基于數(shù)值模擬的流勢(shì)分析技術(shù)在縫洞型油藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用

杜春暉，仇 鶴，陳小凡，田 亮，樂(lè) 平，李 璐，姚俊波，魏 博

（1.中國(guó)石化西北油田分公司塔河采油二廠，新疆庫(kù)爾勒841604；2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都610000）

縫洞型碳酸鹽巖油藏屬于非常規(guī)油氣藏，其儲(chǔ)量規(guī)模較大，中國(guó)縫洞型碳酸鹽巖油藏主要分布在塔里木盆地[1]，塔河油田是國(guó)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的規(guī)模最大的縫洞型碳酸鹽巖油藏，其獨(dú)特的成藏因素及不規(guī)則的流體分布，令其在很多方面都有別于典型的陸相砂巖油藏[2-8]。隨著油藏的持續(xù)開(kāi)發(fā)，油藏內(nèi)油水分布變化較大。許多高產(chǎn)井暴性水淹，酸壓、注水替油、注氣替油、注水驅(qū)油等措施[9-15]的失效，導(dǎo)致油藏內(nèi)存在大量剩余油。由于其復(fù)雜的流體流動(dòng)規(guī)律，難以適用統(tǒng)一的開(kāi)發(fā)方法，提高采收率措施有限，如何準(zhǔn)確的認(rèn)識(shí)流體流動(dòng)的規(guī)律已成為縫洞型油藏開(kāi)發(fā)的難點(diǎn)。

流體勢(shì)理論最初是由美國(guó)地質(zhì)學(xué)家HUBBERT引入到石油地質(zhì)學(xué)中[16-17]，通過(guò)勢(shì)能值的大小來(lái)確定地下多種流體的分布情況與運(yùn)動(dòng)規(guī)律，在HUBBERT之后，ENGLAND[18]（1987）基于HUBBERT 的流體勢(shì)計(jì)算公式，對(duì)其進(jìn)行完善，并開(kāi)始應(yīng)用于油氣的勘探與開(kāi)發(fā)。隨后，經(jīng)過(guò)國(guó)內(nèi)外學(xué)者的改進(jìn)，形成了適合特定巖性、特定開(kāi)發(fā)階段的油藏流體勢(shì)計(jì)算方法[19-23]，并被用于研究油氣運(yùn)移的規(guī)律以及剩余油的挖潛。但對(duì)于縫洞型碳酸鹽巖油藏而言，由于其內(nèi)流體只通過(guò)縫洞流動(dòng)，流動(dòng)速度快，流體勢(shì)分析技術(shù)在縫洞型油藏鮮有應(yīng)用。在之前研究的基礎(chǔ)上提出縫洞型油藏流勢(shì)理論模型，研究其流勢(shì)變化規(guī)律。應(yīng)用流體勢(shì)分析技術(shù)，通過(guò)對(duì)油藏中各個(gè)開(kāi)發(fā)階段的流體勢(shì)進(jìn)行分析，從而提出具有推廣意義的流勢(shì)分析新方法。

1 油藏流體勢(shì)理論

1.1 HUBBERT質(zhì)量勢(shì)

最初的油氣運(yùn)移聚集研究是基于流體靜態(tài)力學(xué)，認(rèn)為流體勢(shì)處于靜態(tài)平衡狀態(tài)之下而進(jìn)行的運(yùn)移。HUBBERT 則基于流體靜態(tài)和動(dòng)態(tài)力學(xué)的基礎(chǔ)上，將流體勢(shì)定義為單位質(zhì)量的流體相對(duì)于基準(zhǔn)面所具有的總機(jī)械能，并用下面的公式表示[16]：

式中：φ為流體勢(shì)，J/kg；g為重力加速度，9.81 m/s2；z為相對(duì)于基準(zhǔn)面的距離，m；p為測(cè)點(diǎn)孔隙壓力，Pa；ρ為流體密度，kg/m3；v為流速，m/s。HUBBERT勢(shì)由三部分組成，式（1）中從左到右三項(xiàng)分別代表位能、壓能和動(dòng)能。

1.2 ENGLAND體積勢(shì)

油氣在地層的運(yùn)移過(guò)程中，除受到重力和水壓力的作用外，還受到地層毛細(xì)管力的作用，HUBBERT勢(shì)的定義中沒(méi)有反映出毛細(xì)管力的作用。為了解決這一問(wèn)題，ENGLAND 對(duì)HUBBERT 勢(shì)進(jìn)行完善，他認(rèn)為流體勢(shì)的定義不應(yīng)該取流體單位質(zhì)量的勢(shì)能，而應(yīng)該是單位體積的流體相對(duì)于基準(zhǔn)面具有的總機(jī)械能即[18]：

式中：σ為兩相界面張力，N/m；θ為油水兩相潤(rùn)濕角，°；r為毛細(xì)管半徑，m。

式（2）的第一項(xiàng)也是重力引起的位能；第二項(xiàng)同樣是流體的壓能；而第三項(xiàng)與HUBBERT勢(shì)不同，它代表了由于流體界面張力引起的界面勢(shì)能或毛細(xì)管勢(shì)能。

2 縫洞型油藏流體勢(shì)理論模型的建立

縫洞型油藏中流體在地層中仍具有壓能與位能，壓能項(xiàng)與位能項(xiàng)表達(dá)式與ENGLAND 體積勢(shì)相同，但其儲(chǔ)集體離散分布、非均質(zhì)性強(qiáng)，用常規(guī)的流體勢(shì)公式描述不合適。在縫洞型碳酸鹽巖油藏中，由于基質(zhì)孔隙度與滲透率極低，流體主要通過(guò)裂縫流動(dòng)，裂縫內(nèi)流體流動(dòng)以滲流為主。這種滲流作用大，毛管力對(duì)流體流動(dòng)影響極低，因此可忽略毛管力，在裂縫中流體瞬時(shí)速度很大，不能忽略動(dòng)能對(duì)流體勢(shì)大小的影響。結(jié)合前述，縫洞型油藏中的流勢(shì)可表征為：

流體勢(shì)定義中的基準(zhǔn)面是可以任意選擇的，但為了計(jì)算方便，基準(zhǔn)面一般選為海平面。

油藏中任意A、B兩點(diǎn)之間勢(shì)差為：

從（4）式可以看出，兩點(diǎn)之間的流體勢(shì)差分為三部分：A、B兩點(diǎn)的位能差；第二部分為A、B兩點(diǎn)的壓力差；第三部分為兩點(diǎn)之間的動(dòng)能差。

實(shí)際油藏中每一點(diǎn)的流體屬性有所不同，都具有不同的流體勢(shì)。數(shù)值模擬軟件中的油藏模型并不是由大量密集的點(diǎn)組成，而是由大量精細(xì)的網(wǎng)格組成。同一個(gè)網(wǎng)格中各個(gè)點(diǎn)流體的屬性和物性都相同，在表征油藏流體勢(shì)時(shí)以網(wǎng)格為基本單位組成三維流體勢(shì)圖。為方便公式計(jì)算，每一個(gè)網(wǎng)格的密度采取油水的平均密度進(jìn)行計(jì)算，數(shù)值模擬軟件中流體勢(shì)表征公式為：

流體勢(shì)分析技術(shù)的基礎(chǔ)與前提：縫洞型油藏流勢(shì)理論模型的建立以及流體勢(shì)在軟件中的三維可視化表征。

3 縫洞型油藏流勢(shì)調(diào)整機(jī)理模型研究

在縫洞型油藏流體勢(shì)表征方法的基礎(chǔ)上，充分考慮塔河縫洞型油藏實(shí)際地層參數(shù)，對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏具有的的流勢(shì)調(diào)整模式建立機(jī)理模型進(jìn)行研究。分為單洞底水、單洞邊水、雙洞底水、雙洞邊水模型，綜合考慮不同因素對(duì)流勢(shì)調(diào)整的影響，探究出流體勢(shì)影響生產(chǎn)井生產(chǎn)狀況的規(guī)律。

3.1 機(jī)理模型參數(shù)準(zhǔn)備

機(jī)理模型網(wǎng)格尺寸為5 m×5 m×3 m，設(shè)置溶洞初始孔隙度為0.2，x、y、z三個(gè)方向的滲透率均為5 000×10-3μm2，裂縫初始孔隙度為0.01，x、y、z三個(gè)方向的滲透率均為1 000×10-3μm2，模型中油藏頂深5 600 m。機(jī)理模型物性參數(shù)如表1所示。圖1為4種機(jī)理模型結(jié)構(gòu)。

圖1 機(jī)理模型結(jié)構(gòu)Fig.1 Mechanism model structure

3.2 機(jī)理模型流體勢(shì)表征

根據(jù)前文所得縫洞型碳酸鹽巖油藏流體勢(shì)計(jì)算公式，計(jì)算得出模型中各個(gè)點(diǎn)不同時(shí)間點(diǎn)的流體勢(shì)數(shù)值，通過(guò)tNavigator 數(shù)值模擬軟件對(duì)油藏流體勢(shì)進(jìn)行三維表征。

3.2.1 單洞底水模型

單洞底水模型流勢(shì)分布變化如圖2所示。P-1井投產(chǎn)，在井底附近形成低勢(shì)區(qū)，溶洞與底水接觸部位溶洞底部形成高勢(shì)區(qū)，以海平面為基準(zhǔn)面，C點(diǎn)與A點(diǎn)勢(shì)差維持在3.3×104J/m3，流體在勢(shì)差作用下向井底流動(dòng)，隨著溶洞內(nèi)壓力降低，C點(diǎn)與B點(diǎn)勢(shì)差逐漸升高。P-2井投產(chǎn)后，在5∶1的排采比例下進(jìn)行排液生產(chǎn)，P-2井井底大量流體被采出，快速形成低勢(shì)區(qū)，C點(diǎn)與B點(diǎn)形成更高的勢(shì)差，底水侵入后主要流向P-2井補(bǔ)充能量，P-1井含水率能夠有效降低。

3.2.2 單洞邊水模型

單洞邊水模型流勢(shì)分布變化如圖3所示。P-1井生產(chǎn)同樣在井底附近形成低勢(shì)區(qū)，邊水比底水能量補(bǔ)充慢，形成低勢(shì)區(qū)范圍較大，邊水與生產(chǎn)井之間難以形成較大勢(shì)差，P-2 井投產(chǎn)后，溶洞內(nèi)流體勢(shì)快速下降，C點(diǎn)與A、B兩點(diǎn)勢(shì)差上升到2×104J/m3，P-2井不斷排液，C點(diǎn)與B點(diǎn)勢(shì)差也逐漸增加，從邊部流向生產(chǎn)井P-1 井的水量減少，溶洞上部油釋放彈性能，達(dá)到控水效果。

3.2.3 雙洞底水模型

雙洞底水模型流勢(shì)分布變化如圖4所示。從流體勢(shì)剖面分析的P-2 井投產(chǎn)前，左邊溶洞流勢(shì)明顯低于右邊溶洞，井周?chē)鲃?shì)降低最快，A、B點(diǎn)與C點(diǎn)保持平穩(wěn)的勢(shì)差，C點(diǎn)與A點(diǎn)的勢(shì)差高于C點(diǎn)與B點(diǎn)的勢(shì)差，勢(shì)差高出8×103J/m3，流體總是沿著勢(shì)降低最快方向流動(dòng)，就是流向勢(shì)差最大的位置，所以底水通過(guò)左邊裂縫向左邊溶洞流動(dòng)，幾乎與右邊溶洞無(wú)流量交換。

P-2井投產(chǎn)之后，右邊溶洞流勢(shì)快速降低，C點(diǎn)與A點(diǎn)的勢(shì)差低于C點(diǎn)與B點(diǎn)的勢(shì)差，相差6×103J/m3，底水侵入以后向右邊溶洞補(bǔ)充能量，C點(diǎn)與B點(diǎn)勢(shì)差基本保持不變，底水的大量侵入補(bǔ)充能量，C點(diǎn)流勢(shì)降低，C點(diǎn)與A點(diǎn)的勢(shì)差降低后保持穩(wěn)定。

表1 機(jī)理模型物性參數(shù)Table 1 Physical property parameters of mechanism model

3.2.4 雙洞邊水模型

雙洞邊水模型流勢(shì)分布變化如圖5所示。雙洞邊水模型邊水侵入左部溶洞通過(guò)中間相連通的裂縫流入右部生產(chǎn)井P-1所在溶洞，生產(chǎn)初期，能量補(bǔ)充不足，右部溶洞內(nèi)形成明顯低勢(shì)區(qū)，邊水與生產(chǎn)井底之間最大勢(shì)差達(dá)到1.1×104J/m3。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，勢(shì)差逐漸降低。P-2井投產(chǎn)之后，C點(diǎn)與A點(diǎn)勢(shì)差進(jìn)一步降低，C點(diǎn)與B點(diǎn)勢(shì)差增高，但始終低于C點(diǎn)與A點(diǎn)勢(shì)差，無(wú)法完全抑制邊水侵入到生產(chǎn)井。

3.3 流勢(shì)調(diào)整影響因素研究

通過(guò)對(duì)4種典型縫洞單元機(jī)理模型研究，用控制變量法調(diào)整每個(gè)模型的參數(shù)，控制單一變量，模擬分析32 種情況下不同因素對(duì)流勢(shì)調(diào)整效果的影響，確定水體倍數(shù)、水體連通位置、排采比例、排采位置、排采井距5種因素為影響流勢(shì)調(diào)整效果的主控因素。

如圖6所示，根據(jù)模型生產(chǎn)井P-1井的受效程度，即含水率降低程度，得出模型水體倍數(shù)是影響調(diào)流勢(shì)效果的決定性因素。當(dāng)水體倍數(shù)大于50倍時(shí)，邊底水對(duì)地層能量補(bǔ)充充足，進(jìn)行流勢(shì)調(diào)整，生產(chǎn)井受效效果差或者為負(fù)效；水體倍數(shù)小于等于10倍時(shí)，生產(chǎn)井含水率大幅降度，調(diào)流勢(shì)效果好，其中單洞底水模型調(diào)流勢(shì)效果最好。排液井排液量越大，對(duì)于生產(chǎn)井控水效果越好，由于現(xiàn)場(chǎng)施工工藝限制，排采比例最大到10∶1。不同情況下調(diào)流勢(shì)效果如表2所示。

4 利用流勢(shì)分析技術(shù)指導(dǎo)縫洞型油藏開(kāi)發(fā)——以塔河油田為例

4.1 縫洞型油藏流勢(shì)分析技術(shù)

圖2 單洞底水模型流勢(shì)分布Fig.2 Flow potential distribution of model for single hole with bottom water

圖3 單洞邊水模型流勢(shì)分布Fig.3 Flow potential distribution of model for single hole with edge water

圖4 雙洞底水模型流勢(shì)分布Fig.4 Flow potential distribution of model for double hole with bottom water

圖5 雙洞邊水模型流勢(shì)分布Fig.5 Flow potential distribution of model for double hole with edge water

表2 流勢(shì)調(diào)整效果影響因素分析Table 2 Analysis of influencing factors of current potential adjustment effect

圖6 P-1井含水率變化曲線Fig.6 Variation curve of water content for well-P-1

流體勢(shì)分析技術(shù)即分析單元流體勢(shì)分布的變化規(guī)律，預(yù)測(cè)油水流動(dòng)方向，并針對(duì)低產(chǎn)井采取調(diào)流勢(shì)措施。如注水、注氣、提液、控液等措施，進(jìn)行“高提、低控、邊補(bǔ)”人工調(diào)節(jié)水侵量，改變勢(shì)差進(jìn)而改變水侵量和水侵方向，使低勢(shì)區(qū)剩余油采出。

從整個(gè)塔河油田的范圍來(lái)看，AD4井區(qū)位于塔河油田十二區(qū)西南部，構(gòu)造位置是塔里木盆地阿克庫(kù)勒凸起的西北翼上的AD4 隆洼相間區(qū)構(gòu)造上，整體呈西南低東北高的形態(tài)[24]。殘丘和洼地呈南北向展布，圈閉面積較大，高點(diǎn)埋深5 415 m，油藏油底5 724 m，油藏平均含油厚度73.7 m，含油面積6.847 km2。該單元于2007年投產(chǎn)，目前單元累產(chǎn)油91×104t。自TH12545 井投產(chǎn)后，單元北部邊水向南侵，高產(chǎn)井AD4井含水率達(dá)100%，單元總體含水率上升41%，但整體動(dòng)用程度低，對(duì)地下流體流動(dòng)規(guī)律認(rèn)識(shí)不足。本文以縫洞型油藏流體勢(shì)分析技術(shù)為基礎(chǔ)對(duì)AD4單元三維流體勢(shì)分布和變化進(jìn)行研究，確定合理的調(diào)流勢(shì)開(kāi)發(fā)方案，指導(dǎo)后期挖潛實(shí)踐。圖7為AD4井區(qū)T74深度構(gòu)造。

圖7 AD4井區(qū)T74深度構(gòu)造Fig.7 Structure depth of T74 in well area AD4

應(yīng)用符合縫洞型油藏的流體勢(shì)計(jì)算公式，生成AD4 單元各個(gè)階段油藏流體勢(shì)三維場(chǎng)（圖8）。TH12545井投產(chǎn)是整個(gè)AD4單元生產(chǎn)過(guò)程中的重要節(jié)點(diǎn)，對(duì)此井投產(chǎn)前后單元流勢(shì)變化研究具有重要意義。TH12545 井投產(chǎn)之前，AD4 單元流勢(shì)呈北高南低分布，單元南北存在3×107J/m3的巨大勢(shì)差。

TH12545 井投產(chǎn)之后，溝通了單元南北部，在巨大勢(shì)差作用下，TH12508 和TH12507 井的大量邊水和少部分油流入TH12545 井，并通過(guò)TH12545 井流入AD4井，流入的水繼續(xù)向南侵向TH12510井組，導(dǎo)致南部井組含水率快速上升，急需進(jìn)行流勢(shì)調(diào)整。AD4單元重要生產(chǎn)階段流體勢(shì)如圖8所示。

圖8 AD4單元流體勢(shì)分布Fig.8 Fluid potential distribution of AD4 unit

根據(jù)流勢(shì)分析，TH12507 井所處位置流勢(shì)為6.5×107J/m3，TH12545 井 流 勢(shì) 為5.4×107J/m3，TH12507 井為T(mén)H12545 井的水侵主要來(lái)源，對(duì)TH12507 井提液；AD4 井也需提液降低流體勢(shì)以減緩邊水南侵。數(shù)值模擬剩余油挖潛方案：TH12507CH、AD4 各排液150 m3/d，五年內(nèi)AD4 單元累計(jì)增油18.86×104t，調(diào)流勢(shì)措施增油效果明顯。

4.2 典型縫洞單元剩余油挖潛

根據(jù)流勢(shì)分析結(jié)果以及數(shù)值模擬得出可行方案，進(jìn)行礦場(chǎng)實(shí)踐，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)發(fā)。

1）TH12507井成功應(yīng)用

TH12507 井為暴性水淹井，井南部有較強(qiáng)水體，屬于高勢(shì)區(qū)，TH12545 井投產(chǎn)后，在高勢(shì)差作用下，水大量流向TH12545 井導(dǎo)致含水率快速上升，因此對(duì)TH12507井進(jìn)行流勢(shì)調(diào)整，提高排液量，從而降低與TH12545井之間的勢(shì)差。礦場(chǎng)依托數(shù)模擬成果實(shí)施TH12507 的提液方案。TH12507 井以150 m3/d 排液量生產(chǎn)，鄰井TH12545、TH12530含水明顯下降，日增油50 t，已累計(jì)增油7.2×103t；TH12507CH 本井累計(jì)抽水2.15×104t后，本井日產(chǎn)油為20 t。

2）AD4井成功應(yīng)用

AD4 井為整個(gè)單元的主力高產(chǎn)井，油井底部有弱水體，井附近有大量剩余油。TH12545 投產(chǎn)后溝通單元南北通道，在北高南低的勢(shì)差作用下大量水通過(guò)裂縫侵入到AD4井底，見(jiàn)水后含水率快速上升，AD4井水淹含水率100%。選取AD4井為調(diào)流勢(shì)井，提高排液量以降低井底周?chē)鲃?shì)，減少邊水向南部TH12510 井組水侵量，同時(shí)AD4 井油井上部?jī)?chǔ)層釋放彈性能，流勢(shì)高于井底流勢(shì)，有利于AD4井的剩余油采出?，F(xiàn)場(chǎng)下入大泵提液生產(chǎn)，AD4井以100 m3/d排液量生產(chǎn)，鄰井TH12545 含水率下降至0，TH12510含水率下降40%，AD4本井見(jiàn)油，含水率穩(wěn)定在70%，日增油30 t，TH12545 和TH12510 井合計(jì)日增油25 t，截至2020年2月1日，AD4 單元已累計(jì)增油0.87×104t。

5 結(jié)論

1）研究提出了適用于縫洞型碳酸鹽巖油藏的流體勢(shì)表征理論模型；研究認(rèn)為縫洞型油藏流體勢(shì)應(yīng)包括位能、壓能、動(dòng)能；研究流體勢(shì)實(shí)際上是研究?jī)牲c(diǎn)之間流體勢(shì)差，流體總是自發(fā)的從高勢(shì)區(qū)流向低勢(shì)區(qū)。

2）確定了5 種影響流勢(shì)調(diào)整的主控因素，其中水體倍數(shù)是影響調(diào)流勢(shì)效果的決定性因素。明確了調(diào)流勢(shì)原則：即生產(chǎn)井水體倍數(shù)通常為小于10 倍的弱邊底水，且對(duì)水侵方向認(rèn)識(shí)清楚時(shí)，可選其水侵通道的“過(guò)路井”為調(diào)流勢(shì)井，通過(guò)“過(guò)路井”提液排液生產(chǎn)；過(guò)路井排液比例越大，生產(chǎn)井受效越好。

3）AD4單元流勢(shì)調(diào)整挖潛方案結(jié)果表明，受效井含水率降低30%，單元五年累計(jì)增油18.86×104t，可取得顯著的挖潛效果，本研究形成了一套基于數(shù)值模擬的流勢(shì)分析技術(shù)，此分析方法可推廣應(yīng)用于同類(lèi)縫洞型碳酸鹽巖油藏。