海上油田滚动开发动态储量评价新方法与实践

2022-03-06陈晓明

复杂油气藏 2022年4期

陈晓明

（中海石油（中国）有限公司天津分公司,天津 300459）

油气田动态储量评估是海上油田滚动开发的一个重要环节,目标区域的动态储量规模直接影响着油田开发策略的制定［1-2］。国内外学者对动态储量的计算方法进行了广泛深入的研究,具体方法涉及物质平衡［3］、压降反演［4］和递减分析［5-9］等,应用范围涵盖常规油气田［10-13］、非常规油气田［14-20］、陆地油田和海上油田［21-23］。蔡振华等［24］针对致密砂岩气井缺乏合适的产能评价指标问题提出了IC 指数,并定性分析了影响IC 指数曲线形态的主要因素,但其在IC 指数定义过程中直接采用井底流压,并没有进行拟压力转换,这会导致拟稳定阶段的IC指数仍存在一定的波动；雷源等［25］从矿场角度提出了表征海上油田储层泄油能力的物理量Dr指数,并详细阐述了借助Dr指数反求动态储量的过程,但该方法求解精度受限于拟稳态数据的选取,在矿场应用过程中存在一定困扰。针对以上问题,本文将修正的IC指数和Dr指数统一定义为泄油指数,并对基于泄油指数评估油气藏生产能力的方法进行系统研究。

1 泄油指数

1.1 泄油指数定义

基于参考文献［24］、［25］研究成果,定义油气藏泄油指数为：油（气）井一定生产时间内的累积产油（气）量与井底流压（拟压力）下降量的比值。采油指数反映的是油气井的瞬时产油或产气能力,是一种瞬时指标,与采油指数不同,泄油指数是一种累积指标,反映的是单位能量波动下的储层泄油水平。为统一表达方式,泄油指数的符号表示仍沿用Dr,那么油藏泄油指数可表示为：

式中,Npo,ti、Npo,ti+n分别为ti和ti+n时刻的累积产油量,m3；pwf,ti、pwf,ti+n分别为ti和ti+n时刻的井底流压,MPa；t为时间,d。

为保证气藏IC指数的稳定性,对IC指数的定义稍作修正,用拟压力代替井底流压,因此气藏泄油指数可表示为：

式中,Npg,ti、Npg,ti+n分别为ti和ti+n时刻的累积产气量,m3；mwf,ti,mwf,ti+n分别为ti和ti+n时刻的井底拟压力,MPa/（mPa·s）；t为时间,d。

1.2 无量纲泄油指数

文献［25］以单井数值模拟为研究基础,得出了影响泄油指数的关键因素为：储层产状、油井产量和数据噪音,并推导了任意形状封闭边界、任意产量递减形式拟稳态条件下的泄油指数解析式,将累积产油量换为积分形式,泄油指数表达式可简化如下：

式中,K为储层渗透率,10-3μm2；h为储层厚度,m；t为油井生产时间,d；q（t）为t时刻油井的日产油量,m3；μ为原油黏度,mPa·s；B为原油体积系数,无量纲；φ为孔隙度,无量纲；Ct为综合压缩系数,MPa-1；CA为形状因子,无量纲；A为泄油面积,m2；Rw为井筒半径,m；S为井筒表皮,无量纲；γ为欧拉常数,γ=1.781。

在不同时期开发技术政策的影响下,海上油田的采油速度常常会有所调整,自然递减率也会随之改变。参考文献［23］忽略了这种自然递减率随开发时间的变化,导致了不同生产阶段的动态储量评估结果存在差异。为保证泄油指数法求解动态储量结果的一致性,本文提出分阶段分析的思路,即假设某一特定生产时间段内递减率是恒定不变的,探索不同生产阶段递减率之间是否满足某种特定的内在联系,以此评判各阶段基于泄油指数评估得到的动态储量的可靠性。

为探索自然递减率的变化规律,对式（3）中的产量表达形式进行变换,根据Arps［5］的统计结果,假定进入拟稳态后油井产量满足指数递减形式,表达式为：

式中,qo为油井初始产量,m3/d；Dt为自然递减率,1/d。

联立式（3）、（4）,并简化得

对上式右侧进行量纲分析,可对量纲泄油指数进行无量纲化：

将式（6）代入式（5）,无量纲泄油指数表达式为：

式中,η为地层导压系数,表达式为紧接着对式（7）取倒数变换,可得

从式（8）可以看出,1/DDr与1/Dt呈现线性相关关系,其中角系数a与泄油面积（动态储量）成反比,截距b与泄油面积（动态储量）成反相关,因此截距b与角系数a成正相关。将不同储层条件下的1/DDr随1/Dt的变化关系绘制到坐标系中,会呈现互不相交的直线簇图版,图版中的每根直线都映射着相应大小的动态储量。

2 动态储量评估

2.1 理论图版法

根据式（6）可绘制不同储层条件下的无量纲泄油指数DDr随自然递减率Dt的理论变化图版,在此假设井筒半径Rw=0.1 m,表皮系数S=5,选取导压系数η分别为0.10,0.15,0.20,0.25 m2/s,选取泄油半径Re分别为250,350,450,550,750 m,绘制理论图版如图1和图2。当地层导压系数和泄油半径（动态储量）同时确定时,理论曲线为一条与横轴相交的直线；当地层导压系数确定时,随着泄油半径（动态储量）的增加,理论曲线呈现顺时针偏转的趋势（如图1）；当泄油半径（动态储量）确定时,随着地层导压系数的增加,理论曲线呈现逆时针偏转的趋势（如图2）。

图1 不同泄油半径条件下的DDr理论图版（η=0.15 m2/s）

图2 不同导压系数条件下的DDr理论图版（Re=550 m）

借助上述分析,可将油气井不同生产阶段的泄油指数和递减率投影至理论图版,根据投影点的趋势评估动态储量大小：油井投产初期,储层供给半径逐渐扩大,井底流压下降较快,这个阶段计算得到的泄油指数与理论值会存在较大差异,加上储层非均质的影响,油井产量递减情况也不能反映出整体地层导压能力,该阶段数据会处于离散状态；油井生产稳定后,压力波已到达泄油边界,储层压力变化进入拟稳定状态,油井响应能够反映储层整体情况,该阶段泄油指数与自然递减率会逐渐呈现理论图版中的线性关系,根据该线性关系即可确定动态储量值。

2.2 数值模拟验证

为验证评估方法是否准确,文章借助数值模拟手段进行检验。储层参数设定如下：渗透率100×10-3μm2,油层厚度13.3 m,孔隙度0.168,综合压缩系数1.4×10-3MPa-1,地层原油黏度1.57 mPa·s,原油体积系数1.1,束缚水饱和度0.32；储层泄油边界设置为圆形,半径为500 m；数值模型网格剖分采取PEBI 混合网格（见图3）；油井S1 生产制度如下：初期产能200 m3/d,按照日递减率0.5%,0.4%,0.3%,0.2%分别设定4 个生产阶段（符合矿场生产过程中产量递减逐渐降低的趋势）,引入数据噪声2%［25］,每个阶段生产时间为30 d（见图4）。

图3 储层网格剖分模型

图4 S1井生产动态曲线

根据文献［25］提出的数据预处理方法和泄油指数求解步骤,对S1 井的4 个生产阶段进行拟合分析,计算得出每个阶段对应的递减率和泄油指数值,各参数计算结果见表1。

表1 各生产阶段参数计算结果

根据油藏参数可计算出储层导压系数为0.27 m2/s,在此选取泄油半径Re分别为350,400,450,500,550 m（对应储量No分别为（50,64,81,99,120）×104m3）制作理论图版如图5。根据表1,将动态分析结果投影到理论图版,随着生产时间的延长,实际投影点在图版呈现由右上到左下的分布趋势,可以看出实际投影点与动态储量99×104m3的理论曲线基本重合,其对应的泄油半径为500 m,与数值模拟设定值完全一致,验证了本文方法的可靠性。

图5 数值模拟结果与理论图版投影关系（η=0.27 m2/s）

3 矿场实例应用

渤海湾南部海域油田以河流相沉积为主,断裂系统复杂,储层变化快,多采用滚动模式开发,优先开发优质砂体。采用本文方法分别对BZ 油田群和KL油田群滚动开发过程中的潜力砂体进行评估,取得较好效果。

3.1 BZ油田群

BZ34 油田1657 砂体发育于新近系明化镇组下段,为高孔、中高渗储层,流体黏度较低。受地震资料品质限制,砂描边界较为保守,开发方案仅设计一口C6井滚动开发（见图6a）。对C6井进行动态分析,储层参数及各生产阶段评估结果见表2 和表3。从理论图版投影结果（见图7、图8）可以看出：选取的6 个生产阶段,其中有4 个阶段趋于收敛,且与动态储量300×104m3的理论直线重合程度较高；整体来看,实际投影点由离散趋于集中,证实了生产趋于稳定,因此评估该区域动态储量为300×104m3。

图6 1657砂体含油面积示意

图7 BZ油田群C06井生产动态曲线

图8 C6井动态储量阶段评估理论图版投影图（η=0.41 m2/s）

表2 C6井静态参数数据

表3 C6井动态参数评估结果

根据投产后的动态储量认识,在1657砂体西侧部署了1 口开发评价井,评价井实施后钻遇油层8.0 m,证明储量落实,随后又在该砂体增加2 口调整井以完善注采井网（见图6b）。截至目前,该砂体共部署开发井4 口（2 注2 采）,新增探明原油地质储量230×104m3,累计增油59×104m3。

3.2 KL油田群

1483 砂体为KL-3 油田的主力砂体,开发方案早期通过储层构型研究将该砂体一分为二,其中西侧砂体储层存在变薄风险。开发方案仅在东侧砂体设计开发井5 口,平均井距300 m 左右（见图9a）,其中A18 井投产后生产形势良好,鉴于该井位置靠西,可通过其动态响应评估西侧砂体的储量落实程度,选取了投产初期4个生产阶段进行评估,日产油递减率分别为0.16%,0.30%,0.12%,0.23%,动态储量评估结果见图10、图11。