基于数值模拟的流势分析技术在缝洞型油藏开发中的应用

2020-05-06杜春晖陈小凡姚俊波

油气藏评价与开发 2020年2期

杜春晖，仇鹤，陈小凡，田亮，乐平，李璐，姚俊波，魏博

（1.中国石化西北油田分公司塔河采油二厂，新疆库尔勒841604；2.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610000）

缝洞型碳酸盐岩油藏属于非常规油气藏，其储量规模较大，中国缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在塔里木盆地[1]，塔河油田是国内已发现的规模最大的缝洞型碳酸盐岩油藏，其独特的成藏因素及不规则的流体分布，令其在很多方面都有别于典型的陆相砂岩油藏[2-8]。随着油藏的持续开发，油藏内油水分布变化较大。许多高产井暴性水淹，酸压、注水替油、注气替油、注水驱油等措施[9-15]的失效，导致油藏内存在大量剩余油。由于其复杂的流体流动规律，难以适用统一的开发方法，提高采收率措施有限，如何准确的认识流体流动的规律已成为缝洞型油藏开发的难点。

流体势理论最初是由美国地质学家HUBBERT引入到石油地质学中[16-17]，通过势能值的大小来确定地下多种流体的分布情况与运动规律，在HUBBERT之后，ENGLAND[18]（1987）基于HUBBERT 的流体势计算公式，对其进行完善，并开始应用于油气的勘探与开发。随后，经过国内外学者的改进，形成了适合特定岩性、特定开发阶段的油藏流体势计算方法[19-23]，并被用于研究油气运移的规律以及剩余油的挖潜。但对于缝洞型碳酸盐岩油藏而言，由于其内流体只通过缝洞流动，流动速度快，流体势分析技术在缝洞型油藏鲜有应用。在之前研究的基础上提出缝洞型油藏流势理论模型，研究其流势变化规律。应用流体势分析技术，通过对油藏中各个开发阶段的流体势进行分析，从而提出具有推广意义的流势分析新方法。

1 油藏流体势理论

1.1 HUBBERT质量势

最初的油气运移聚集研究是基于流体静态力学，认为流体势处于静态平衡状态之下而进行的运移。HUBBERT 则基于流体静态和动态力学的基础上，将流体势定义为单位质量的流体相对于基准面所具有的总机械能，并用下面的公式表示[16]：

式中：φ为流体势，J/kg；g为重力加速度，9.81 m/s2；z为相对于基准面的距离，m；p为测点孔隙压力，Pa；ρ为流体密度，kg/m3；v为流速，m/s。HUBBERT势由三部分组成，式（1）中从左到右三项分别代表位能、压能和动能。

1.2 ENGLAND体积势

油气在地层的运移过程中，除受到重力和水压力的作用外，还受到地层毛细管力的作用，HUBBERT势的定义中没有反映出毛细管力的作用。为了解决这一问题，ENGLAND 对HUBBERT 势进行完善，他认为流体势的定义不应该取流体单位质量的势能，而应该是单位体积的流体相对于基准面具有的总机械能即[18]：

式中：σ为两相界面张力，N/m；θ为油水两相润湿角，°；r为毛细管半径，m。

式（2）的第一项也是重力引起的位能；第二项同样是流体的压能；而第三项与HUBBERT势不同，它代表了由于流体界面张力引起的界面势能或毛细管势能。

2 缝洞型油藏流体势理论模型的建立

缝洞型油藏中流体在地层中仍具有压能与位能，压能项与位能项表达式与ENGLAND 体积势相同，但其储集体离散分布、非均质性强，用常规的流体势公式描述不合适。在缝洞型碳酸盐岩油藏中，由于基质孔隙度与渗透率极低，流体主要通过裂缝流动，裂缝内流体流动以渗流为主。这种渗流作用大，毛管力对流体流动影响极低，因此可忽略毛管力，在裂缝中流体瞬时速度很大，不能忽略动能对流体势大小的影响。结合前述，缝洞型油藏中的流势可表征为：

流体势定义中的基准面是可以任意选择的，但为了计算方便，基准面一般选为海平面。

油藏中任意A、B两点之间势差为：

从（4）式可以看出，两点之间的流体势差分为三部分：A、B两点的位能差；第二部分为A、B两点的压力差；第三部分为两点之间的动能差。

实际油藏中每一点的流体属性有所不同，都具有不同的流体势。数值模拟软件中的油藏模型并不是由大量密集的点组成，而是由大量精细的网格组成。同一个网格中各个点流体的属性和物性都相同，在表征油藏流体势时以网格为基本单位组成三维流体势图。为方便公式计算，每一个网格的密度采取油水的平均密度进行计算，数值模拟软件中流体势表征公式为：

流体势分析技术的基础与前提：缝洞型油藏流势理论模型的建立以及流体势在软件中的三维可视化表征。

3 缝洞型油藏流势调整机理模型研究

在缝洞型油藏流体势表征方法的基础上，充分考虑塔河缝洞型油藏实际地层参数，对缝洞型碳酸盐岩油藏具有的的流势调整模式建立机理模型进行研究。分为单洞底水、单洞边水、双洞底水、双洞边水模型，综合考虑不同因素对流势调整的影响，探究出流体势影响生产井生产状况的规律。

3.1 机理模型参数准备

机理模型网格尺寸为5 m×5 m×3 m，设置溶洞初始孔隙度为0.2，x、y、z三个方向的渗透率均为5 000×10-3μm2，裂缝初始孔隙度为0.01，x、y、z三个方向的渗透率均为1 000×10-3μm2，模型中油藏顶深5 600 m。机理模型物性参数如表1所示。图1为4种机理模型结构。

图1 机理模型结构Fig.1 Mechanism model structure

3.2 机理模型流体势表征

根据前文所得缝洞型碳酸盐岩油藏流体势计算公式，计算得出模型中各个点不同时间点的流体势数值，通过tNavigator 数值模拟软件对油藏流体势进行三维表征。

3.2.1 单洞底水模型

单洞底水模型流势分布变化如图2所示。P-1井投产，在井底附近形成低势区，溶洞与底水接触部位溶洞底部形成高势区，以海平面为基准面，C点与A点势差维持在3.3×104J/m3，流体在势差作用下向井底流动，随着溶洞内压力降低，C点与B点势差逐渐升高。P-2井投产后，在5∶1的排采比例下进行排液生产，P-2井井底大量流体被采出，快速形成低势区，C点与B点形成更高的势差，底水侵入后主要流向P-2井补充能量，P-1井含水率能够有效降低。

3.2.2 单洞边水模型

单洞边水模型流势分布变化如图3所示。P-1井生产同样在井底附近形成低势区，边水比底水能量补充慢，形成低势区范围较大，边水与生产井之间难以形成较大势差，P-2 井投产后，溶洞内流体势快速下降，C点与A、B两点势差上升到2×104J/m3，P-2井不断排液，C点与B点势差也逐渐增加，从边部流向生产井P-1 井的水量减少，溶洞上部油释放弹性能，达到控水效果。

3.2.3 双洞底水模型

双洞底水模型流势分布变化如图4所示。从流体势剖面分析的P-2 井投产前，左边溶洞流势明显低于右边溶洞，井周围流势降低最快，A、B点与C点保持平稳的势差，C点与A点的势差高于C点与B点的势差，势差高出8×103J/m3，流体总是沿着势降低最快方向流动，就是流向势差最大的位置，所以底水通过左边裂缝向左边溶洞流动，几乎与右边溶洞无流量交换。

P-2井投产之后，右边溶洞流势快速降低，C点与A点的势差低于C点与B点的势差，相差6×103J/m3，底水侵入以后向右边溶洞补充能量，C点与B点势差基本保持不变，底水的大量侵入补充能量，C点流势降低，C点与A点的势差降低后保持稳定。

表1 机理模型物性参数Table 1 Physical property parameters of mechanism model

3.2.4 双洞边水模型

双洞边水模型流势分布变化如图5所示。双洞边水模型边水侵入左部溶洞通过中间相连通的裂缝流入右部生产井P-1所在溶洞，生产初期，能量补充不足，右部溶洞内形成明显低势区，边水与生产井底之间最大势差达到1.1×104J/m3。随着生产的进行，势差逐渐降低。P-2井投产之后，C点与A点势差进一步降低，C点与B点势差增高，但始终低于C点与A点势差，无法完全抑制边水侵入到生产井。

3.3 流势调整影响因素研究

通过对4种典型缝洞单元机理模型研究，用控制变量法调整每个模型的参数，控制单一变量，模拟分析32 种情况下不同因素对流势调整效果的影响，确定水体倍数、水体连通位置、排采比例、排采位置、排采井距5种因素为影响流势调整效果的主控因素。

如图6所示，根据模型生产井P-1井的受效程度，即含水率降低程度，得出模型水体倍数是影响调流势效果的决定性因素。当水体倍数大于50倍时，边底水对地层能量补充充足，进行流势调整，生产井受效效果差或者为负效；水体倍数小于等于10倍时，生产井含水率大幅降度，调流势效果好，其中单洞底水模型调流势效果最好。排液井排液量越大，对于生产井控水效果越好，由于现场施工工艺限制，排采比例最大到10∶1。不同情况下调流势效果如表2所示。

4 利用流势分析技术指导缝洞型油藏开发——以塔河油田为例

4.1 缝洞型油藏流势分析技术

图2 单洞底水模型流势分布Fig.2 Flow potential distribution of model for single hole with bottom water

图3 单洞边水模型流势分布Fig.3 Flow potential distribution of model for single hole with edge water

图4 双洞底水模型流势分布Fig.4 Flow potential distribution of model for double hole with bottom water

图5 双洞边水模型流势分布Fig.5 Flow potential distribution of model for double hole with edge water

表2 流势调整效果影响因素分析Table 2 Analysis of influencing factors of current potential adjustment effect

图6 P-1井含水率变化曲线Fig.6 Variation curve of water content for well-P-1

流体势分析技术即分析单元流体势分布的变化规律，预测油水流动方向，并针对低产井采取调流势措施。如注水、注气、提液、控液等措施，进行“高提、低控、边补”人工调节水侵量，改变势差进而改变水侵量和水侵方向，使低势区剩余油采出。

从整个塔河油田的范围来看，AD4井区位于塔河油田十二区西南部，构造位置是塔里木盆地阿克库勒凸起的西北翼上的AD4 隆洼相间区构造上，整体呈西南低东北高的形态[24]。残丘和洼地呈南北向展布，圈闭面积较大，高点埋深5 415 m，油藏油底5 724 m，油藏平均含油厚度73.7 m，含油面积6.847 km2。该单元于2007年投产，目前单元累产油91×104t。自TH12545 井投产后，单元北部边水向南侵，高产井AD4井含水率达100%，单元总体含水率上升41%，但整体动用程度低，对地下流体流动规律认识不足。本文以缝洞型油藏流体势分析技术为基础对AD4单元三维流体势分布和变化进行研究，确定合理的调流势开发方案，指导后期挖潜实践。图7为AD4井区T74深度构造。

图7 AD4井区T74深度构造Fig.7 Structure depth of T74 in well area AD4

应用符合缝洞型油藏的流体势计算公式，生成AD4 单元各个阶段油藏流体势三维场（图8）。TH12545井投产是整个AD4单元生产过程中的重要节点，对此井投产前后单元流势变化研究具有重要意义。TH12545 井投产之前，AD4 单元流势呈北高南低分布，单元南北存在3×107J/m3的巨大势差。

TH12545 井投产之后，沟通了单元南北部，在巨大势差作用下，TH12508 和TH12507 井的大量边水和少部分油流入TH12545 井，并通过TH12545 井流入AD4井，流入的水继续向南侵向TH12510井组，导致南部井组含水率快速上升，急需进行流势调整。AD4单元重要生产阶段流体势如图8所示。

图8 AD4单元流体势分布Fig.8 Fluid potential distribution of AD4 unit

根据流势分析，TH12507 井所处位置流势为6.5×107J/m3，TH12545 井流势为5.4×107J/m3，TH12507 井为TH12545 井的水侵主要来源，对TH12507 井提液；AD4 井也需提液降低流体势以减缓边水南侵。数值模拟剩余油挖潜方案：TH12507CH、AD4 各排液150 m3/d，五年内AD4 单元累计增油18.86×104t，调流势措施增油效果明显。

4.2 典型缝洞单元剩余油挖潜

根据流势分析结果以及数值模拟得出可行方案，进行矿场实践，指导现场开发。

1）TH12507井成功应用

TH12507 井为暴性水淹井，井南部有较强水体，属于高势区，TH12545 井投产后，在高势差作用下，水大量流向TH12545 井导致含水率快速上升，因此对TH12507井进行流势调整，提高排液量，从而降低与TH12545井之间的势差。矿场依托数模拟成果实施TH12507 的提液方案。TH12507 井以150 m3/d 排液量生产，邻井TH12545、TH12530含水明显下降，日增油50 t，已累计增油7.2×103t；TH12507CH 本井累计抽水2.15×104t后，本井日产油为20 t。

2）AD4井成功应用

AD4 井为整个单元的主力高产井，油井底部有弱水体，井附近有大量剩余油。TH12545 投产后沟通单元南北通道，在北高南低的势差作用下大量水通过裂缝侵入到AD4井底，见水后含水率快速上升，AD4井水淹含水率100%。选取AD4井为调流势井，提高排液量以降低井底周围流势，减少边水向南部TH12510 井组水侵量，同时AD4 井油井上部储层释放弹性能，流势高于井底流势，有利于AD4井的剩余油采出。现场下入大泵提液生产，AD4井以100 m3/d排液量生产，邻井TH12545 含水率下降至0，TH12510含水率下降40%，AD4本井见油，含水率稳定在70%，日增油30 t，TH12545 和TH12510 井合计日增油25 t，截至2020年2月1日，AD4 单元已累计增油0.87×104t。