油藏开发初期动态储量计算的生产指示曲线法研究

2019-11-21陈小凡范庆振陈文钢

重庆科技学院学报（自然科学版） 2019年5期

丛欣陈小凡乐平范庆振陈文钢

(西南石油大学，油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

缝洞型碳酸盐岩油藏以裂缝、裂缝-孔洞和裂缝-溶洞作为储集空间，储集体分布随机性强，油水关系复杂，储层非均质性强，对其开发初期的储量采用常规方法难以准确评价。应用物质平衡法计算储量，则无需考虑复杂的油藏内部结构，也不考虑油藏参数的变化过程[1-4]。根据物质平衡法原理绘制的生产指示曲线，也被用于油藏驱替能量分析和动态储量计算[5-8]。

在利用生产指示曲线计算动态控制储量的过程中，静压数据是进行地层压降计算的第一选择，但在油田开发初期却常常面临静压数据量太少的问题。本次研究，主要结合塔河油田奥陶系缝洞型油藏顺北1井区的实际情况，探讨在静压数据不足的情况下，用流压或油压代替静压绘制生产指示曲线来计算油藏储量的可行性。

1 研究区地质概况

顺北区构造位于塔里木盆地北部坳陷的中西部，处于阿瓦提断陷北斜坡、顺托果勒隆起西北部与沙雅隆起西南部的倾没端。顺托果勒隆起是在前震旦系变质岩基底上发育的古生代隆起，发育有震旦系至泥盆系的海相沉积、石炭系至二叠系海陆交互相沉积、三叠系至第四系陆相沉积，自加里东期开始并在海西早期定型。北部的塔河油田跃进区块、托甫台地区及哈拉哈塘油田勘探成果显著，为断控岩溶发育区，断裂对储层发育控制作用明显。

顺北1区块钻井数据显示，主断裂以大型溶洞型储集体为主，次级断裂发育裂缝、裂缝-孔洞型。实钻资料证实，在顺北1区块主断裂带上T74界面以下80 — 110 m钻遇放空漏失，表明在主断裂核部均能钻遇规模储层，断裂+强反射(串珠、杂乱)为较有利的反射模。主断裂带上单井具备较高产能，次级断裂上的产能需要持续评价。试油试采资料表明：溶洞型和裂缝-孔洞型储集层能获高产油气流且产量相对较稳定，这是顺北油田最重要的储集层类型和优质储集体。

目前，该区块提交圈闭3个，面积99.46 km2，资源量4 256.9×104t。顺北1井区北东向主干断裂带上，部署了油藏评价井SHB1-1H井。该井于2015年9月获得稳定的高产工业油气流，证实断裂带核部整体含油；随即部署评价开发井6口，实现对主断裂的整体控制，6口井全部放空漏失，获得高产油气流。

根据SHB1-1H井PVT分析结果，顺北1区块奥陶系油藏地层体积系数为2.170 6，地层原油密度为0.540 1 gcm3，地层流体属未饱和油藏；奥陶系原油密度平均为0.792 8 gcm3，黏度为7.42 mPa·s，凝固点为-16 ℃，属于低凝固点、低黏度轻质原油，流动性好。根据实测静压、地温资料分析，为常温、常压油藏。顺北1区块目前仅SHB1-1H井见少量地层水。

2 油藏生产指示曲线的理论依据

2.1 单一封闭储集体

缝洞型碳酸盐岩油藏在开发初期，表现为有限封闭性油藏的弹性驱动[9]。在封闭储集体中，驱动能量由油藏自身的弹性能量提供，包括原油、水及岩石的弹性能量。物质平衡方程式为：

NpBo+WpBw=NBoiCeffΔp

(1)

其中，Ceff=Co+RCw+(1+R)Cp。

对于封闭、无气顶气、无底水、无水侵、未注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，不计产水量，则物质平衡方程式可简化为式(2)[7]。

NpBo=NBoiCeffΔp

(2)

令Y=Δp，X=NpBo，则Y=kX，其中k=1(NBoiCeff)。

式中：Np—— 累计产液量，m3；

Bo—— 原油体积系数；

Wp—— 累计产水量，m3；

Bw—— 地层水体积系数；

N—— 油藏的地质储量，m3；

Boi—— 原始原油体积系数；

Ceff—— 油藏的有效压缩系数，MPa-1；

Δp—— 储集体压降，MPa；

Co—— 原油压缩系数，MPa-1；

R—— 水油体积比；

Cw—— 地层水压缩系数，MPa-1；

Cp—— 岩石压缩系数，MPa-1。

绘制累计产液量(地下体积NpBo)和储集体压降(Δp)的交会图(生产指示曲线)，用于油藏驱替能量分析和动态储量计算。封闭储集体的生产指示曲线呈直线下降(见图1)，斜率k为常数。

图1 封闭储集体的生产指示曲线

对于封闭、无气顶气、无底水、无水侵、未注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，在实际油田开发中，如油井实施注水、深抽等措施或正常生产过程中，近井储集体压力降低到一定程度将沟通远井储集体，表现为多套储集体供液。多套储集体供液，通常表现为多阶段的特征。由物质平衡原理，可建立多套储集体供液的物质平衡方程：

NpBo=NBoiCeffΔp+W

(3)

式中：W为第二套储集体液体侵入量，m3。

生产指示曲线早期的直线段部分反映了油藏自身弹性能量的驱替特征，而曲线部分(见图2)则反映了油藏外部能量的驱替作用。

图2 多套储集体逐渐供液的生产指示曲线

生产动态资料是指油田常规录取的数据，主要包括油压、套压、油嘴尺寸、产液量、产油量、产气量、含水率、生产气油比等生产数据。对于开发初期的缝洞型储层，可以利用动态资料来分析储层连通性和评价储层能量、产能等。

相对而言，静压测试资料能更准确地反映地层能量状况，但在油藏开发初期油井的静压测试资料较少，而且测试时需关井，会导致静压数据不连续。流压测试资料受到工作制度的影响，生产压差随产量大小变化而变化，但相对于井口油压、套压而言，它基本没有受到井筒流动的影响。在生产过程中，如果可从井口测得井底压力，则可使储量计算结果更加准确。在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中，发现油压、套压具有和流压、地层压力近似同步变化的特征。

以SHB1-1H井为例。该井所在区块发育多套储层及两类储盖组合，整体为北东高、南西低的斜坡构造，经历多期次构造运动和多种性质构造应力作用，形成了一系列规模大小不等的断裂。在其主干断裂带上，储集层以发育大型洞穴或裂缝-孔洞为特征，获得了高产油气流，且产量相对较稳定。SHB1-1H井钻遇储层发生漏失，证明钻遇了溶洞；初期平均产能124.8 td，投产一年内累计产油4.8×104t。

该井生产过程中未产水，为自喷井，产量一直相对稳定。自喷采油是大型碳酸盐岩油藏最基本的初期开发方式[10]。根据自喷井的生产实际情况，其产油量、含水率、套压、流压、油压等生产指标，在短期内不会出现太大波动；油压和套压的变化也相对稳定，下降趋势与静压变化规律一致(如图3)。而在砂岩油藏，静压、油压、流压在地层渗流过程及井筒举升油管的流动过程中，由于受到沿程压力损失、摩阻损失、动能变化等因素影响，其变化则并不同步[11]。

对刚投入开发不久的油藏，可认为油井静压等于原始地层压力。油井的井底流压主要与套压、泵深、动液面、井筒流体重度变化、油层中的流动阻力等因素有关。若生产制度保持不变，井底流压会随着时间的延长而减小。井口油压与油管结蜡、油嘴大小、脱气现象、井筒温度的变化等因素有关。套压的大小反映着环形空间压力的大小及天然气从油中分离出来的多少。油井在正常生产中的套压是基本稳定的，套压与井底流压并无规律性关系，但在计算中不能忽略套压。

3 按生产指示曲线计算动态储量

根据SHB1-1H井的生产数据，以累计产油量的地下体积为横轴，分别以静压压降、流压压降、油压压降为纵轴，绘制生产指示曲线(见图4)，然后用实际数据点拟合出斜率，用斜率计算储量。

经对SHB1-1H井的多轮次试井分析，确定原始水油比R为0.5，即原始地层条件下地层水体积与原油体积为1∶1。按SHB1-1H井的静压压降、流压压降、油压压降资料，计算得到的动态储量分别为428.14×104、508.18×104、445.12×104m3。如果以静压压降计算结果为基准，则按流压、油压资料计算结果的误差分别为18.7%、3.97%。SHB1-1H井的生产历史相对较长，工作制度稳定，产量平稳，三种方法计算得到的动态储量相差不大。这说明在静压资料相对缺乏的情况下，可以根据油压和流压的变化，快速估算单井控制储量，为后期的测试和生产提供依据。

如果同一区块上有多口井存在连通关系，仍然按单井计算动态储量，则会存在重复计算的问题。根据地质认识，SHB1-1H井与SHB1-7H井、SHB1-6H井位于同一条断裂带上。SHB1-1H井在开井测压降时，监测到了SHB1-7H井开井投产和工作制度调增的情况，两次压力滞后时间为10、14 h，估算压力扩散速度为245 mh。因此，认定SHB1-1H与SHB1-7H井连通。SHB1-6H井开井后，干扰测试期间，SHB1-7H井压力降为0.05 MPa，监测曲线显示有2个压降速度变化点。因此，认定SHB1-7H井与SHB1-6H井连通。于是，将SHB1-1H、SHB1-7H、SHB1-6H划入一个井组——中部井组。

根据取得的生产动态资料，选取中部井组2016年7 — 11月的数据，进行生产指示曲线分析及储量计算。对同一个井组的井，视为拥有同一套压力系统。记录对应时间段的井组内每口井的静压压降，将每口井的累计产量叠加，绘制生产指示曲线；再根据线性回归方法，得井组的生产指示曲线(如图5)。由此计算得到的动态储量，相比按单井计算的动态储量明显少了许多(见表1)。这是因为以井组为基础计算储量，避免了重复计算的问题，在一定程度上降低了储量计算结果的误差。