叢 欣 陳小凡 樂 平 范慶振 陳文鋼

(西南石油大學， 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500)

縫洞型碳酸鹽巖油藏以裂縫、裂縫-孔洞和裂縫-溶洞作為儲集空間，儲集體分布隨機性強，油水關系復雜，儲層非均質(zhì)性強，對其開發(fā)初期的儲量采用常規(guī)方法難以準確評價。應用物質(zhì)平衡法計算儲量，則無需考慮復雜的油藏內(nèi)部結(jié)構(gòu)，也不考慮油藏參數(shù)的變化過程[1-4]。根據(jù)物質(zhì)平衡法原理繪制的生產(chǎn)指示曲線，也被用于油藏驅(qū)替能量分析和動態(tài)儲量計算[5-8]。

在利用生產(chǎn)指示曲線計算動態(tài)控制儲量的過程中，靜壓數(shù)據(jù)是進行地層壓降計算的第一選擇，但在油田開發(fā)初期卻常常面臨靜壓數(shù)據(jù)量太少的問題。本次研究，主要結(jié)合塔河油田奧陶系縫洞型油藏順北1井區(qū)的實際情況，探討在靜壓數(shù)據(jù)不足的情況下，用流壓或油壓代替靜壓繪制生產(chǎn)指示曲線來計算油藏儲量的可行性。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

順北區(qū)構(gòu)造位于塔里木盆地北部坳陷的中西部，處于阿瓦提斷陷北斜坡、順托果勒隆起西北部與沙雅隆起西南部的傾沒端。順托果勒隆起是在前震旦系變質(zhì)巖基底上發(fā)育的古生代隆起，發(fā)育有震旦系至泥盆系的海相沉積、石炭系至二疊系海陸交互相沉積、三疊系至第四系陸相沉積，自加里東期開始并在海西早期定型。北部的塔河油田躍進區(qū)塊、托甫臺地區(qū)及哈拉哈塘油田勘探成果顯著，為斷控巖溶發(fā)育區(qū)，斷裂對儲層發(fā)育控制作用明顯。

順北1區(qū)塊鉆井數(shù)據(jù)顯示，主斷裂以大型溶洞型儲集體為主，次級斷裂發(fā)育裂縫、裂縫-孔洞型。實鉆資料證實，在順北1區(qū)塊主斷裂帶上T74界面以下80 — 110 m鉆遇放空漏失，表明在主斷裂核部均能鉆遇規(guī)模儲層，斷裂+強反射(串珠、雜亂)為較有利的反射模。主斷裂帶上單井具備較高產(chǎn)能，次級斷裂上的產(chǎn)能需要持續(xù)評價。試油試采資料表明：溶洞型和裂縫-孔洞型儲集層能獲高產(chǎn)油氣流且產(chǎn)量相對較穩(wěn)定，這是順北油田最重要的儲集層類型和優(yōu)質(zhì)儲集體。

目前，該區(qū)塊提交圈閉3個，面積99.46 km2，資源量4 256.9×104t。順北1井區(qū)北東向主干斷裂帶上，部署了油藏評價井SHB1-1H井。該井于2015年9月獲得穩(wěn)定的高產(chǎn)工業(yè)油氣流，證實斷裂帶核部整體含油；隨即部署評價開發(fā)井6口，實現(xiàn)對主斷裂的整體控制，6口井全部放空漏失，獲得高產(chǎn)油氣流。

根據(jù)SHB1-1H井PVT分析結(jié)果，順北1區(qū)塊奧陶系油藏地層體積系數(shù)為2.170 6，地層原油密度為0.540 1 gcm3，地層流體屬未飽和油藏；奧陶系原油密度平均為0.792 8 gcm3，黏度為7.42 mPa·s，凝固點為-16 ℃，屬于低凝固點、低黏度輕質(zhì)原油，流動性好。根據(jù)實測靜壓、地溫資料分析，為常溫、常壓油藏。順北1區(qū)塊目前僅SHB1-1H井見少量地層水。

2 油藏生產(chǎn)指示曲線的理論依據(jù)

2.1 單一封閉儲集體

縫洞型碳酸鹽巖油藏在開發(fā)初期，表現(xiàn)為有限封閉性油藏的彈性驅(qū)動[9]。在封閉儲集體中，驅(qū)動能量由油藏自身的彈性能量提供，包括原油、水及巖石的彈性能量。物質(zhì)平衡方程式為：

NpBo+WpBw=NBoiCeffΔp

(1)

其中，Ceff=Co+RCw+(1+R)Cp。

對于封閉、無氣頂氣、無底水、無水侵、未注水的縫洞型碳酸鹽巖油藏，不計產(chǎn)水量，則物質(zhì)平衡方程式可簡化為式(2)[7]。

NpBo=NBoiCeffΔp

(2)

令Y=Δp，X=NpBo，則Y=kX，其中k=1(NBoiCeff)。

式中：Np—— 累計產(chǎn)液量，m3；

Bo—— 原油體積系數(shù)；

Wp—— 累計產(chǎn)水量，m3；

Bw—— 地層水體積系數(shù)；

N—— 油藏的地質(zhì)儲量，m3；

Boi—— 原始原油體積系數(shù)；

Ceff—— 油藏的有效壓縮系數(shù)，MPa-1；

Δp—— 儲集體壓降，MPa；

Co—— 原油壓縮系數(shù)，MPa-1；

R—— 水油體積比；

Cw—— 地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；

Cp—— 巖石壓縮系數(shù)，MPa-1。

繪制累計產(chǎn)液量(地下體積NpBo)和儲集體壓降(Δp)的交會圖(生產(chǎn)指示曲線)，用于油藏驅(qū)替能量分析和動態(tài)儲量計算。封閉儲集體的生產(chǎn)指示曲線呈直線下降(見圖1)，斜率k為常數(shù)。

圖1 封閉儲集體的生產(chǎn)指示曲線

對于封閉、無氣頂氣、無底水、無水侵、未注水的縫洞型碳酸鹽巖油藏，在實際油田開發(fā)中，如油井實施注水、深抽等措施或正常生產(chǎn)過程中，近井儲集體壓力降低到一定程度將溝通遠井儲集體，表現(xiàn)為多套儲集體供液。多套儲集體供液，通常表現(xiàn)為多階段的特征。由物質(zhì)平衡原理，可建立多套儲集體供液的物質(zhì)平衡方程：

NpBo=NBoiCeffΔp+W

(3)

式中：W為第二套儲集體液體侵入量，m3。

生產(chǎn)指示曲線早期的直線段部分反映了油藏自身彈性能量的驅(qū)替特征，而曲線部分(見圖2)則反映了油藏外部能量的驅(qū)替作用。

圖2 多套儲集體逐漸供液的生產(chǎn)指示曲線

生產(chǎn)動態(tài)資料是指油田常規(guī)錄取的數(shù)據(jù)，主要包括油壓、套壓、油嘴尺寸、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、含水率、生產(chǎn)氣油比等生產(chǎn)數(shù)據(jù)。對于開發(fā)初期的縫洞型儲層，可以利用動態(tài)資料來分析儲層連通性和評價儲層能量、產(chǎn)能等。

相對而言，靜壓測試資料能更準確地反映地層能量狀況，但在油藏開發(fā)初期油井的靜壓測試資料較少，而且測試時需關井，會導致靜壓數(shù)據(jù)不連續(xù)。流壓測試資料受到工作制度的影響，生產(chǎn)壓差隨產(chǎn)量大小變化而變化，但相對于井口油壓、套壓而言，它基本沒有受到井筒流動的影響。在生產(chǎn)過程中，如果可從井口測得井底壓力，則可使儲量計算結(jié)果更加準確。在塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)油壓、套壓具有和流壓、地層壓力近似同步變化的特征。

以SHB1-1H井為例。該井所在區(qū)塊發(fā)育多套儲層及兩類儲蓋組合，整體為北東高、南西低的斜坡構(gòu)造，經(jīng)歷多期次構(gòu)造運動和多種性質(zhì)構(gòu)造應力作用，形成了一系列規(guī)模大小不等的斷裂。在其主干斷裂帶上，儲集層以發(fā)育大型洞穴或裂縫-孔洞為特征，獲得了高產(chǎn)油氣流，且產(chǎn)量相對較穩(wěn)定。SHB1-1H井鉆遇儲層發(fā)生漏失，證明鉆遇了溶洞；初期平均產(chǎn)能124.8 td，投產(chǎn)一年內(nèi)累計產(chǎn)油4.8×104t。

該井生產(chǎn)過程中未產(chǎn)水，為自噴井，產(chǎn)量一直相對穩(wěn)定。自噴采油是大型碳酸鹽巖油藏最基本的初期開發(fā)方式[10]。根據(jù)自噴井的生產(chǎn)實際情況，其產(chǎn)油量、含水率、套壓、流壓、油壓等生產(chǎn)指標，在短期內(nèi)不會出現(xiàn)太大波動；油壓和套壓的變化也相對穩(wěn)定，下降趨勢與靜壓變化規(guī)律一致(如圖3)。而在砂巖油藏，靜壓、油壓、流壓在地層滲流過程及井筒舉升油管的流動過程中，由于受到沿程壓力損失、摩阻損失、動能變化等因素影響，其變化則并不同步[11]。

對剛投入開發(fā)不久的油藏，可認為油井靜壓等于原始地層壓力。油井的井底流壓主要與套壓、泵深、動液面、井筒流體重度變化、油層中的流動阻力等因素有關。若生產(chǎn)制度保持不變，井底流壓會隨著時間的延長而減小。井口油壓與油管結(jié)蠟、油嘴大小、脫氣現(xiàn)象、井筒溫度的變化等因素有關。套壓的大小反映著環(huán)形空間壓力的大小及天然氣從油中分離出來的多少。油井在正常生產(chǎn)中的套壓是基本穩(wěn)定的，套壓與井底流壓并無規(guī)律性關系，但在計算中不能忽略套壓。

3 按生產(chǎn)指示曲線計算動態(tài)儲量

根據(jù)SHB1-1H井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，以累計產(chǎn)油量的地下體積為橫軸，分別以靜壓壓降、流壓壓降、油壓壓降為縱軸，繪制生產(chǎn)指示曲線(見圖4)，然后用實際數(shù)據(jù)點擬合出斜率，用斜率計算儲量。

經(jīng)對SHB1-1H井的多輪次試井分析，確定原始水油比R為0.5，即原始地層條件下地層水體積與原油體積為1∶1。按SHB1-1H井的靜壓壓降、流壓壓降、油壓壓降資料，計算得到的動態(tài)儲量分別為428.14×104、508.18×104、445.12×104m3。如果以靜壓壓降計算結(jié)果為基準，則按流壓、油壓資料計算結(jié)果的誤差分別為18.7%、3.97%。SHB1-1H井的生產(chǎn)歷史相對較長，工作制度穩(wěn)定，產(chǎn)量平穩(wěn)，三種方法計算得到的動態(tài)儲量相差不大。這說明在靜壓資料相對缺乏的情況下，可以根據(jù)油壓和流壓的變化，快速估算單井控制儲量，為后期的測試和生產(chǎn)提供依據(jù)。

如果同一區(qū)塊上有多口井存在連通關系，仍然按單井計算動態(tài)儲量，則會存在重復計算的問題。根據(jù)地質(zhì)認識，SHB1-1H井與SHB1-7H井、SHB1-6H井位于同一條斷裂帶上。SHB1-1H井在開井測壓降時，監(jiān)測到了SHB1-7H井開井投產(chǎn)和工作制度調(diào)增的情況，兩次壓力滯后時間為10、14 h，估算壓力擴散速度為245 mh。因此，認定SHB1-1H與SHB1-7H井連通。SHB1-6H井開井后，干擾測試期間，SHB1-7H井壓力降為0.05 MPa，監(jiān)測曲線顯示有2個壓降速度變化點。因此，認定SHB1-7H井與SHB1-6H井連通。于是，將SHB1-1H、SHB1-7H、SHB1-6H劃入一個井組——中部井組。

根據(jù)取得的生產(chǎn)動態(tài)資料，選取中部井組2016年7 — 11月的數(shù)據(jù)，進行生產(chǎn)指示曲線分析及儲量計算。對同一個井組的井，視為擁有同一套壓力系統(tǒng)。記錄對應時間段的井組內(nèi)每口井的靜壓壓降，將每口井的累計產(chǎn)量疊加，繪制生產(chǎn)指示曲線；再根據(jù)線性回歸方法，得井組的生產(chǎn)指示曲線(如圖5)。由此計算得到的動態(tài)儲量，相比按單井計算的動態(tài)儲量明顯少了許多(見表1)。這是因為以井組為基礎計算儲量，避免了重復計算的問題，在一定程度上降低了儲量計算結(jié)果的誤差。

圖5 中部井組的生產(chǎn)指示曲線

井號動態(tài)儲量∕(104 m3)合計儲量∕(104 m3)SHB1-1H428.14SHB1-7H508.181 381.44SHB1-6H445.12井組721.70721.70

4 結(jié) 語

利用油氣田生產(chǎn)資料來計算動態(tài)地質(zhì)儲量的物質(zhì)平衡法，適用于油氣藏開采已有一段時間，可得到一定生產(chǎn)動態(tài)資料的情況。在自噴井產(chǎn)量穩(wěn)定階段及不含水(或含水少且穩(wěn)定)階段，可根據(jù)壓降與累計產(chǎn)量計算儲量，計算結(jié)果誤差相對較小。

塔河油田順北1區(qū)塊的投產(chǎn)井，在生產(chǎn)初期測試資料較少，可以根據(jù)油壓和流壓的變化，快速估算單井控制儲量，從而為后期的測試和生產(chǎn)提供依據(jù)。這是在靜壓資料缺乏的情況下，計算評價動態(tài)儲量的有效補充手段。

以單井為基礎計算動態(tài)儲量，由于井間的連通關系，可能存在儲量重復計算的問題。應結(jié)合地質(zhì)認識和生產(chǎn)動態(tài)資料，綜合評價井間連通性，然后劃分井組。以井組為基礎計算動態(tài)儲量，在一定程度上克服了重復計算的問題，其結(jié)果相對更加可靠。