多轮次压降试井求取含油饱和度研究

梁尚斌

(中国石化西北油田分公司，新疆 轮台 841604)



多轮次压降试井求取含油饱和度研究

梁尚斌

(中国石化西北油田分公司，新疆 轮台 841604)

针对碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强，常规测井解释得到的静态含油饱和度不能代表整个缝洞单元的实际情况，利用注水后闷井期间压降试井技术手段，结合多轮次试井数据求解碳酸盐岩缝洞单元的含油饱和度。在忽略溶洞岩石压缩系数的条件下，将2轮次试井解释得到的含油饱和度差值与实际采出量进行试算，确定缝洞单元的控制体积，并精确计算缝洞单元剩余储量。通过实例计算，该方法计算的缝洞体体积与地质建模结果基本吻合，能有效计算缝洞型油藏剩余油饱和度及剩余储量，对于后期挖潜剩余油具有指导意义。

试井解释；含油饱和度；剩余储量；碳酸盐岩；缝洞型油藏；塔河油田

0 引 言

与常规碳酸盐岩油藏相比，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强，储集空间多样，采收率偏低[1-5]。常规测井解释得到的静态含油饱和度只能反映近井地带含油饱和度变化，对于塔河油田而言，近井地带裂缝发育，经过多轮次注水开发，裂缝系统含水率普遍较高，含油饱和度低，而远井地带溶洞系统剩余油饱和度不可能通过测井方法有效表征。

基于物质平衡原理，利用多轮次试井过程中物质平衡关系，求解缝洞单元中的剩余油饱和度，凡是在试井过程中压力波所波及的区域均可有效表征。相对于传统静态测井解释技术，该方法有效提高了远井溶洞系统剩余油饱和度及剩余储量的计算精度。

1 新渗流模型的建立

分析传统碳酸盐岩储层渗流机理表征方法可以发现[6]，传统方法主要是基于连续介质场理论的双重介质渗流模型，其主要思路是选取一个能够表征储层基本性质的特征体积单元，在单元内部对介质进行均匀化处理，其关键在于表征单元大小的选取。对于塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏，储集空间尺度跨度大，通常跨越2～3个数量级，难以选取一个有效的表征单元，这就导致基于传统连续介质场理论的渗流研究方法在塔河碳酸盐岩缝洞型油藏的应用受到限制[7-9]。此次采用的表征方法与传统方法主要区别在于：考虑了注水压降过程中储集体的物质平衡状态，对储层结构不进行简化。新的分析方法采用Worren-Root近似的假设，油藏储集空间主要由溶洞系统构成[10-11]，裂缝则是主要的渗流通道。

以现场注水压降试井采集的井底流压数据为基础，结合碳酸盐岩缝洞型油藏地质特征作出推断，地层内部存在有限的溶洞和裂缝系统，基质系统基本不具有孔渗性，裂缝系统与井底连通，在生产过程中，流体的流动途径是从溶洞系统流入裂缝系统，然后再通过裂缝系统流入井筒。而对于注水过程，流动途径和生产过程相反，即由井筒进入裂缝，再由裂缝进入溶洞[12]。

2 压降机理解释

基于以上新的渗流模型，将压降试井过程中产生的压力降落分为3个部分：流体为克服井筒附近区域的流动阻力而产生的压降(表皮效应)；流体为克服裂缝系统内部的流动阻力而产生的压降；由裂缝系统向溶洞系统流动而产生的压降。

常规缝洞型油藏试井解释方法主要基于双重介质理论，采用复合模型对试井资料进行解释，并假设地层只存在径向流。然而，实际缝洞型油藏储层具有高度非均质性，导致常规试井解释方法使用范围受限。根据物质平衡原理，裂缝中流体的减少量等于溶洞中流体的增加量，假设裂缝向溶洞流动为拟稳态，与油藏溶洞体积相比，忽略了井筒的存储能力。

2015年，唐潮、陈小凡等人得到注水压降试井过程中井底流压与关井时间之间具有如下关系[13]：

pw=ps+Ce-α1t+De-α2t+Ee-α3t

(1)

式中：pw为试井过程中的井底压力，MPa；ps为关井无限长时地层所能恢复到的稳定压力，MPa；t为压降试井关井时间，d；C、D、E、α1、α2、α3为待定系数。

在式(1)中，有3项为指数项，且均为时间的函数，分别描述了溶洞系统、裂缝系统、井筒附近表皮效应产生的压降。每个指数项均与相应的物理现象有关：第1项表征油藏稳定压力与溶洞压力的差值；第2项表征了流体沿裂缝流动的压力损耗；第3项表征了井筒与其周围裂缝之间的压差，表皮效应直接影响着该压差的大小。3项中的任意一项绘制在半对数坐标图上，均可获得1条直线。因此，将实测注水压降曲线分解成图1中的3部分，即直线CS、DW、EF。式(1)中，常数α1、α2、α3分别表示3条直线的斜率，C、D、E则表示3条直线在Y轴上的截距。

图1 注水压降机理

3 计算储集体参数方法

根据物质平衡原理，裂缝体积变化量计算公式为：

ΔVf=VfCfΔpf

(2)

式中：ΔVf为裂缝体积弹性变化量，m3；Vf为裂缝系统体积，m3；Cf为裂缝系统压缩系数，MPa-1；Δpf为裂缝系统平均压力变化值，MPa。

对式(2)求导后，可得注入速率与压力变化速率之间的关系：

(3)

式中：qj为流体注入速率，m3/s；Bw为水的体积系数；pf为裂缝系统压力，MPa。

裂缝系统压力pf与关井无限长地层压力ps之间的差值可表示为：

Δpf=pf-ps=De-α2t

(4)

式中：pf为裂缝系统压力，MPa。

式(3)、(4)联立，即可得裂缝系统体积计算公式：

(5)

式(5)中的D为式(1)中的裂缝项系数，考虑裂缝中流体的作用，使用裂缝有效压缩系数Cf-eff代替式中的Cf，其表达式为：

(6)

式中：Cf-eff为裂缝有效压缩系数，MPa-1；Co为原油压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Sof为裂缝系统中的含油饱和度；Swf为裂缝系统中的含水饱和度。

同理，溶洞系统体积计算公式为：

(7)

式中：Vr为溶洞系统体积，m3；Cr-eff为溶洞有效压缩系数，MPa-1。

忽略溶洞岩石的可压缩性，则Cr-eff表示为：

Cr-eff=SorCo+SwrCw

(8)

式中：Sor为溶洞系统中的含油饱和度；Swr为溶洞系统中的含水饱和度。

4 求解缝洞系统含油饱和度方法

由于碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强，重力分异作用十分明显，地下空间的缝洞单元展布较为复杂，不存在明显的油水过渡带，因此，测井解释得到的含油饱和度参数不准确，仅可作为近井地带饱和度的参考。根据物质平衡方程可得：

(9)

未饱和油藏中Ceff表示为：

(10)

式中：Cr为溶洞有效压缩系数，MPa-1；Sof为裂缝含油饱和度；Swf为裂缝含水饱和度；φr为溶洞孔隙度；φf为裂缝孔隙度。

由于不同的含油饱和度对应不同的有效压缩系数，根据式(5)、(7)可得含油饱和度与储集体体积之间的关系，并在笛卡尔坐标系中绘制两者的关系(图2)。假设岩石不可压缩，则可通过下列方法求解油藏整体的含油饱和度变化及体积，其结果较为准确。

图2 不同轮次联解饱和度解释

(1) 在同一个笛卡尔直角坐标系中绘制曲线，描述2个任意不同轮次的储集体体积和含油饱和度变化规律。

(2) 选择其中一个储集体体积，尝试计算。如果所选的体积与对应的不同轮次之间含油饱和度值之差的乘积与2个轮次之间的采油量相等，则所选体积即为所求得的体积，其对应的含油饱和度为相应轮次整体油藏的含油饱和度。

(3) 如果所得的结果不符合要求，则改变所选体积，重复操作步骤(2)，直到数据满足要求，所选体积即为所求。

5 实例计算与分析

以TH12341井为例。根据试井资料可知，该井2010年8月、2011年11月分别做过注水压降测试，期间共产原油6 000 m3(地下体积)。

(1) 缝洞单元剩余储量=裂缝系统剩余储量+溶洞系统剩余储量，即根据式(1)、(5)、(7)解释得到参数。利用式(11)，令剩余油饱和度St∈[0，1]，则可得到缝洞单元体积与剩余油饱和度的关系：

VtSot=VrSor+VfSof

(11)

式中：Vt为缝洞系统总体积，m3；Sot为缝洞系统含油饱和度。

(2) 根据2次试井资料所获参数，可作出单井控制体积与综合含油饱和度之间的关系曲线(图3)。

图3 TH12341井不同轮次体积与含油饱和度关系

(3) 选取不同的缝洞体体积，试算所对应的含油饱和度(表1)，若不同轮次计算得到的剩余储量变化量等于两轮次试井间隔产出油量，则所选体积即为所求。

表1 TH12341井体积试算

(4) 经过结果筛选可以发现，TH12341井单井控制体积为12.33×104m3，从2010年8月至2011年11月，累计产油6 000 m3，含油饱和度由26.7%降至21.9%。该方法计算的储集体体积与地震数据体地质建模的结果基本吻合。

6 结 论

(1) 针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强的特点，考虑注水压降流体流动过程，建立了基于物质平衡原理的缝洞系统渗流新模型。新模型能够较好地反应储层的非均质性，且只需通过简单的图解即可确定表达式中的待定系数，适合现场工程实践。

(2) 通过多轮次试井解释资料联立方程，可以定量求解单井缝洞单元剩余油饱和度，对于后期油藏挖潜具有指导意义。

[1] 孔祥言.高等渗流力学[M].合肥：中国科学技术大学出版社，2010：80-95.

[2] 窦之林.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术[M].北京：石油工业出版社，2012：20-35.

[3] 康志江，李红凯.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集体特征[J].大庆石油地质与开发，2014，33(1)：21-26.

[4] 李小波，李新华，荣元帅，等.地震属性在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏连通性分析及其注水开发中的应用[J].油气地质与采收率，2014，21(6)：65-67.

[5] 任玉林，李江龙，黄孝特.塔河油田碳酸盐岩油藏开发技术政策研究[J].油气地质与采收率，2004，11(5)：57-59.

[6] 刘能强.实用现代试井解释方法[M].北京：石油工业出版社，2002：65-72.

[7] 王建军，姚军.裂缝性低渗油藏试井模型与非稳态压力特征[J].特种油气藏，2013，20(2)：69-71.

[8] 黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏，1997，4(1)：9-14.

[9] 刘洪，王新海，任路，等.含大尺度溶洞缝洞型油藏试井图版[J].特种油气藏，2012，19(2)：79-81.

[10] 李秀军，李笑萍，李爱民.考虑交接面阻力影响的三重介质复杂油藏的试井模型[J].特种油气藏，2009，16(3)：75-76.

[11] 郑浩，苏彦春，张迎春，等.裂缝性油藏渗流特征及驱替机理数值模拟研究[J].油气地质与采收率，2014，21(4)：79-83.

[12] 颜其彬，陈培元，杨辉廷，等.塔河油田4区缝洞型碳酸盐岩储层建模[J].大庆石油地质与开发，2013，32(6)：48-52.

[13] 唐潮.缝洞型油藏注水压降试井解释方法研究[D].成都：西南石油大学，2015.

编辑 姜 岭

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.019

20160225；改回日期：20160720

国家自然基金青年基金项目“考虑启动条件和井筒压降的底水油藏分支水平井水脊耦合模型”(51404201)；油气资源与探测国家重点实验室开放课题项目“底水油藏多分支井出水部位和见水时间预测模型”(PRP/open1501)

梁尚斌(1969-)，男，高级工程师，1995年毕业于西南石油学院油藏工程专业，现从事油气田开发工作。

TE344

A

1006-6535(2016)05-0082-04