多层油藏层间压力变异系数评价方法研究与应用

蔡 晖 石洪福

中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

合理压力系统是油藏开发效果评价的主要内容之一。合理压力系统是指协调好注入压力、油藏压力和生产井底流压,充分发挥天然能量的同时能够最经济有效开发油藏。目前业界对压力系统的评价聚焦于对整个油藏或者某个区块整体平均压力进行考察,多采用关井测压、数值模拟预测、试井分析、物质平衡等方法。这种整体平均压力评价对于层系单一或者水平井单砂体开发油藏具有一定有效性,但是对于长期注水开发的多层砂岩油藏没有有效性。海上多层砂岩油藏各层之间物性差异大,经过长期注水开发造成吸水和产液差异较大,表现出层间压力差异较大特征。本文以渤海典型多层砂岩油藏为例,建立一种新的评价层间压力差异程度的方法。

渤海蓬莱油田是典型的陆相沉积多层砂岩油藏,主要地质特点是纵向跨度大(达500 m)、含油层段长、储层非均质性较强。开发初期为了降低成本和风险,多采用大井距多层合注合采的高速开发模式[1-5]。随着开发进行,各小层吸水和产液不均加剧,使层间压力差异越来越明显。纵向压力差异给各层的动用状况和安全生产都带来很大影响。目前油田开发效果评价中对压力的评价主要是考察地层平均压力保持水平以及是否低于泡点压力[6-11]。建立层间压力差异程度评价方法,对层间压力差异进行科学分类分析和分类治理,对制定针对性的注采调整策略、实现层间均衡驱替、提高油田开发效益具有重要意义。

1 目标油田概况

1.1 地质油藏特征

蓬莱油田位于渤海海域渤南低凸起中段的东北端,发育在郯庐断裂带上,是在古隆起背景上发育起来的被断层复杂化的断裂背斜。新近系馆陶组和明化镇组下段为油田主要含油层段,储集层岩性为河流相陆源碎屑岩,目的层段岩性以长石砂岩为主,平均油层厚度100 m。平面上断层十分发育,纵向上存在多套油水系统,油气分布及压力系统较复杂,为构造型层状边水油藏。地面原油密度及黏度较大、凝固点低,地层原油饱和压力较高、地饱压差小[12-15]。总之,蓬莱油田是一个油藏埋深较浅、油水系统复杂、原油密度及黏度较大、高丰度、高产能的大型海上油田。

1.2 开发特征

蓬莱油田是最典型的多层砂岩油藏,储层厚薄不均,物性差异大。蓬莱油田开发整体可分为三个阶段:第一阶段是2002—2006年一期先导试验开发阶段,新建1座平台,主要开发油田构造高部位主体区,平面上采用反九点面积井网,纵向上采用定向井一套层系开发；第二阶段是2007—2012年二期全面开发阶段,新建6座平台,对油田主体区和边部进行全面开发；第三阶段是2013—2019年局部调整阶段,主要采用剩余井槽和低效井侧钻完善局部注采井网,挖潜剩余油。

蓬莱油田开发初期为提高采油速度,缩短投资回收期,采用定向井一套层系开发。经过十几年大井距多层合注合采水驱开发,层间矛盾逐步加剧,主要表现为层间动用程度差异大、层间压力差异大等。这种层间压力差异不但会抑制低压层潜力的释放,导致高压层单层单向水窜,还会影响油田安全生产。通过科学评价层间压力差异程度,可以为油田注水井分层配注方案、产液结构调整方案、油田进一步分层系方案和新井钻完井井控等油田开发决策提供直接依据[16-20]。

2 常规统计学方法评价层间压力差异程度

层间压力变异系数是反应多层油藏层间压力分布趋势一个参数,各层压力越集中则层间压力变异系数越小,各层压力越分散则层间压力变异系数越大。通常,初始开发正常压力梯度的油藏层间压力变异系数很小,接近于0。随着开发进行,由于储层非均质性导致各小层吸水和产液不均以及井网的差异等,层间压力变异系数逐步扩大。层间压力变异系数越大,代表层间压力差异越大,层间干扰越强,油藏管理越难,开发效果越差。

常规统计学方法计算层间压力变异系数的公式为:

(1)

其中

(2)

(3)

该方法是按照纯数学统计学计算,其优点是适合于任何压力分布类型;缺点是没有考虑参数的物理意义,计算的层间压力变异系数理论值在0(完全均衡)到+∞(极不均衡)之间,指标缺乏相对性,很难直观形象确定其层间压力差异程度。

3 Dykstra-Parsons方法评价层间压力差异程度

Dykstra-Parsons在1950年首次把统计方法引入油藏开发中来描述渗透率变异系数,它通过描述油藏岩石物性形成的地质过程,认为储层非均质性一般是呈正态分布,因此提出了一种标准化的计算变异系数的方法。我们进一步把这种方法推广到层间压力变异系数的计算上,首先对各小层压力从小到大进行排序,然后按照下式计算变异系数:

(4)

式中:p50为油层累积厚度为50%对应的压力值,称为概率平均压力,MPa;p84.1为油层累积厚度为84.1%对应的压力值,MPa；D-pVp为Dykstra-parsons方法计算的压力变异系数。

该方法首先对压力数据进行预处理,然后计算层间压力变异系数。其优点是计算出来的变异系数在0～1之间,缺点是只适用于样本点呈正态分布的油藏。油藏层间压力分布不同于渗透率分布,它受到后期开发动态的显著影响,因此实际开发过程中层间压力点很难呈现标准正态分布,Dykstra-Parsons方法不适用,因此必须采用新方法评价层间压力差异程度。

4 洛伦兹曲线法评价层间压力差异

洛伦兹曲线在业界通常被用于描述社会财富分配差异程度。通过该方法计算,能够得到基尼系数,基尼系数在0～1之间。贫富差距越大,基尼系数越大,若财富平均分配,基尼系数为0,见图1。

图1 洛伦兹曲线图

本文采用洛伦兹曲线计算层间压力变异系数,主要计算步骤如下。

1)对油藏中所有参与计算的层位压力按照从小到大的顺序排列。

2)把各个层位油层厚度累积百分比作为x轴,小层压力累积百分比作为y轴,第m个点坐标为:

(5)

3)将厚度累积百分比和压力累积百分比绘制在笛卡尔坐标系中。

4)采用洛伦兹曲线法计算层间压力变异系数值为:

(6)

S0面积计算通常采用数值积分方式；LVp为洛伦兹曲线法计算的变异系数。

该曲线的物理意义是:SAEB是指占油层总厚度一定百分比的各层所累加的压力之和在全部油层的压力之和中所占的比重。其中AB线是层间压力完全均衡线,代表各层压力完全相同,层间压力变异系数为0;AD线是层间压力完全非均衡线,代表各层压力差异很大,某一层压力与累积压力基本相同,层间压力变异系数为1。

5 洛伦兹曲线法方法应用及效果

以蓬莱油田为靶区,分析层间压力变异系数。蓬莱油田2个典型区块2区和4区小层厚度和各小层压力分布状况见表1。油田原始地层压力在12.0～14.0 MPa之间,通过分析表1可以发现,2区前期由于注采井网不完善、欠注等造成整体亏压,另外经过长期水驱开发，层间吸水不均,导致压力呈现出“上低下高”特征,油藏L100～L120小层压力较高,L80～L90小层压力较低。4区注采井网较为完善,注水完成较好,整体压力保持水平较高,层间压力不均主要表现为“上高下低”,即油藏L50～L80小层压力较高,L50～L90小层压力较低。经过注水和产液综合治理,2区和4区的层间压力差异得到一定程度改善,但是仍存在压力不均现象。

表1 蓬莱油田地层压力状况表

为评价2区和4区的层间压力变异系数和综合治理效果,分别采用常规统计学方法、Dykstra-Parsons方法、洛伦兹曲线法3种方法计算治理前后层间压力变异系数,计算结果见表2。对表2结果进行分析可以得出:不同方法计算得出的压力变异系数绝对值不相同,但是数据趋势相似。3种方法均表现出治理前初始状态层间压力差异大,变异系数大,经过治理后均有一定程度改善,变异系数减小的情况。常规统计学方法得到结果对比性不明显,Dykstra-Parsons方法适用于样本点呈现正态分布的油田,油田各小层压力样本点不完全呈现正态分布,因此不建议采纳以上两种方法计算蓬莱油田压力变异系数。洛伦兹曲线法计算层间压力变异系数图见图2。

表2 层间压力变异系数计算方法对比表

图2 洛伦兹曲线法计算层间压力变异系数图

对于海上油田,层间压力存在明显差异,且压力样本点随机分布,洛伦兹曲线法不仅可以满足样本点随机分布的特征,而且可以形象展示各个区压力差异的特征,因此推荐采用洛伦兹曲线法计算海上油田层间压力变异系数。图2可以看出2区和4区初始状态与标准线之间面积较大,其中2区以亏压为主,位于标准线以下,4区以超压为主,位于标准线之上。经过治理后，2区和4区与标准线之间面积减小,也就意味着层间压力变异系数变小,层间压力差异程度减小减缓。从图2中也可以看出,4区治理后效果改善明显,层间压力变异系数从0.15减小到0.08,2区治理后效果不明显,层间压力变异系数从0.18减小到0.14,这与油田实际开发效果和地质油藏认识也是吻合的[21]。总之,洛伦兹曲线法不仅可以评价目前层间压力差异程度,指明后期继续治理方向,还可以评价治理效果。

6 结论

1)定义了层间压力变异系数的概念,给出了计算层间压力变异系数的3种方法，即常规统计学方法、Dykstra-Parsons方法和洛伦兹曲线法,并明确了每种方法的具体计算步骤、优缺点和适用范围。

2)结合海上油田实际状况,应用3种方法分别计算了典型区块的层间压力变异系数。实例应用表明,洛伦兹曲线法能够满足海上油田长期水驱后小层压力随机分布的特征,得到的计算结果与油藏实际认识基本相一致,并且该方法可以直观形象反应层间压力变异系数的特征。

3)采用洛伦兹曲线法评价层间压力差异的变化趋势能够反应油田注水井分层调配和油井产液结构调整等油藏管理的效果,因此推荐应用洛伦兹曲线法来计算海上油田层间压力变异系数。