水侵缝洞型碳酸盐岩底水油藏弹性驱动单元开采研究

2020-05-06张冰岩陈小凡

油气藏评价与开发 2020年2期

张冰岩，陈小凡，乐平

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

图1 碳酸盐岩缝洞型储集体发育系统Fig.1 Developmentsystemoffractured-vuggycarbonatereservoir

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为典型的缝洞型油藏，碳酸盐岩经历多期岩溶作用过程，储集体空间分布丰富多彩，储层的纵横向非均质性严重（图1），裂缝相互切割交叉，油藏内油水系统复杂，流体流动特征变化剧烈[1-3]。缝洞型碳酸盐岩油藏储层普遍含边底水，油田在开发早期易出现见水早，见水后含水率增长过快，产量迅速递减的特征[4-6]。截至目前使用较为广泛的油藏工程方法和油田开发理论都以连续多孔介质渗流力学为基础，而缝洞型碳酸盐岩油藏中流体既出现在裂缝中的流动，也发生在溶洞中流动，而原曾以多孔介质中渗流为指导的油藏工程概念和理论方法将无法继续使用，则对油田的动态预测和控水稳油则难以有效把握，对油井动态特征错误判断使得油藏钻井成功率不高，开发效果也极其不理想，如何计算该类型储集体的生产动态特征为下一步制定开发井位部署和开发方案提供更为准确指导，是缝洞型碳酸盐岩油田开发摸索阶段中解决的难题，亟待研究专门针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发的理论。

对含有底水并存在水侵的弹性驱动单元开采机理进行研讨，若油藏存在相连的水体，开采过程因油藏压力衰减导致水侵是不可避免的，通过泊稷叶定律，并结合改进的物质平衡方程计算，得到了定井底流压开采中单井见水前累产油量与压力随时间变化关系和侵水量。通过对该类油藏动态特征研究可以更加深入指导油田生产。

1 建立单元缝洞模型

塔里木盆地奥陶系缝洞型油藏处于地层较深处，地层饱和压力压差差距较大，且不存在气顶，驱动流体流动的天然能量主要包括原油膨胀、底水弹性驱动和岩石变形所释放的能量。缝洞型油藏水侵通道复杂多样，基于缝洞型油藏特征，将其简化为底水处理，假设：

1）井通过垂直缝与溶洞相连，缝洞上部油，缝洞下部储水，洞呈圆柱状（图2）。

2）油井开采早期主要依靠天然能量维持，生产过程中地层压力逐渐衰减，出现水侵是不可避免的，水侵后继续发生弹性水驱以补充地层能量的亏空，即溶孔里流体流动由溶洞里流体弹性膨胀释放能量提供的。

3）初始洞内的油水界面在缝以下，在采油过程中，油水界面渐渐向上移动，洞内的油水界面上升到溶孔之前时只产油，当油水界面上升到溶孔时，油井开始出现产水。

4）油井定井底流压生产时只需考虑油水界面的上移。

假设油井与长度为L、溶孔半径为r（视为等效裂缝宽度）、孔隙度为φh、断面面积为A的垂直缝和原始容积为Vo的洞相连，油的原始体积为Voi，水的原始体积为Vwi，油的黏度为μo，原始压力为pi，油的压缩系数为Co，水的压缩系数为Cw，某一时刻为t，溶洞的压力为p，井底流压为pwf，油井产量为qo（图2）。

图2 缝洞型油藏Fig.2 Fractured-vuggy reservoir

油田开发早期时，溶洞里流体仅发生弹性膨胀驱动溶孔流体流动，生产井见水前溶孔里只有油流动，结合流体在溶孔里的运动规律[7-13]，油井见水前油的产量等于溶洞里油水弹性膨胀速度之和。

由泊稷叶定律，计算溶孔见水前油产量：

式中：φh=

式中：r为溶孔半径（视为等效裂缝宽度），cm；φh为溶孔性岩石孔隙度；L为长度，cm；A为岩样的断面面积，cm2；q为溶孔的流量，cm3/s；Cw为地层水的压缩系数，10-4MPa-1；Co为地层油的压缩系数，10-4MPa-1；We为在油藏压力降到p时水侵量，m3。

变换得：

分别对t从0→t，p从pi→p进行积分，解算溶洞里的压力，即：

计算溶洞压力为：

由（5）式得出溶洞压力变化随时间呈指数递减关系，即早期递减快后期递减缓慢。把压力的变化代人（2）式中，算出井产油量为：

由（6）式看出，油井在见水前溶孔中油的流量随时间呈指数变化，即早期递减快后期递减慢。

对（6）式积分计算见水时累积产油量为：

得知水的膨胀体积：

随着原油不断产出，油水界面渐渐向上移，直到上升到溶孔时油井开始产水，如若初始油水界面距离溶孔为h，截面积为S，则：

计算出见水时间T为：

将见水时间T分别代入式（5）、式（7）可得见水时的溶洞压力、累产油量。

计算得出见水时溶洞压力为：

见水时无水采油量为：

由于（12）式中水侵量We还是未知数，无法具体计算出累采油量，下一步需要算出水侵量才能得出累采油量。

2 缝洞型油藏物质平衡方程

对于没有气顶气、没有注水，有底水、水侵缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力高于饱和压力时，在见水前开发阶段中有两种能量来源，弹性驱动能量和天然水驱能量，物质平衡方程式[14-15]可以简化为：

式中：N为动用地质储量，104m3（可在地面得到的体积量）；Np为累积产油量，104m3；Bo为目前油藏压力为p时地层原油体积系数；Bw为目前压力为p时，地层水的体积系数；Boi为在原始油藏压力下，地层原油体积系数；Bwi为原始油藏压力下，地层水体积系数；Co为地层油的压缩系数，10-4MPa-1。

计算过程中确定的参数包括:①原油PVT数据（p～Bo，Boi，Bw，p～Co，Cw）；②地层压力的变化Δp；③原始地质储量N；④忽略溶洞压缩性，不考虑束缚水的影响。

物质平衡方程中，待求的参数水侵量为We。

试用驱动指数表示，物质平衡方程式（13）可以归整成：

式（13）就是油井见水前综合驱动油藏的驱动指数方程，由（13）式可看出油藏的驱动指数符合归一化条件。

弹性驱动指数和天然水驱动指数分别为：

计算出水侵量为：

联立式（12）、式（18）方程组：

可得出水侵量：

代入式（12）中，计算出见水前累产油量。

3 算例

设定缝洞特征参数、流体参数、原始压力和井底流压（表1），利用上述公式进行计算，得到了洞内的压力变化、油井油累计产量变化关系曲线（图3、图4）。

H 井所取PVT 资料为H 井准确地提供了物质平衡法计算动态储量的一系列参数（表1），利用物质平衡法计算得水侵量、累产油量。H井见水时间为235 d，利用物质平衡法计算水侵量为2.3×109m3，累产油量为95.54×104m3，见水时溶洞压力为52.3 MPa。根据式（7）可得图3，见水前累产油量增量随时间先加快再逐渐减慢；由图4可知，见水前溶洞压力前期衰减较快后期比较缓慢。

图3 油井见水前累油产量变化Fig.3 Variation of cumulative oil production before water breakthrough in oil well

图4 油井见水前溶洞压力变化Fig.4 Variation of karst cave pressure before water breakthrough in oil well

TH12535 井地质储量为1 995.7×104t，累采液量为33.0×104t，累计油量为29.8×104t。该井压差与累计产量之间的关系大致分为两个过程（图5），第1阶段反映了封闭溶洞弹性驱动过程；第2阶段开始发生水侵，弹性与水体共同驱动，分别作该井累产油量和溶洞压力与时间的关系（图6、图7），由图6、图7可知，整体开采过程实测累产油量、溶洞压力值随时间变化与图3、图4比较相符，因此该井见水前累产油量随时间先加快再逐渐减慢，见水前溶洞压力前期衰减较快后期比较缓慢规律。