念模型

假设裂缝仅起导流作用，溶洞为主要储集空间，忽略裂缝的储集性能。假设溶洞1中原油体积为Voi1，地层水体积为Vwi1，溶洞2中原油体积为Voi2，地层水体积为Vwi2，则溶洞1和溶洞2中原始水油体积比分别为：

(4)

油藏注入一定水量Nw，当Nw

(5)

当注入水量>Nw0时，即压差超过裂缝与第二套储集系统溶洞沟通的最小压差时，假设溶洞1与溶洞2沟通时压力重新分布，短时间内达到压力平衡。

(6)

对于式(6)，当不考虑溶洞中水的弹性能量且认为水的体积系数恒为1时，可简化为：

Nw>Nw0

(7)

因此,其压力表达形式可简化为下列分段函数：

(8)

式(8)中，N1、N2分别为近井和远井剩余储量，m3，其他符号含义上文均有说明，且均为已知数，根据方程组可求出N1、N2的值。

1.2 液面恢复曲线

碳酸盐岩油藏远端导流能力直接影响远井储集体的动用，而对于缝洞型油藏，由于其极强的非均质性(张伟等，2020)，直接求解渗透率比较困难，因此引入更易获取的导流系数进行表征(张世亮等，2014)。

将关井液面恢复与压恢等效处理，代入压力恢复霍纳(Horner)公式：

(9)

式(9)中：pws为液面恢复后的井底压力，MPa；pi为远井地层压力，MPa；q为关井前的日产油，t/d；μ为黏度，mPa·s；k为渗透率，md；h为油藏厚度，m；tp为关井前的生产时间，d；Δt为关井液面恢复时间，d。

液面恢复前期，近井和远井储集体共同提供能量；当液面恢复至一定程度后，近井与井底压力相当，此时仅由远井提供能量。即当斜率qμ/(4πkh)出现明显拐点后(图2)，液面恢复仅由远井储集体提供能量，此时：

(10)

式(10)中：k2为远井储集体渗透率，md；h2为远井储集体油藏厚度，m；t1为关井至出现拐点时间段，d。

图2 碳酸盐岩缝洞型油藏液面恢复指示曲线

定义导流系数为m，则：

(11)

式(11)中，n2为图2中出现拐点后的斜率，可由图求得。

综上，建立了一个能定量计算缝洞型油藏远井储集体能量及导流系数的模型，该模型可有效指导远井储集体的动用。

2 远井储集体动用技术研究

运用上述定量化模型，基于远井储集体能量及裂缝导流系数对储集体进行分类，依据塔河油田实际开发资料统计，制定了储集体分类标准。

对塔河油田50口供液不足且关井液面恢复慢的井进行压力系数(实际地层压力与静水压力的比值)统计分析(图3)，压力系数均<0.85，且集中在0.75～0.80之间；对塔河油田50口供液不足但关井液面恢复快的井进行导流系数统计分析(图4)，导流系数基本<0.3，且集中在0.1～0.3之间。

基于地层能量，将远井储集体划分为高能量(Ⅰ)与低能量(Ⅱ)两大类。基于裂缝导流系数，将储集体划分为四小类(表1)，即高能量、高导流(Ⅰa)，高能量、低导流(Ⅰb)，低能量、高导流(Ⅱa)，低能量、低导流(Ⅱb)。

图3 压力系数统计柱状图

图4 导流系数统计柱状图

表1 储集体分类标准

针对低压力系数或低导流系数的情况，对Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb 3种不同的远井储集体类型进行动用方法的适用性研究。

2.1 酸化技术

当碳酸盐岩缝洞型油藏远井储集体未与近井储集体进行有效沟通时，需对裂缝进行改造，使裂缝尺度进一步增大。考虑到塔河油田岩性和深度的特殊性(储层以灰岩为主，深度通常在6 000 m左右)(程晓军，2018；屈鸣等，2018)，经过长时间探索实践，发现酸化对裂缝具有较好的改造效果(图5)。

TH121127井为塔河油田一口开发井，通过上述模型对该井进行计算，结果地层压力为62 MPa，压力系数为1.02，流动系数为0.29，故将TH121127井划为Ⅰb类储集体，高能量、低导流特征，远井储量动用技术以改善裂缝导流能力为主，因此对该井储层实施酸化改造。酸化后地层供液能力明显改善，能连续生产，酸化后累产油1.3 万t，效果明显(图6)。

2.2 高压注水替油技术

在风化剥蚀区，由于地表溶蚀作用，地层中落水洞、竖井通常较发育，储集空间形成的油藏较孤立，“定容”特征明显，当开发至一定阶段时，地层能量下降，无法连续供液(程洪，2018)。当裂缝导流系数较高时，高压注水能注入地层(刘利清等，2017)，注入水一方面能与远井储集体进行油水置换，提高油水界面，另一方面能提高远井储集体能量，使其能够持续供液。

图5 TH121127井液面恢复及静压推导曲线

图6 TH121127井酸化前后生产曲线对比图

TH10339CH井为塔河油田另一口开发井。通过上述模型对该井进行计算，地层压力为53 MPa，压力系数为0.83，导流系数为0.8，故将TH10339CH井划为Ⅱa类储集体，低能量、高导流特征，远井储量动用技术以补充地层能量为主，因此对该井实施高压注水替油(图7)。

高压注水量的计算：① 绘制液面恢复曲线，通过霍纳曲线求取远井地层静压；② 保证1 200 m理想液面，15 t/d的产能需求条件下，利用流量公式计算出压差为12.8 MPa；③ 计算1 200 m下的井底流压为49.8 MPa；④ 井底流压+压差即为远井需要补充的最低能量，为62.6 MPa；⑤ 最后利用注水指示曲线计算对应的需水量，为1.3 万m3(图8)。

高压注水后，日产油能力明显增强，周期生产时间得到有效延长，累计增油1.9 万t，效果显著(图9)。

2.3 复合措施动用技术

当近井与远井沟通较差且远井能量较低时，为实现地层连续供液，必须同时进行通道改善及能量补给。针对塔河油藏特征，复合措施具有较好的效果，即通过酸化改善通道、过饱和注水(注水压力高，对裂缝的张开度有一定的改善作用)，补充远井储集体能量。

TH121128井为塔河油田又一口开发井，通过上述模型对该井进行计算(图10)，地层压力为58 MPa，压力系数为0.84，流动系数为0.28，故将TH121128井划为Ⅱb类储集体，低能量、低导流特征，远井储量动用技术以改善裂缝导流能力兼顾补充地层能量为主，因此对该井实施酸化+过饱和注水。采取复合措施后，地层供液能力明显改善，能连续生产，累产油0.8 万t，效果明显(图11)。

通过以上定量化技术的应用，针对塔河油田不同的储集体类型采用不同的动用技术，效率高，增油明显。