梁 健， 王 棟， 張 鑫， 付亞飛

(中國石化西北油田分公司采油二廠，新疆 輪臺 841600)

0 引 言

隨著碳酸鹽巖油藏開采程度的增大，剩余油表征不清和動用技術不完善已成為限制碳酸鹽巖油氣藏產(chǎn)量的最大難題之一(王世潔等，2005；熊鈺等，2019)。海相碳酸鹽巖儲層沉積環(huán)境特殊，原生孔隙發(fā)育差，主要以后期改造形成的構(gòu)造縫、溶蝕縫、溶蝕孔為儲集空間(鄧模等，2009)。單一縫洞體內(nèi)部具分隔性，主要為溶蝕不均分隔和局部充填分隔；復合縫洞體可由多個單一縫洞體疊置，其內(nèi)部既存在單一縫洞體的內(nèi)部分隔，也存在不同縫洞體之間的系統(tǒng)分隔(謝淑云等，2015)。儲集空間的分布、連通、分隔等問題造成該類油藏剩余油識別極其困難。

針對碳酸鹽巖油氣藏剩余油動用問題，鄭松青等(2019)通過露頭觀察、巖芯識別、井震結(jié)合、動態(tài)對比等多方面的綜合研究，認為影響碳酸鹽巖油藏剩余油分布的主要因素可分為構(gòu)造高點、未井控、裂縫閉合和能量補足4大類；王嘉新等(2019)通過油藏動態(tài)資料及數(shù)模等方法分析了塔河4區(qū)碳酸鹽巖油藏剩余油的分布特征；趙艷艷等(2019)利用流線模擬器擬合方法揭示了不同開發(fā)階段剩余油分布特征和水驅(qū)油狀況；湯妍冰等(2018)從不同尺度進行分析研究,認為剩余油分布受油藏地質(zhì)特征、縫洞發(fā)育特征及開發(fā)因素控制；Ameri等(2013)、Goudarzi等(2015)提出采用周期注水、化學驅(qū)等方式可有效動用以裂縫為主要連通通道的潛山油氣藏剩余油。

隨著此類研究的不斷深入，對縫洞型碳酸鹽巖剩余油的賦存形式和開采方式有了更加深刻的認識，也可以看出國內(nèi)對剩余油的研究則偏向于以縫洞型為主的碳酸鹽巖油氣藏，國外的研究側(cè)重于以裂縫型為主的潛山油氣藏?？傮w而言，當前對碳酸鹽巖油氣藏剩余油動用方法研究較少，特別是對碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏遠端儲量難動用問題的研究進展較慢。

以塔河油田典型縫洞型碳酸鹽巖油藏為例進行相關研究，形成了一套遠井儲集體參數(shù)定量化表征技術，實踐證明有很好的適用性，有效解決了碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏遠井儲量動用難的問題。

1 定量化表征技術

根據(jù)物質(zhì)平衡原理，運用注水指示曲線、液面恢復曲線獲取地層參數(shù)等方法，對遠井儲集體進行定量化研究，建立塔河地區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏遠井儲集體能量及裂縫導流系數(shù)精確計算模型。

1.1 物質(zhì)平衡法

1.1.1 模型1：近井為單一溶洞 假設近井儲集體為單一的溶洞，溶洞內(nèi)只有油水兩相流體，油井正好鉆遇儲集體，溶洞與井筒直接連通。在開采過程中，溶洞內(nèi)原油膨脹釋放的彈性能為主要驅(qū)動能量來源，不考慮圍巖和水的彈性能，且認為地層壓力與井口壓力變化一致，因此認為向地層注水時，水為剛性特征，不可壓縮。在注水替油過程中，注入水的體積Nw即為原油被壓縮的體積ΔV，即：

ΔV=Nw

(1)

根據(jù)原油壓縮系數(shù)定義：

(2)

式(2)中：Co為原油壓縮系數(shù)；Vo為注水前原油的體積，m3；Nw為注入水的體積，m3；Δp為注水前后井口壓力差(井口壓力變化可以近似代替井底壓力變化)，MPa。

由上述公式可得出剩余油體積V0：

(3)

1.1.2 模型2：近井洞+遠井洞 根據(jù)油井注水指示曲線特征，概念模型一般為下列類型(圖1)。

圖1 碳酸鹽巖縫洞型油藏近井溶洞與遠井溶洞連通概念模型

假設裂縫僅起導流作用，溶洞為主要儲集空間，忽略裂縫的儲集性能。假設溶洞1中原油體積為Voi1，地層水體積為Vwi1，溶洞2中原油體積為Voi2，地層水體積為Vwi2，則溶洞1和溶洞2中原始水油體積比分別為：

(4)

油藏注入一定水量Nw，當Nw

(5)

當注入水量>Nw0時，即壓差超過裂縫與第二套儲集系統(tǒng)溶洞溝通的最小壓差時，假設溶洞1與溶洞2溝通時壓力重新分布，短時間內(nèi)達到壓力平衡。

(6)

對于式(6)，當不考慮溶洞中水的彈性能量且認為水的體積系數(shù)恒為1時，可簡化為：

Nw>Nw0

(7)

因此,其壓力表達形式可簡化為下列分段函數(shù)：

(8)

式(8)中，N1、N2分別為近井和遠井剩余儲量，m3，其他符號含義上文均有說明，且均為已知數(shù)，根據(jù)方程組可求出N1、N2的值。

1.2 液面恢復曲線

碳酸鹽巖油藏遠端導流能力直接影響遠井儲集體的動用，而對于縫洞型油藏，由于其極強的非均質(zhì)性(張偉等，2020)，直接求解滲透率比較困難，因此引入更易獲取的導流系數(shù)進行表征(張世亮等，2014)。

將關井液面恢復與壓恢等效處理，代入壓力恢復霍納(Horner)公式：

(9)

式(9)中：pws為液面恢復后的井底壓力，MPa；pi為遠井地層壓力，MPa；q為關井前的日產(chǎn)油，t/d；μ為黏度，mPa·s；k為滲透率，md；h為油藏厚度，m；tp為關井前的生產(chǎn)時間，d；Δt為關井液面恢復時間，d。

液面恢復前期，近井和遠井儲集體共同提供能量；當液面恢復至一定程度后，近井與井底壓力相當，此時僅由遠井提供能量。即當斜率qμ/(4πkh)出現(xiàn)明顯拐點后(圖2)，液面恢復僅由遠井儲集體提供能量，此時：

(10)

式(10)中：k2為遠井儲集體滲透率，md；h2為遠井儲集體油藏厚度，m；t1為關井至出現(xiàn)拐點時間段，d。

圖2 碳酸鹽巖縫洞型油藏液面恢復指示曲線

定義導流系數(shù)為m，則：

(11)

式(11)中，n2為圖2中出現(xiàn)拐點后的斜率，可由圖求得。

綜上，建立了一個能定量計算縫洞型油藏遠井儲集體能量及導流系數(shù)的模型，該模型可有效指導遠井儲集體的動用。

2 遠井儲集體動用技術研究

運用上述定量化模型，基于遠井儲集體能量及裂縫導流系數(shù)對儲集體進行分類，依據(jù)塔河油田實際開發(fā)資料統(tǒng)計，制定了儲集體分類標準。

對塔河油田50口供液不足且關井液面恢復慢的井進行壓力系數(shù)(實際地層壓力與靜水壓力的比值)統(tǒng)計分析(圖3)，壓力系數(shù)均<0.85，且集中在0.75～0.80之間；對塔河油田50口供液不足但關井液面恢復快的井進行導流系數(shù)統(tǒng)計分析(圖4)，導流系數(shù)基本<0.3，且集中在0.1～0.3之間。

基于地層能量，將遠井儲集體劃分為高能量(Ⅰ)與低能量(Ⅱ)兩大類。基于裂縫導流系數(shù)，將儲集體劃分為四小類(表1)，即高能量、高導流(Ⅰa)，高能量、低導流(Ⅰb)，低能量、高導流(Ⅱa)，低能量、低導流(Ⅱb)。

圖3 壓力系數(shù)統(tǒng)計柱狀圖

圖4 導流系數(shù)統(tǒng)計柱狀圖

表1 儲集體分類標準

針對低壓力系數(shù)或低導流系數(shù)的情況，對Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb 3種不同的遠井儲集體類型進行動用方法的適用性研究。

2.1 酸化技術

當碳酸鹽巖縫洞型油藏遠井儲集體未與近井儲集體進行有效溝通時，需對裂縫進行改造，使裂縫尺度進一步增大?？紤]到塔河油田巖性和深度的特殊性(儲層以灰?guī)r為主，深度通常在6 000 m左右)(程曉軍，2018；屈鳴等，2018)，經(jīng)過長時間探索實踐，發(fā)現(xiàn)酸化對裂縫具有較好的改造效果(圖5)。

TH121127井為塔河油田一口開發(fā)井，通過上述模型對該井進行計算，結(jié)果地層壓力為62 MPa，壓力系數(shù)為1.02，流動系數(shù)為0.29，故將TH121127井劃為Ⅰb類儲集體，高能量、低導流特征，遠井儲量動用技術以改善裂縫導流能力為主，因此對該井儲層實施酸化改造。酸化后地層供液能力明顯改善，能連續(xù)生產(chǎn)，酸化后累產(chǎn)油1.3 萬t，效果明顯(圖6)。

2.2 高壓注水替油技術

在風化剝蝕區(qū)，由于地表溶蝕作用，地層中落水洞、豎井通常較發(fā)育，儲集空間形成的油藏較孤立，“定容”特征明顯，當開發(fā)至一定階段時，地層能量下降，無法連續(xù)供液(程洪，2018)。當裂縫導流系數(shù)較高時，高壓注水能注入地層(劉利清等，2017)，注入水一方面能與遠井儲集體進行油水置換，提高油水界面，另一方面能提高遠井儲集體能量，使其能夠持續(xù)供液。

圖5 TH121127井液面恢復及靜壓推導曲線

圖6 TH121127井酸化前后生產(chǎn)曲線對比圖

TH10339CH井為塔河油田另一口開發(fā)井。通過上述模型對該井進行計算，地層壓力為53 MPa，壓力系數(shù)為0.83，導流系數(shù)為0.8，故將TH10339CH井劃為Ⅱa類儲集體，低能量、高導流特征，遠井儲量動用技術以補充地層能量為主，因此對該井實施高壓注水替油(圖7)。

高壓注水量的計算：① 繪制液面恢復曲線，通過霍納曲線求取遠井地層靜壓；② 保證1 200 m理想液面，15 t/d的產(chǎn)能需求條件下，利用流量公式計算出壓差為12.8 MPa；③ 計算1 200 m下的井底流壓為49.8 MPa；④ 井底流壓+壓差即為遠井需要補充的最低能量，為62.6 MPa；⑤ 最后利用注水指示曲線計算對應的需水量，為1.3 萬m3(圖8)。

高壓注水后，日產(chǎn)油能力明顯增強，周期生產(chǎn)時間得到有效延長，累計增油1.9 萬t，效果顯著(圖9)。

2.3 復合措施動用技術

當近井與遠井溝通較差且遠井能量較低時，為實現(xiàn)地層連續(xù)供液，必須同時進行通道改善及能量補給。針對塔河油藏特征，復合措施具有較好的效果，即通過酸化改善通道、過飽和注水(注水壓力高，對裂縫的張開度有一定的改善作用)，補充遠井儲集體能量。

TH121128井為塔河油田又一口開發(fā)井，通過上述模型對該井進行計算(圖10)，地層壓力為58 MPa，壓力系數(shù)為0.84，流動系數(shù)為0.28，故將TH121128井劃為Ⅱb類儲集體，低能量、低導流特征，遠井儲量動用技術以改善裂縫導流能力兼顧補充地層能量為主，因此對該井實施酸化+過飽和注水。采取復合措施后，地層供液能力明顯改善，能連續(xù)生產(chǎn)，累產(chǎn)油0.8 萬t，效果明顯(圖11)。

通過以上定量化技術的應用，針對塔河油田不同的儲集體類型采用不同的動用技術，效率高，增油明顯。

圖7 TH10339CH井液面恢復及靜壓推導曲線

圖8 TH10339CH井高壓注水指示曲線

圖9 TH10339CH井高壓注水前后生產(chǎn)曲線對比圖

圖10 TH121128井靜壓推導及產(chǎn)能推導曲線

對酸化、高壓注水、復合措施累計統(tǒng)計了50口實施井，定義累增油>2 000 t的井為高效井，1 000～2 000 t為中效井，累增油<1 000 t為低效井。對這50口井進行統(tǒng)計分析，高效井所占比例>75%，中效及高效井所占比例>90%(表2)。

表2 遠井儲集體動用技術現(xiàn)場應用效果

3 結(jié) 論

圖11 TH121128井復合措施前后生產(chǎn)曲線對比

(1)基于物質(zhì)平衡原理及注水指示曲線、液面恢復曲線獲取地層參數(shù)的方法，形成了一套碳酸鹽巖油藏遠井儲集體定量表征技術，并對塔河油田儲集體類型進行了分類。

(2)針對塔河油田碳酸鹽巖儲層不同的儲集體特征，進行了3種不同動用方法的研究和應用，高效井所占比例達75%以上。

(3)該遠井儲集體定量化表征方法及動用技術適用于碳酸鹽巖縫洞型油藏。