動靜結(jié)合預(yù)測低滲油藏儲層吸水能力

汪全林 周軍良 耿紅柳 張 弛 潘 杰

中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459

0 前言

隨著油氣勘探開發(fā)的深入,低滲油藏越來越多,已成為石油工業(yè)發(fā)展的重要潛力,開發(fā)好低滲油藏具有重要的現(xiàn)實意義和深遠(yuǎn)的戰(zhàn)略意義。目前低滲油藏的開發(fā)仍主要以注水開發(fā)為主,注水前確定儲層的吸水能力,對預(yù)測注水效果及配備相應(yīng)施工設(shè)施均有重要的參考價值。因此在不增加測試資料的情況下,僅通過探井?dāng)?shù)據(jù)或動態(tài)數(shù)據(jù)等前期資料準(zhǔn)確預(yù)測儲層吸水能力,對于低滲油藏特別是增取資料困難的油藏有著極其重要的指導(dǎo)意義?，F(xiàn)有研究[1-10]主要通過靜態(tài)法預(yù)測儲層吸水能力,但尚無將試油等動態(tài)數(shù)據(jù)與靜態(tài)數(shù)據(jù)相結(jié)合來預(yù)測低滲儲層吸水能力的相關(guān)報道,本文就此展開探索性研究。

1 低滲油藏儲層物性特征

儲層物性決定了相應(yīng)的吸水能力,高、低滲儲層物性差異決定了兩者吸水能力的不同。從圖1高、低滲儲層微觀孔喉特征來看,高滲儲層孔喉大,滲流通道連通性好,滲流阻力小,滲流滿足達(dá)西定律;低滲儲層孔喉小,連通性較差,流體滲流時存在啟動壓力,滲流規(guī)律滿足低速非線性滲流。

a)高滲a)High permeability

b)低滲b)Low permeability

高、低滲儲層滲流差異主要是由微觀孔隙結(jié)構(gòu)差異導(dǎo)致,其中毛細(xì)管壓力曲線就能較好地反映兩者的差異,見圖2。兩者差異主要有以下幾方面:

圖2 高、低滲儲層典型毛管壓力曲線圖Fig.2 Typical capillary pressure curve of high and low permeability reservoir

1)曲線平坦段差異較大,高滲儲層平緩段較長,低滲儲層平緩段較短,反映低滲儲層較高滲儲層分選性差。

2)毛管中值壓力差異明顯,低滲儲層中值壓力較高滲儲層高,表明低滲儲層物性差,滲流阻力大,流體流動困難。

3)最大進(jìn)汞飽和度差異顯著,低滲儲層最大進(jìn)汞飽和度僅為60%左右,較高滲儲層低,表明低滲儲層吸水能力較高滲儲層差[11-15]。

2 確定吸水能力方法

高滲儲層滲流符合達(dá)西定律,主要采用采油指數(shù)與采液指數(shù)的關(guān)系確定儲層吸水能力,但低滲儲層滲流規(guī)律非線性滲流,因此必須采用新方法預(yù)測低滲儲層吸水能力。

現(xiàn)有生產(chǎn)井資料包括毛管壓力曲線、相滲曲線、流體性質(zhì)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)等。將毛管壓力曲線歸一化處理[16-20],再根據(jù)式(1)計算儲層中各孔道半徑區(qū)間滲透率占總滲透率的百分?jǐn)?shù)Kri以及累計滲透率百分?jǐn)?shù)。以累計滲透率貢獻(xiàn)值99.99%為上限,獲得可流動孔隙體積占儲層總孔隙體積比例,從而確定可流動最小毛管半徑。

(1)

實際巖石中的孔隙空間多由不規(guī)則孔道組成,毛細(xì)管束模型將其簡化為孔隙空間由不同直徑的平行毛管束組成，見圖3。

a)真實巖石模型 b)簡化巖石模型a)Real rock model b)Simplified rock model

根據(jù)式(2)泊謖葉方程,可求出各類毛管半徑對應(yīng)的單根毛管日吸水量。

(2)

式中:qi為流體流量,m3/S;ri為毛管半徑,m;Δp為壓差,Pa;μ為流體黏度,mPa·S;L為毛管長度,m。

要確定儲層吸水能力,關(guān)鍵是要確定出單位吸水剖面內(nèi)單個毛管半徑根數(shù)n1、n2…nk。考慮面積為A,長度為L的一維流動模型,當(dāng)孔隙度為φ時,則可滲透孔隙體積可表示為:[2]

Vmobile=A×L×φ×SHg mobile

(3)

可滲透孔隙體積Vmobile由最大毛管半徑到最小毛管半徑所有毛管按滲透率貢獻(xiàn)值并聯(lián)組成,則：

Vmobile=A×L×φ×SHg mobile

(4)

根據(jù)經(jīng)驗毛管迂曲度τ=1.4[14],則A截面積內(nèi)各半徑毛管根數(shù)可由式(5)確定。

(5)

確定毛管根數(shù)后,求出單位面積毛管日吸水量,最后可得儲層累積吸水量:

(6)

利用毛管壓力曲線確定吸水量,是基于巖石由理想毛管束組成的假設(shè)條件,因此由理想模型計算出的吸水量與實際情況之間必然會存在較大誤差。因此在此基礎(chǔ)上,引入相滲曲線、流體物性及生產(chǎn)數(shù)據(jù)加以校正,得到更準(zhǔn)確的儲層吸水能力。

試采時生產(chǎn)壓差為Δp,根據(jù)式(6)計算得出相應(yīng)注水壓差下理想毛管束的日吸水量。儲層產(chǎn)液與吸水時儲層面積相等,相同壓差下儲層具有相同的產(chǎn)液能力,則可得初期日產(chǎn)油量為:

(7)

由模型計算所得產(chǎn)油量應(yīng)與實際產(chǎn)油量相等,則模型校正系數(shù)f1可表示為:

(8)

式中:qo為生產(chǎn)壓差Δp下實際產(chǎn)油量,m3/d。

式(8)主要根據(jù)探井初期采油時情況,流體為油單相流動,注水時轉(zhuǎn)換為水相流動,且流動跟流度成正比，因此需再引進(jìn)流度關(guān)系系數(shù)f2。

(9)

式中:Krw(Sor)為殘余油飽和度水相滲透率;Kro(Swi)為束縛水飽和度下油相滲透率;μo(w)為地層條件下油(水)黏度,mPa·s;M為流度比。

因此,最終計算儲層吸水量的表達(dá)式為:

(10)

3 實例應(yīng)用

渤海BZ油田原始地層壓力33.0 MPa,束縛水飽和度Sw=37.6%,射開儲層厚度h=22.4 m,地層油、水油黏度分別為μo=0.825 mPa·s、μw=0.220 mPa·s,孔隙度φ=14.5%,滲透率K=30.0×10-3μm2。油藏試采數(shù)據(jù)：有效厚度5.0 m，日產(chǎn)油量149.8 m3/d,生產(chǎn)壓差23.17 MPa,滲透率29.2×10-3μm2。

根據(jù)歸一化毛管曲線,由式(1)計算得出儲層最大滲流毛管半徑為97.84 μm,最小滲流毛管半徑為46.36 μm,可流動孔隙體積占41.4%。該井吸水厚度22.4 m,注水壓差9.0 MPa,由式(6)計算得出理想毛管束模型儲層日吸水量為150.0 m3/d,再由式(9)預(yù)測該油田低滲吸水量為267.2 m3/d,與該儲層實際平均吸水量252.0 m3/d基本保持一致,表明了該方法的準(zhǔn)確可靠。

4 結(jié)論

探井試油數(shù)據(jù)是各油田投產(chǎn)前的必備資料,它不僅從本質(zhì)上反映了儲層物性及流體滲流特征,而且壓力、產(chǎn)量等數(shù)據(jù)較生產(chǎn)后期數(shù)據(jù)準(zhǔn)確。將實際儲層簡化為理想毛管束，采用泊謖葉方程，并結(jié)合探井動、靜態(tài)資料，預(yù)測低滲油藏儲層吸水能力，計算結(jié)果與實際情況基本一致。因此本方法在低滲油藏注水開發(fā)方案制定、開發(fā)效果預(yù)測和注水設(shè)施配置中有著非常重要的意義。