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    天然能量水體評價方法及實例應(yīng)用

    2018-09-19 03:51:26繆飛飛楊東東
    石油化工應(yīng)用 2018年8期
    關(guān)鍵詞:倍數(shù)級別機理

    王 剛,繆飛飛,楊東東,段 宇,李 珍

    (中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300452)

    油藏能量評價是油藏開發(fā)過程中一項重要的工作,目前油藏天然能量評價標(biāo)準(zhǔn)用無因次彈性產(chǎn)量比(Qe,式1)和采出1% 地質(zhì)儲量的地層壓降(Dpr,式2)2個指標(biāo)[1]把天然能量大小劃分為:天然能量充足、天然能量比較充足、天然能量不足、天然能量微弱4個級別(見表1)。然而在礦場應(yīng)用中,常常采用水體倍數(shù)表征油田天然能量,那么油藏天然能量大小劃分級別與水體倍數(shù)是如何對應(yīng)的。因此,本文從油田實際基本參數(shù)出發(fā),建立機理模型,通過油藏數(shù)值模擬方法,設(shè)置不同的水體倍數(shù),研究油藏天然能量水體大小級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系圖版,根據(jù)圖版評價實際油田天然能量水體大小,從而確定油田注水時機和開發(fā)策略,指導(dǎo)油田高效開發(fā)。

    表1 天然能量評價表Tab.1 Naturel energy evaluation

    1 目前水體倍數(shù)的研究方法

    目前礦場常用的水體倍數(shù)的計算方法有3種,容積法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法[2-4]。

    1.1 容積法

    容積法求取水體倍數(shù)是指根據(jù)油藏地質(zhì)資料,確定圈閉中儲存的油氣和水的地下體積,然后根據(jù)兩者的體積之比計算水體倍數(shù)(公式3)。

    該方法需要的地質(zhì)參數(shù)有:構(gòu)造圈閉面積、儲層的平均有效厚度、孔隙度和油藏的含油面積、油層的平均有效厚度、束縛水飽和度。該方法在計算水體倍數(shù)時不需要油藏生產(chǎn)動態(tài)資料,但需要精確的地球物理資料來確定水體邊界的范圍。

    1.2 物質(zhì)平衡法

    物質(zhì)平衡方法求取水體倍數(shù)是利用油藏的基本地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)、油藏開發(fā)至某一壓力下原油采出程度和水采出程度通過物質(zhì)平衡方程求得水體倍數(shù)(公式 4)。

    該方法計算水體倍數(shù)時要求地層壓力有明顯的壓力降。

    1.3 數(shù)值模擬法

    油藏數(shù)值模擬法求取水體倍數(shù)是利用地震物探、測井、錄井等方式獲得的靜態(tài)地質(zhì)資料建立油藏地質(zhì)模型,利用油藏生產(chǎn)動態(tài)資料,通過油藏數(shù)值模擬歷史擬合方法,不斷調(diào)整地層參數(shù)和水體大小,擬合油藏地質(zhì)儲量、產(chǎn)量、含水率、壓力等指標(biāo),當(dāng)擬合結(jié)果比較好時,獲得地質(zhì)儲量和水體大小,從而求得水體倍數(shù)。該方法要求建立精確的油藏地質(zhì)模型和可靠的生產(chǎn)動態(tài)資料。

    2 水體倍數(shù)研究機理模型的建立

    本文通過建立機理模型研究天然能量大小評價4個級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系。

    2.1 機理模型的建立

    模型基本參數(shù)采用渤海A油田8/9區(qū)(黏度96 mPa·s)和渤海 B 油田 5 井區(qū)(黏度 242 mPa·s)的基本參數(shù)。邊水模型,采用16×60×20網(wǎng)格系統(tǒng),X方向的步長為 25 m,Y方向的步長為25 m,Z方向的步長為0.5 m。方案設(shè)計1口水平井天然能量開發(fā),水平井距高部位邊界距離75 m(見圖1),水體倍數(shù)設(shè) 置 為 :0、2、5、10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、120、150,共計 30 個方案。

    2.2 機理模型研究結(jié)果

    通過油藏數(shù)值模擬研究,繪制出兩個油田不同水體倍數(shù)下,水體倍數(shù)與采出1%地質(zhì)儲量的地層壓降關(guān)系圖(見圖2)。從圖上可以得出天然能量大小評價4個級別與水體倍數(shù)的對應(yīng)關(guān)系如下:

    (1)天然能量充足,Dpr<0.2 MPa,水體倍數(shù)>100;

    (2)天然能量比較充足,0.2 MPa≤Dpr<0.8 MPa,水體倍數(shù):10~100 倍;

    (3)天然能量不足,0.8 MPa≤Dpr<2 MPa,水體倍數(shù) 2~10倍;

    (4)天然能量較弱,Dpr>2 MPa,水體倍數(shù)≤2倍。

    3 實例應(yīng)用

    通過建立的天然能量大小評價級別與水體倍數(shù)關(guān)系圖版,評價了渤海3個油田的天然能量大小(見表2)。渤海C油田實際計算水體倍數(shù)1~2倍,對應(yīng)的天然能量大小級別為天然能量微弱,通過機理模型研究該油田的注水時機在采出1%地質(zhì)儲量時,注水開發(fā)效果最好,該油田的開發(fā)策略為注水開發(fā)。渤海A油田8區(qū)中,計算的實際水體倍數(shù)8~10倍,對應(yīng)的天然能量級別為天然能量不足,通過機理模型研究該油田的注水時機在采出4%~5%地質(zhì)儲量時,注水開發(fā)效果最好,該油田的開發(fā)策略為先期利用天然能量開發(fā),再注水開發(fā)。渤海A油田8區(qū)北、9區(qū),計算的水體倍數(shù)20~30倍,對應(yīng)的天然能量評價級別為較充足,通過機理模型研究該油田的注水時機在采出8%~12%地質(zhì)儲量時,注水開發(fā)效果最好,該油田的開發(fā)策略為先期利用天然能量開發(fā),再注水開發(fā)。渤海D油田實際計算的水體倍數(shù)>100倍,對應(yīng)的天然能量評價標(biāo)準(zhǔn)為天然能量充足,該油田的開發(fā)策略為利用天然能量開發(fā),不注水就能取得好的開發(fā)效果。

    圖1 機理模型圖Fig.1 Mechanism model

    圖2 水體倍數(shù)與采出1%地質(zhì)儲量壓降值圖Fig.2 Water volumetric multiple vs pressure drop per recovery of reservoir reserve

    表2 典型油田水體倍數(shù)與天然能量大小級別表Tab.2 Water volumetric multiple of typical oilfield vs naturel energy level

    4 結(jié)論與認識

    通過機理模型,繪制了油藏天然能量大小評價與水體倍數(shù)關(guān)系圖版,應(yīng)用圖版評價了渤海3個油田天然能量水體大小,確定了油田開發(fā)時機和開發(fā)策略,從而指導(dǎo)油田高效開發(fā)。

    符號注釋:

    Qe-無因次彈性產(chǎn)量比;Np-累積產(chǎn)油量,104m3;N-地質(zhì)儲量,104m3;CT-油區(qū)綜合壓縮系數(shù),1/MPa;Ce-水區(qū)綜合壓縮系數(shù),1/MPa;Pi-原始地層壓力,MPa;P-任意時刻地層壓力,MPa;q-日產(chǎn)油量,m3;Dpr-每采出1%的地質(zhì)儲量地層平均壓力降,MPa;Ro-原油采出程度,%;n-水體倍數(shù);Vo-原油地下體積,104m3;Vw-地層水地下體積,104m3;A-圈閉面積,km2;Ao-含油面積,km2;Rw-水的采出程度,%;H-儲層有效厚度,m;h-油層厚度,m;Swi-束縛水飽和度。

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