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        縫洞型碳酸鹽巖油藏天然水體倍數(shù)估算方法

        2018-07-12 10:55:20張占華吳春新
        關(guān)鍵詞:縫洞碳酸鹽巖溶洞

        劉 學(xué), 張占華, 黃 晶, 吳春新, 張 博

        (1.中海石油(中國)有限公司 天津分公司, 天津 300452; 2.中海油研究總院, 北京 100028)

        0 引言

        目前碳酸鹽巖油藏探明油氣儲(chǔ)量約占全球總儲(chǔ)量的50%,產(chǎn)量約占全球總產(chǎn)量的65%,開發(fā)地位尤為重要[1,2].在眾多碳酸鹽巖油藏中,裂縫型碳酸鹽巖油藏是一種特殊類型的油藏.它是經(jīng)過多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)與古巖溶共同作用形成的,以巖溶縫洞為主控因素,以縫洞儲(chǔ)集體為主的復(fù)雜油氣藏系統(tǒng)[3,4].儲(chǔ)層中流體的主要儲(chǔ)集、滲流通道以孔、縫為主,基質(zhì)的孔隙度以及滲透率都非常小,基本可以忽略不計(jì).由于儲(chǔ)層多受風(fēng)華和剝蝕作用影響,儲(chǔ)集空間形態(tài)各異,同時(shí)非均質(zhì)性較大[5-11].作為油氣田開發(fā)中的一項(xiàng)基本工作,能量分析是開發(fā)技術(shù)政策制訂和調(diào)整的主要依據(jù).

        目前針對(duì)縫洞型油藏天然能量評(píng)價(jià)主要采用以下三種方法:第一種是地質(zhì)描述法[12,13],它是根據(jù)油藏地下資料,以確定圈閉中儲(chǔ)藏的流體地下體積來計(jì)算水體的大小,該方法通常是在油田開發(fā)初期應(yīng)用,其準(zhǔn)確度受地震分辨率的制約.第二種是動(dòng)態(tài)分析法[14-16],該方法主要以油氣產(chǎn)量及壓力的變化特征為研究對(duì)象,應(yīng)用油氣藏工程方法進(jìn)行分析,將物質(zhì)平衡理論與油氣藏的具體開發(fā)地質(zhì)特征相結(jié)合,可以充分的利用油氣藏的動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù),工作量不大但可信度較高.第三種是數(shù)值模擬法[17,18],該方法精度高,可是工作量也相對(duì)較大.

        本文從滲流理論出發(fā),將水侵量轉(zhuǎn)換為油水邊界的壓力梯度的變化,建立了縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層水侵量的解析數(shù)學(xué)模型,并對(duì)該模型進(jìn)行求解.通過對(duì)比物質(zhì)平衡方程的水侵量,結(jié)合試算法調(diào)整無因次半徑的數(shù)值來確定油藏的天然水體倍數(shù),數(shù)值模擬驗(yàn)證具有一定的可靠性,同時(shí)還具有簡單、快捷的特點(diǎn),適合類似油藏的礦場(chǎng)應(yīng)用.

        1 水體計(jì)算方法

        裂縫-孔隙-溶洞三重介質(zhì)油藏井底壓力特征主要分為三個(gè)階段.

        第一階段:假設(shè)裂縫與溶洞相聯(lián)通,溶洞和裂縫系統(tǒng)中的原油流入井筒.基質(zhì)巖塊仍保持原來的狀態(tài),其壓力Pm保持不變,沒有流動(dòng).這時(shí)井底壓力所反映的是溶洞系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)特性.其流動(dòng)性與均質(zhì)油藏基本相同,裂縫-溶洞系統(tǒng)壓力降落不多,Pf+Pc與Pm差值較小,尚未建立起基質(zhì)塊向裂縫中流動(dòng)的正常制度.其井底壓力特性與均質(zhì)孔隙儲(chǔ)層特性類似.

        第二階段:過度階段.這時(shí)(Pf+rPc)-Pm的差值已有一定程度,能建立起從基質(zhì)到裂縫-溶洞的流動(dòng).基質(zhì)塊空隙中流體壓力Pm也逐漸降低.

        第三階段:三重介質(zhì)階段.這是原油從基質(zhì)流入裂縫-溶洞,裂縫-溶洞流入井筒,Pm與(Pf+Pc)同時(shí)下降.井底壓力變化反映的是孔隙-裂縫整體系統(tǒng)的特性,表現(xiàn)出孔隙-裂縫整體的均質(zhì)特性.

        以邊水油藏為例,當(dāng)供給邊界無限大時(shí)(re?rw)可裂縫系統(tǒng)將作為滲流的主要通道,基巖、溶洞主要作為流體交換的介質(zhì),假設(shè)油井定產(chǎn)量生產(chǎn),且內(nèi)外邊界壓差恒定,可求得其通解為[19]:

        (1)

        式(1)中:

        (2)

        (3)

        當(dāng)油水邊界的壓力梯度發(fā)生變化時(shí)將產(chǎn)生水侵,因此得出:

        (4)

        根據(jù)公式(4)求出水侵量的計(jì)算公式:

        (5)

        求出水侵量的計(jì)算公式為:

        (6)

        代入無因次表達(dá)式化簡得[20]:

        (7)

        (8)

        (9)

        對(duì)(9)式進(jìn)行Stehfest數(shù)值反演

        (10)

        由式(10)即可求得不同tD對(duì)應(yīng)的無因次水侵量QD的值,在代入式(7),即:

        (pi-pwf)QD

        (11)

        則累積水侵量為:

        (12)

        根據(jù)假設(shè)條件已知,發(fā)生水侵的主要原因是含水區(qū)巖石和流體的彈性膨脹引起的,水侵為非穩(wěn)態(tài)水侵.可以將式(12)簡化為:

        (13)

        (14)

        (15)

        式(1)~(15)中:m、f、c—基巖、裂縫、溶洞;k—滲透率,μm2;μ—粘度,mPa·s;λ—竄流系數(shù);Cm、Cf、Cc—壓縮系數(shù),1/MPa;pwf—井底流動(dòng)壓力,MPa;pi—原始地層壓力,MPa;re—供給半徑,m;rw—井筒半徑,m;pm、pf、pc—壓力,MPa;We—一定壓力降階段的累積水侵量,m3;△pk—階段壓力降,MPa;Q(tD)—無因次水侵量;tD—無因次時(shí)間.

        計(jì)算水體的步驟為:

        (1)應(yīng)用物質(zhì)平衡方程計(jì)算累積水侵量,縫洞系統(tǒng)的物質(zhì)平衡方程為:

        (1+m)Cc]Δp

        (16)

        其中地層水的體積系數(shù)(Bw)與水的密度(ρw)可近似等于1,則累積水侵量為:

        (17)

        (2)根據(jù)式(14)、(15)計(jì)算無因次時(shí)間tD與階段壓力降Δpk.

        (4)調(diào)整無因次半徑rD的數(shù)值,使物質(zhì)平衡法計(jì)算的水侵量的與非穩(wěn)態(tài)法計(jì)算的水侵量基本相同,利用rD計(jì)算水體規(guī)模.

        (18)

        2 實(shí)例分析

        渤海X油田為一個(gè)利用天然能量開發(fā)的邊水碳酸鹽巖油藏,其地質(zhì)參數(shù)和流體參數(shù)如表1所示.為了進(jìn)一步確定油藏的天然能量和后期是否需要轉(zhuǎn)為注水開發(fā)等問題,需要確定天然水體的倍數(shù),分別采用解析法和數(shù)值模擬法計(jì)算了該油田的水體,該油田的歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表2所示.

        表1 部分地質(zhì)參數(shù)和流體性質(zhì)參數(shù)

        表2 渤海X油田歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)

        根據(jù)非穩(wěn)態(tài)法計(jì)算水體,化簡物質(zhì)平衡方程公式(17).由于該區(qū)塊沒有氣頂,因此在公式(17)中m=0,Bo≈Boi,Bg≈1.

        (19)

        根據(jù)公式(19)求出累積水侵量為71.99×104m3.

        根據(jù)公式(15)求出無因次水侵時(shí)間,再由公式(14)求出階段壓降,計(jì)算結(jié)果如表3所示.

        表3 非穩(wěn)態(tài)水侵量計(jì)算結(jié)果

        當(dāng)rD=6.0時(shí),利用公式(13)求出累積水侵量為68.19×104m3.通過計(jì)算表明,當(dāng)rD=6.0時(shí),非穩(wěn)態(tài)水侵量大于物質(zhì)平衡方法計(jì)算的數(shù)值,重設(shè)rD的值;當(dāng)rD=7.0時(shí),計(jì)算得到非穩(wěn)態(tài)水侵量為77.35×104m3.

        根據(jù)計(jì)算結(jié)果采用插值法計(jì)算rD=6.66,根據(jù)式(18)計(jì)算水體倍數(shù)為84倍.

        渤海X油田數(shù)值模擬模型如圖1所示.全區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量為1 400×104m3左右,全區(qū)含水?dāng)M合較好(如圖2),在此基礎(chǔ)上計(jì)算得到水體體積為12.12×108m3,水體倍數(shù)為86.57倍,基本與本文方法計(jì)算的結(jié)果一致.但是,數(shù)值模擬法需要對(duì)油藏的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行擬合,過程較為復(fù)雜,因此本文方法對(duì)于該類油田估算水體規(guī)模具有一定的優(yōu)勢(shì).

        圖1 渤海X油田數(shù)值模擬網(wǎng)格圖

        圖2 渤海X油田全區(qū)含水率擬合圖

        3 結(jié)論

        (1)將水侵量轉(zhuǎn)換為油水邊界的壓力梯度的變化,建立了縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層水侵量的解析數(shù)學(xué)模型,并通過拉普拉斯變換及Stehfesh數(shù)值反演等數(shù)學(xué)方法得到了該模型的解析解.

        (2)結(jié)合物質(zhì)平衡方程,通過求解階段壓力降及無因次時(shí)間,得到碳酸鹽巖儲(chǔ)層的無因次半徑,通過試算法調(diào)整無因次半徑的數(shù)值來確定油藏的天然水體倍數(shù),該方法通過數(shù)值模擬驗(yàn)證具有一定的可靠性,同時(shí)還具有簡單、快捷的特點(diǎn),適合類似油藏的礦場(chǎng)應(yīng)用.

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