巫 波 楊文東 姜應(yīng)兵 張 曉

（1. 中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 烏魯木齊 830011； 2. 西安華線石油科技有限公司， 陜西 西安 710065）

0 引 言

塔里木盆地塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于典型的縫洞型油藏， 儲集空間主要以裂縫和溶洞為主， 儲層介質(zhì)類型多樣且尺度不一， 非均質(zhì)性極強［1-4］。 由于儲集空間類型和分布的復(fù)雜性， 導(dǎo)致利用靜態(tài)方法評價動態(tài)儲量的相關(guān)儲層參數(shù)取值準確性較差［5-6］， 尤其是儲層綜合壓縮系數(shù)的取值可靠性較低［7］， 阻礙了油藏開發(fā)和調(diào)整等措施的開展。 縫洞型油藏動態(tài)儲量評價方法較多， 包括傳統(tǒng)的物質(zhì)平衡法［8-10］、 改進物質(zhì)平衡方法［11-13］、 產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法［14-15］、 試井法［16-17］、 注水指示曲線法［18-19］等， 這些方法所涉及到的儲層相關(guān)參數(shù)如綜合壓縮系數(shù)都未能提出較準確取值的依據(jù)， 動態(tài)儲量計算結(jié)果仍受儲層參數(shù)取值可靠性的影響。研究人員為規(guī)避儲層相關(guān)參數(shù)影響， 還提出了一些新的動態(tài)儲量計算方法， 李宗宇［20］提出利用注水替油資料計算動態(tài)儲量的新方法， 該方法需油井鉆至溶洞最高部位以確保儲層原油全部被替換出來，以此確定動態(tài)儲量并反算綜合壓縮系數(shù)， 該方法的局限在于采出全部原油的油井篩選難度大且生產(chǎn)周期長， 適用性較差； 陳利新等［21］利用油藏彈性驅(qū)階段2 次測壓井底原油密度的差值及其累計產(chǎn)油量較為準確地計算動態(tài)儲量， 規(guī)避了儲層參數(shù)對動態(tài)儲量計算的影響， 該方法的局限在于現(xiàn)有井無測試的井底原油密度數(shù)據(jù)， 無法直接評價縫洞型儲層的綜合壓縮系數(shù)。

本文基于注水替油機理建立彈性階段和注水后替油階段的物質(zhì)平衡方程， 并基于注水替油資料確定彈性階段和注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 聯(lián)立2個階段彈性產(chǎn)率的方程組， 求解2 個未知參數(shù)即動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 并通過對比單井多輪次注水替油確定多組計算結(jié)果的穩(wěn)定性來驗證注水替油法的可靠性， 通過驗證的綜合壓縮系數(shù)可靠性較高， 且可用于同類縫洞儲層動態(tài)儲量的計算。

1 注水替油機理及選井原則

注水替油法在塔河縫洞型油藏取得較好的開采效果， 已成為塔河縫洞型油藏主要且特有的提產(chǎn)技術(shù)。 通過注水替油機理和選井原則明確注水替油前后儲層內(nèi)流體和壓力狀態(tài)， 便于后續(xù)利用注水替油法開展縫洞儲層動態(tài)儲量評價研究。

1.1 注水替油機理

塔河縫洞型油藏單井注水替油的機理［22-24］為注入水在重力分異作用下置換儲層底部和難以開采位置處的剩余油， 并補充地層能量。 其操作流程［25］為： 首先注入水補充地層能量， 地層壓力得到一定恢復(fù)， 提高油井產(chǎn)液能力； 其次是縫洞儲層內(nèi)明顯的油水重力分異作用， 在注水后悶井過程中， 油水之間不斷置換， 底部儲層內(nèi)原油被置換后底水抬升了油水界面； 最后， 部分注入水置換了油井井底周圍裂縫中難以采出的剩余油。 油井以“注水—悶井—采油” 為一個注水替油周期， 經(jīng)過多輪次的注水替油， 逐步提高縫洞儲層采收率。

1.2 選井原則

原則1： 注水替油方法主要適用于機采手段無法正常生產(chǎn)的定容縫洞型油藏［25］。 由于無水體補充能量， 該型油井自噴期油壓和產(chǎn)量遞減較快， 轉(zhuǎn)抽后動液面不斷下降， 供液不足后停產(chǎn)。

原則2： 優(yōu)選縫洞型油藏中的溶洞型儲層進行注水替油［25］。 溶洞型儲層內(nèi)流體流動阻力小、 油水分異效果好， 注水替油效果較其他縫洞型油藏的儲層類型（如裂縫型儲層、 裂縫—孔洞型儲層）明顯。

綜合上述選井原則， 優(yōu)選定容縫洞型油藏中的溶洞型儲層作為注水替油措施的目標儲層。

1.3 注水替油過程的儲層狀態(tài)

基于注水替油機理的重力分異作用和選井原則優(yōu)選的定容溶洞型儲層， 對注水替油前后儲層內(nèi)的儲層容積、 壓力、 油水相分布等進行分析， 為后續(xù)動態(tài)儲量計算奠定基礎(chǔ)。

1.3.1 注水前彈性驅(qū)階段的儲層狀態(tài)

注水前彈性驅(qū)階段儲層隨著油井開采， 地層壓力下降， 儲層容積由于巖石壓縮導(dǎo)致巖石孔隙體積減小。

儲層處于原始地層壓力（p0） 時， 儲層的容積V0表達式為

式中：V1——生產(chǎn)一定時間后儲層的容積， m3；

Cf——巖石壓縮系數(shù)， MPa-1；

p0——原始儲層的地層壓力， MPa；

p1——生產(chǎn)一定時間后儲層的地層壓力， MPa。

1.3.2 注水替油階段的儲層狀態(tài)

注水悶井后， 重力分異作用下注入水位于儲層底部并抬高油水界面， 地層壓力有一定升高； 開井后替油階段， 儲層隨著油井開采， 地層壓力下降，儲層內(nèi)注入水和剩余油共同彈性膨脹并驅(qū)替原油，注水替油后由于重力分異作用注入水替換出儲層底部剩余油， 油水界面上下的油水分明。

注水替油后儲層的地層壓力為p2時， 儲層的容積V2表達式為

2 利用注水替油法評價動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)

注水替油井生產(chǎn)包括彈性驅(qū)階段和注水后的替油階段， 在彈性驅(qū)階段定容儲層為純油相彈性膨脹驅(qū)替， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累產(chǎn)油量為該階段的彈性產(chǎn)率； 在注水后的替油階段， 剩余油和凈注入水共同彈性膨脹驅(qū)替， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累產(chǎn)油量為該階段的彈性產(chǎn)率；基于彈性驅(qū)階段和注水后的替油階段的物質(zhì)平衡方程和彈性產(chǎn)率， 聯(lián)立2 個階段的2 個方程以此確定2 個未知參數(shù)即動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 其中動態(tài)儲量是指單井控制的動態(tài)儲量， 在縫洞型油藏中單井控制的儲量可能為單一溶洞或縫洞單元或縫洞型油藏。

2.1 彈性驅(qū)階段的物質(zhì)平衡方程

式中：Bo1——彈性驅(qū)階段生產(chǎn)一段時間后的原油體積系數(shù)， m3／m3；

Co——原油壓縮系數(shù)， MPa-1；

Ct——綜合壓縮系數(shù)， MPa-1；

M1——彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率， m3／MPa；

Np1——階段累計產(chǎn)油量， m3；

Δp1——彈性驅(qū)階段的某生產(chǎn)段的壓降量， MPa。

基于生產(chǎn)指示曲線劃分油井生產(chǎn)初期的彈性驅(qū)階段， 以生產(chǎn)指示曲線彈性驅(qū)階段單位壓降下的累計產(chǎn)油量作為彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率M1， 如圖1所示。 該彈性產(chǎn)率求取時的選點方法為選取彈性驅(qū)階段生產(chǎn)指示曲線趨于線性的線性段， 并由該線性段起始端點的壓力和累計產(chǎn)油量值來確定彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率。

2.2 注水后替油階段的物質(zhì)平衡方程

儲層在注水后替油前的狀態(tài)時， 由于地層壓力變化和儲層巖石壓縮系數(shù)影響導(dǎo)致儲層容積變化，通過地層壓力變化量和儲層巖石壓縮系數(shù)確定注水后替油前儲層的容積V2， 見式（3）； 儲層內(nèi)剩余油Vo和凈注水量Vw見式（4） 和式（5）。

剩余油和注入水共同驅(qū)替階段的物質(zhì)平衡方程表達式為

替油階段彈性產(chǎn)率M2， 該參數(shù)可通過生產(chǎn)指示曲線即壓力和累產(chǎn)液量關(guān)系曲線確定， 表達式為

式中：Bo2——注水后替油生產(chǎn)階段壓降后的原油體積系數(shù)， m3／m3；

M2——注水后替油生產(chǎn)階段彈性產(chǎn)率， m3／MPa；

Np2——注水后替油生產(chǎn)階段壓降（井口壓力） 下的累計產(chǎn)油量， m3；

ρo——原油密度， kg／m3；

Δh2——注水后替油階段的某生產(chǎn)段的動液面下降量， m。

基于生產(chǎn)指示曲線［26］和動液面資料確定油井注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累計產(chǎn)油量（其中動液面資料的壓降量可通過流體的動液面變化量來確定）， 作為該驅(qū)動階段的剩余油和注入水綜合作用的彈性產(chǎn)率M2（圖2、 圖3）。 該彈性產(chǎn)率求取時的選點方法為選取注水后替油階段生產(chǎn)指示曲線趨近于線性的線性段， 并由該線性段起始端點的壓力和累計產(chǎn)油量值來確定注水后替油階段的彈性產(chǎn)率。

由于礦場流壓資料較少， 圖2 的壓力資料主要以井口壓力為主， 由于油井轉(zhuǎn)抽前后生產(chǎn)制度的差異導(dǎo)致選取井口壓力類型的差異， 自噴井的井口壓力類型為油壓， 轉(zhuǎn)抽井的井口壓力類型為套壓， 轉(zhuǎn)抽中井口套壓降為0 后井口的壓力變化通過動液面的深度變化來反映（圖3）， 這些壓力與井底流動壓力的差值為井筒液柱壓力（井筒液柱內(nèi)流體流動磨阻較小可以忽略）， 井口壓力變化趨勢與井底流壓變化趨勢一致， 井口壓力確定的彈性產(chǎn)率與井底流壓確定的彈性產(chǎn)率基本一致， 因而利用上述壓力資料（井口油套壓和動液面） 確定的彈性產(chǎn)率可靠。

2.3 聯(lián)立方程求解綜合壓縮系數(shù)和動態(tài)儲量

聯(lián)立式（8） 和式（10） 或式（11）， 方程中只有巖石壓縮系數(shù)Cf和動態(tài)儲量N是未知數(shù)， 2個方程2 個未知量可求解2 個未知參數(shù)。

（1） 注水后替油階段有明顯壓力下降段時（圖2）， 巖石壓縮系數(shù)和動態(tài)儲量表達式為：

式（12） 和式（13） 方程組或式（14） 和式（15） 方程組便是求解的巖石壓縮系數(shù)Cf和動態(tài)儲量N的方程組， 通過生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)和原油高壓物性資料確定彈性驅(qū)階段和注水后替油階段上述方程組中的已知參數(shù)（包括彈性產(chǎn)率M、 原油的體積系數(shù)Bo和壓縮系數(shù)Co、 地層水的體積系數(shù)Bw和壓縮系數(shù)Cw、地層壓降量Δp、累計注水量J等），計算油井動態(tài)儲量N和巖石壓縮系數(shù)Cf， 來確定的綜合壓縮系數(shù)便可用于該縫洞油藏的動態(tài)儲量計算。

3 驗證實例

采用上述注水替油法對塔河油田實例井進行動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)的計算分析， 對比注水替油井的多個輪次確定的動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 通過其結(jié)果的穩(wěn)定性來驗證注水替油法的可靠性。

3.1 利用油套壓資料確定動態(tài)儲量

以油套壓數(shù)據(jù)為主要的壓力資料來計算動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 以TH12115CH 井為例， 采油方式為機抽， 壓力下降較快， 天然能量發(fā)育不足，適合注水替油方式提高采收率。 該井注水替油輪次較多， 但動液面資料較少， 以油套壓數(shù)據(jù)為主， 前2 次注水替油時基本不見水， 如圖4 所示。

統(tǒng)計分析彈性階段和前3 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 由于第3 次注水替油前含水明顯， 故只分析彈性階段和第1、 2 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以彈性驅(qū)階段的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)， 通過式（12）和式（13） 方程組分別求解2 個注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)Cf和動態(tài)儲量N， 計算結(jié)果見表1。

表1 TH12115CH 井2 個注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)和動態(tài)儲量計算結(jié)果Table 1 Calculated results of the rock compressibility coefficients and dynamic reserves after 2 water injection-production rounds for Well TH12115CH

通過相對極差即樣本數(shù)據(jù)的極差相對值， 表示數(shù)據(jù)波動幅度， 通過相對極差的大小來表征數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性。 對比第1、 2 次注水替油階段分別和彈性驅(qū)階段確定的動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 確定動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)的相對極差分別為2.45%和1.60%， 整體數(shù)據(jù)較穩(wěn)定， 驗證了利用注水替油法確定的動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)的可靠性。

3.2 利用動液面資料確定動態(tài)儲量

以動液面數(shù)據(jù)為主要的壓力資料計算動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 以TK6105X 井為例， 采油方式為機抽， 壓力下降較快， 天然能量不足， 適合注水替油方式提高采收率。 該井注水替油輪次較多， 一開井油套壓數(shù)據(jù)便降為0 MPa， 動液面資料較多，前6 次注水替油時基本不見水， 如圖5 所示。

統(tǒng)計分析彈性階段和前6 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 由于第1、 2、 3 次的注水后替油階段的動液面資料較少， 故只分析彈性階段和第4、 5、 6次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以彈性驅(qū)階段的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)， 通過式（14） 和式（15） 方程組分別求解的3 個注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)Cf和動態(tài)儲量N， 計算結(jié)果如表2 所示。

表2 TK6015X 井3 個注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)和動態(tài)儲量計算結(jié)果Table 2 Calculated results of the rock compressibility coefficients and dynamic reserves after 3 water injection-production rounds for Well TK6105X

通過相對極差即樣本數(shù)據(jù)的極差相對值， 表示數(shù)據(jù)波動幅度， 通過相對極差的大小來表征數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性。 對比第4、 5、 6 次注水替油階段分別和彈性驅(qū)階段確定的動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 確定動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)的相對極差分別為3.82%和3.77%， 整體數(shù)據(jù)較穩(wěn)定， 驗證了利用注水替油法確定的動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)的可靠性。

4 結(jié) 論

（1） 基于注水替油機理， 針對彈性驅(qū)階段和注水替油階段的物質(zhì)平衡方程聯(lián)立方程組， 求解縫洞儲層動態(tài)儲量和綜合壓縮系數(shù)， 建立了注水替油資料確定縫洞型油藏綜合壓縮系數(shù)的方法， 相較傳統(tǒng)的可靠性差的經(jīng)驗取值法， 該方法計算的綜合壓縮系數(shù)可靠性較強。

（2） 基于多輪次注水替油資料、 通過新注水替油法求取不同輪次下縫洞儲層的綜合壓縮系數(shù)，并通過對比多組綜合壓縮系數(shù)相對極差的穩(wěn)定性，驗證了注水替油資料確定縫洞型油藏綜合壓縮系數(shù)的可靠性， 為現(xiàn)場同類油藏油井動態(tài)儲量和儲層綜合壓縮系數(shù)的研究提供理論參考。