深水濁積砂巖油田動態(tài)相滲規(guī)律分析及應用

康博韜，楊寶泉，張迎春，顧文歡，景至一

(中海油研究總院有限責任公司,北京 100028)

0 引 言

Akpo油田為西非尼日爾盆地的深水油田，水深超過1 300 m，主力含油層系發(fā)育為新近系中新統(tǒng)的中部和上部的Agbada組為整體海退環(huán)境下形成的深水濁積碎屑巖儲層，主力油藏為復合水道沉積砂體，局部為朵葉沉積，由于受到水動力及演化階段影響，復合水道砂體內(nèi)部切疊、搭接頻繁，儲層構型多樣，儲層連通狀況復雜[1-5]。Akpo油田以“精細管理，少井高產(chǎn)”為理念，采用大井距或超大井距注水開發(fā)，不同期次砂體間復雜的連通狀況和平面及縱向非均質(zhì)性對油水宏觀運動規(guī)律的影響尤為突出，單井動態(tài)規(guī)律呈多樣化和差異化，傳統(tǒng)預測方法效果差，油田管理難度大[6-7]。

利用動態(tài)數(shù)據(jù)反演得到動態(tài)相滲規(guī)律[8-11]，對比發(fā)現(xiàn)，Akpo油田動態(tài)、靜態(tài)相滲差異顯著，主要由于巖心實驗測得的靜態(tài)相滲所反映的是油水兩相流動的微觀規(guī)律，而動態(tài)相滲反映的是油水相對運動和分布的宏觀規(guī)律，實則為儲層連通性、非均質(zhì)性以及微觀油水流動能力的綜合響應結果。因此，以Akpo油田為研究對象，通過動態(tài)相滲研究，定量評價儲層連通程度及非均質(zhì)性等因素對油水運動分布和生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律的影響，形成一套適用于深水濁積砂巖油田的動態(tài)相滲分析及應用方法。

1 動態(tài)相滲計算

根據(jù)目前認識，絕大多數(shù)沉積巖油水兩相相對滲透率的關系可表示為[12]：

(1)

式中：Kro為油相相對滲透率；Krw為水相相對滲透率；Sw為含水飽和度；a、b為常數(shù)。

呂新東等[10]根據(jù)平面徑向流油水兩相產(chǎn)能公式，結合相滲表達式(1)，通過動態(tài)反演得到油相指數(shù)、水相指數(shù)和殘余油飽和度下的水相相對滲透率。通過擬合張型水驅(qū)曲線[13]，確定含水率100%下的可動油儲量，計算出油藏條件下實際殘余油飽和度[14-15]。

將油相指數(shù)、水相指數(shù)和殘余油飽和度下的水相相對滲透率及油藏條件下的殘余油飽和度代入油水相滲表達式(2)、(3)中，得到不同含水飽和度下油水兩相動態(tài)相滲規(guī)律[12]。

Kro=Kro(Swi)(1-Swd)no

(2)

Krw=Krw(Sor)Swdnw

(3)

由式(2)、(3)聯(lián)立：

(4)

式中：no為油相指數(shù)；nw為水相指數(shù)；Krw(Sor)為殘余油飽和度下的水相相對滲透率；Kro(Swi)為束縛水飽和度下的油相相對滲透率；Swd為無因次含水飽和度。

由式(4)可知，相同含水飽和度下，單一相滲參數(shù)對油水運動能力的影響規(guī)律：其中，no越大，水相運動能力相對越強；nw越大，水相運動能力相對越弱；Krw(Sor)越大，水相運動能力相對越強。因此，引入水相運動系數(shù)定量評價油水宏觀運動能力的差異。

(5)

式中：γ為水相運動系數(shù)。

γ物理意義為相同含水飽和度下水相相對于油相運動能力的強度。γ值越大，相同含水飽和度下，水相運動能力相對越強，注入水波及能力越強，相同注入量情況下波及范圍也越廣。

2 動態(tài)相滲規(guī)律分析

開發(fā)實踐表明，水驅(qū)效果主要受儲層連通性及非均質(zhì)性的影響[16-17]。以往研究中，根據(jù)砂體疊置關系，深水濁積儲層注采連通類型可定性分為同層連通型、跨層連通型和復合連通型3類[8]，且不同類型的儲層連通狀況和非均質(zhì)情況存在明顯差異。

為了更加準確地分析，需要進一步定量評價儲層的連通性及非均質(zhì)性。通過儲層非均質(zhì)系數(shù)(Tk=Kmax/Kmean，Kmax為儲層最大滲透率，mD；Kmean為儲層平均滲透率，mD。)可定量評價儲層非均質(zhì)性，Tk值越接近1，儲層相對越均質(zhì)。由于砂體發(fā)育厚度、延伸寬度、不同期次砂體的物性差異、搭接比例等諸多因素都會對儲層連通性產(chǎn)生影響[18-21]，直接評價儲層連通性難度很大。考慮到Akpo油田各井區(qū)長期保持注采平衡，地層壓力變化是儲層連通性最綜合的反映，引入井間不連通系數(shù)Ω定量評價注采儲層連通性，其物理意義為，注采平衡條件下相同生產(chǎn)時間內(nèi)地層壓力相比原始壓力下降的幅度。井間不連通系數(shù)Ω的值越大，說明注采受效程度越差，儲層連通性相對越差。

(6)

統(tǒng)計Akpo油田主力油藏10口中高含水井的儲層參數(shù)發(fā)現(xiàn)(表1)，水相運動系數(shù)與井間不連通系數(shù)、儲層均質(zhì)系數(shù)均具有良好的負相關性，說明儲層連通性越好或非均質(zhì)性越弱，水相運動能力越強，即注入水波及能力越強。因此，根據(jù)對目標井區(qū)的儲層認識，通過相關性分析預測該井區(qū)水相運動系數(shù)的取值情況，定量評價該井區(qū)的注入水波及效果。

表1 儲層參數(shù)統(tǒng)計

3 動態(tài)相滲應用分析

3.1 含水變化規(guī)律預測

根據(jù)以往研究成果[22]，按照見水時機和含水上升形態(tài)可將Akpo油田生產(chǎn)井分為3類：Ⅰ類井見水最晚，無水期可采儲量采出程度為50.0%～60.0%，見水后含水呈“凸型”快速上升；Ⅱ類井見水較晚，無水期可采儲量采出程度為40.0%～50.0%，見水后含水呈“S型”變化；Ⅲ類生產(chǎn)井見水最早，無水期可采儲量采出程度小于40.0%，見水后含水呈“凹型”緩慢上升。由表2可知，生產(chǎn)井的水相運動系數(shù)γ與所屬類型對應關系明顯，當0.30<γ<0.80時，屬I類生產(chǎn)井，當0.10<γ≤0.30時，屬Ⅱ類生產(chǎn)井，當γ≤0.10時，屬Ⅲ類生產(chǎn)井。

表2 Akpo油田生產(chǎn)井分類

各井水相運動系數(shù)與見水時可采儲量采出程度具有良好的正相關性，即水相運動系數(shù)越大，油井見水越晚，無水采油期越長。通過圖1對比A-01井區(qū)與A-10井區(qū)的地震資料解釋結果也可看出，水相運動系數(shù)越大，水相運動能力越強，注入水波及范圍越大，水驅(qū)前緣推進越均勻，無水采油期采出程度也越高。

圖1A-01井區(qū)與A-10井區(qū)水驅(qū)波及狀況對比

建立水相運動系數(shù)與見水時可采儲量采出程度的關系式，預測目標井見水時機。

R0=12.7lnγ+63.8

(7)

同類生產(chǎn)井見水后含水上升形態(tài)相似，但含水上升速度卻存在很大差異，通過引入相對含水上升率Vr來定量描述這種差異。其物理意義為，生產(chǎn)井實際含水上升率與該類井基準含水上升率的比值。

(8)

基準含水率是指根據(jù)新型含水率模型——式(9)分別對Akpo油田3類生產(chǎn)井實際數(shù)據(jù)進行歸一化處理后建立的基準含水率預測模型[22]，表征了該類井整體的含水變化規(guī)律。

(9)

式中：R*為含水階段可采儲量采出程度，%；h、λ、α、β、μ為模型參數(shù)。

統(tǒng)計Akpo油田10口中高含水井相對含水上升率Vr的值，如表3所示。

表3 Akpo油田生產(chǎn)井相對含水上升率Vr

由表3可知，同類型生產(chǎn)井水相運動系數(shù)與相對含水上升率之間具有良好的正相關性。水相運動系數(shù)越大，注入水波及能力越強，范圍越大，生產(chǎn)井見水越晚，但見水后含水上升速度也越快，說明水相運動系數(shù)越大，無水采油期可采儲量越大，含水階段剩余可采儲量越少。相關性分析建立水相運動系數(shù)與相對含水上升率定量關系式(10)，利用水相運動系數(shù)可計算出目標井的相對含水上升率。3類井相對含水上升率預測參數(shù)如表4所示。

Vr=Alnγ+B

(10)

式中：A、B為模型參數(shù)。

表4 Akpo油田3類井相對含水上升率預測參數(shù)

對式(9)兩邊進行積分處理得到修正后的單井含水預測模型。

(11)

fw=fwbVr(γ)+fw0

(12)

式中：fw0為目標井初始含水率，%。

根據(jù)式(10)計算出相對含水上升率Vr并代入式(12)，可更加精確地預測目標井見水后的含水變化規(guī)律。實際應用過程中，對于已見水井的初始含水率可采用實際數(shù)據(jù)，對于未見水井建議參考周邊儲層發(fā)育狀況接近的已見水井初始含水情況。

3.2 產(chǎn)量變化規(guī)律預測

不考慮重力和毛細管力影響的條件下，根據(jù)分流量方程綜合含水率為[12]：

(13)

根據(jù)文獻[23]所提出的油水相對滲透率比值表達式：

(14)

考慮到油田現(xiàn)場多采用定壓差的生產(chǎn)方式，將分流量方程、油水相對滲透率比值和油相相對滲透率表達式(2)聯(lián)立，可得無因次采油速度Qod與含水率的關系式：

(15)

式中：Qod為無因次采油速度；μo為地層原油黏度，mPa·s；μw為地層水黏度，mPa·s；Bo為地層原油體積系數(shù)；Bw為地層水體積系數(shù)；m、n為模型參數(shù)。

利用式(15)并結合目標井含水預測結果和初期產(chǎn)能情況，可有效預測該井含水階段的產(chǎn)量變化規(guī)律。

3.3 現(xiàn)場實例應用

由于深水油田開發(fā)投資高昂，風險及不確定性大，單井含水狀況及年產(chǎn)規(guī)模的準確預測對于油田管理和開發(fā)決策而言至關重要。

選取該區(qū)塊儲層特征及流體性質(zhì)相似的其他油藏3口典型井P-01、P-02、P-03，根據(jù)儲層及壓力資料計算各井儲層參數(shù)(表5)。預測3口井全壽命含水及產(chǎn)量變化情況。由圖2—4對比可見，單井預測結果與實際生產(chǎn)動態(tài)基本吻合，整體預測精度較高。

表5 相似油藏油井儲層參數(shù)統(tǒng)計

由于深水油田受到測試、作業(yè)難度大、費用高，調(diào)整空間受限，常規(guī)調(diào)剖、堵水、生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注等措施難以正常實施，通過調(diào)整油水井工作制度擴大水驅(qū)波及狀況是目前深水油田最常用的手段，通過定量評價儲層對水驅(qū)效果的影響可以更加精確地指導油水井工作制度的優(yōu)化，改善水驅(qū)開發(fā)效果。對于水驅(qū)波及能力強(γ=0.30～0.80)的注采井區(qū)，無水采油期為其主要生產(chǎn)階段，后期挖潛潛力小、難度大，應重點以改善平面波及狀況為調(diào)整目標，盡可能擴大水驅(qū)控制范圍，采取多向受效、間歇注水的方式，延長無水采油期；對于水驅(qū)波及能力較差(γ=0.00～0.10)的注采井區(qū)，儲層連通性差，不同期次砂體非均質(zhì)性強，無水采油期很短，中高含水期為主要生產(chǎn)階段，應提高注水量，維持地層壓力，保證油井產(chǎn)能，防止原油脫氣，剩余油平面區(qū)域性富集，層間動用差異明顯，后期挖潛調(diào)整潛力較大；對于水驅(qū)波及能力中等(γ=0.10～0.30)的注采井區(qū)，介于以上兩者之間，全壽命生產(chǎn)狀況較為穩(wěn)定，前期應以擴大平面波及為目標，后期應重點改善層間動用差異。

圖2 P-01井開發(fā)指標預測結果

圖3 P-02井開發(fā)指標預測結果

圖4 P-03井開發(fā)指標預測結果

圖3中P-02井采出程度60.0%～80.0%階段含水上升明顯減緩，產(chǎn)量高于預期，主要由于該井區(qū)2口注水井Ⅰ-01、Ⅰ-02及時改變注入策略，采取多井交互+單井間歇的方式，在平面及層間形成不穩(wěn)定壓力場，使流體在地層中重新分布，明顯改善水驅(qū)波及效果(圖5)。研究方法基于Akpo油田實際數(shù)據(jù)建立，主要適用于大井距或超大井距注水開發(fā)的輕質(zhì)油、中高滲深水濁積砂巖儲層，研究思路及方法對其他油田具有借鑒價值，當目標油田的流體性質(zhì)或儲層物性差異較大時，需根據(jù)實際情況進行修正。同時，由于對動態(tài)數(shù)據(jù)的完整性和準確性要求較高，對深水油田的監(jiān)測水平也提出了較高要求。

4 結 論

(1) 深水濁積砂巖油田受開發(fā)方式和儲層構型的影響，單井生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律呈現(xiàn)多樣化，動態(tài)相滲綜合反映了油水的宏觀運動規(guī)律，用于生產(chǎn)預測更加準確。

(2) 油水宏觀運動情況主要受儲層連通性及儲層非均質(zhì)性等因素的影響，根據(jù)儲層特征可以實現(xiàn)動態(tài)相滲規(guī)律的有效預測。

(3) 研究方法主要適用于采用大井距或超大井距注水開發(fā)的輕油、中高滲深水濁積砂巖儲層，預測精度高，實用性強，研究思路及流程對其他深水油田有很好的借鑒價值。