縫洞型碳酸鹽巖油氣藏關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測方法及應(yīng)用

常寶華，李世銀，曹 雯，劉志良，路琳琳

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；(2.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

碳酸鹽巖儲層作為油氣勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域，蘊(yùn)含著豐富的油氣資源，其儲量約占全球油氣總儲量的40%，產(chǎn)量約占60%，剩余可采儲量約占47%[1-4]。中國四川、塔里木、鄂爾多斯及渤海灣等盆地廣泛分布著碳酸鹽巖油氣藏，蘊(yùn)含油氣資源當(dāng)量超過60×108t[5-7]。其中，塔里木盆地的縫洞型油氣藏具有特殊性，主要表現(xiàn)在儲集空間多樣、流體分布復(fù)雜、儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)等方面，以塔河、哈拉哈塘等油田及塔中I號、輪古東等氣田最為典型[8-9]。此類油氣藏在物探、鉆井、儲層改造、油氣藏工程及提高采收率等方面均無可借鑒的經(jīng)驗(yàn)，加之儲層洞、孔、縫分布非常復(fù)雜，導(dǎo)致開發(fā)難度極大。經(jīng)過數(shù)十年的開發(fā)與探索，已形成了基于高精度三維地震數(shù)據(jù)體的縫洞體立體雕刻技術(shù)、地質(zhì)工程一體化的高效井位部署技術(shù)以及多元化提高采收率等系列特色開發(fā)技術(shù)[10-11]，但在可動用儲量、可采儲量與采收率等關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測方面還缺乏相應(yīng)的方法。為此，結(jié)合縫洞體雕刻結(jié)果、動態(tài)儲量評價、物質(zhì)平衡分析及油氣相態(tài)特征等內(nèi)容，建立了該類型油氣藏的可采儲量、采收率、區(qū)塊可動用儲量、氣舉措施增產(chǎn)油氣量等關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測分析方法。

1 油氣藏特征與開發(fā)面臨問題

1.1 縫洞型油氣藏基本特征

中國縫洞型碳酸鹽巖油氣藏普遍具有儲集空間多樣、儲層非均質(zhì)強(qiáng)、流體分布復(fù)雜等特點(diǎn)。以塔里木盆地縫洞型油氣藏為例，埋深超過4 500 m，巖心CT掃描結(jié)果顯示裂縫發(fā)育且部分充填，基質(zhì)孔滲低、物性差，其巖心測試孔隙度普遍低于1%、滲透率一般低于0.1 mD。儲集空間介質(zhì)主要包括大型洞穴、大尺度裂縫、溶蝕孔洞、裂縫/微裂縫及孔隙等，不同尺度的洞、孔、縫無序組合構(gòu)成空間分布復(fù)雜的油氣儲集體。這些油氣儲集體可以由多個相對孤立的大型洞穴及裂縫聯(lián)合構(gòu)成，也可能是局部溶蝕孔洞、裂縫及微裂縫發(fā)育形成，每個油氣儲集體具有相對統(tǒng)一的油水界面和壓力系統(tǒng)，均為相對獨(dú)立的油氣藏，進(jìn)而形成“一井一藏或多井一藏”的獨(dú)特模式。此類油氣儲集體在地震剖面上多呈現(xiàn)出“串珠”狀特點(diǎn)，當(dāng)油氣井鉆遇儲集體時，鉆完井資料多表現(xiàn)出鉆具放空、泥漿漏失等工程異?，F(xiàn)象。

1.2 開發(fā)面臨問題

縫洞型油氣藏的儲集介質(zhì)尺度變化大且在空間上的連續(xù)性較差是造成儲層復(fù)雜的本質(zhì)因素，油水、氣水分布復(fù)雜，且部分油氣藏存在相態(tài)變化是導(dǎo)致流體復(fù)雜的重要因素，儲層及流體的復(fù)雜性是引起油氣井生產(chǎn)復(fù)雜的關(guān)鍵因素。雖然隨著技術(shù)進(jìn)步，縫洞型油氣藏開發(fā)過程中的一些問題已經(jīng)逐漸解決，但仍面臨3個方面的問題：①隨著開發(fā)程度的不斷深入，新井位優(yōu)化部署的難度逐漸增大；②對開發(fā)指標(biāo)預(yù)測與評價精度的要求在不斷提高；③老區(qū)塊開發(fā)效益的下降，對提高采收率技術(shù)的需求更加迫切。為此，如何更加準(zhǔn)確地預(yù)測及評價開發(fā)指標(biāo)是制訂、調(diào)整技術(shù)對策的關(guān)鍵，也是增產(chǎn)措施潛力評價及篩選的重要依據(jù)。

2 關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測方法

2.1 油氣藏動態(tài)指標(biāo)預(yù)測

縫洞型油氣藏內(nèi)部溝通好、壓力傳播快，相對低滲透油氣藏，利用物質(zhì)平衡方程分析動態(tài)儲量、可采儲量等開發(fā)指標(biāo)更加適用。對于油藏，以停噴時刻的井底壓力為廢止壓力，代入物質(zhì)平衡方程可以分析遞減階段的可采儲量，如式(1)、(2)所示[12]。

未飽和定容油藏物質(zhì)平衡方程可表示為：

(1)

未飽和水驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程可表示為：

(2)

對于氣藏，可將廢棄壓力代入相應(yīng)的物質(zhì)平衡方程以分析氣藏可采儲量，如式(3)～(5)所示[12]。

常規(guī)定容氣藏物質(zhì)平衡方程可表示為：

(3)

水驅(qū)氣藏物質(zhì)平衡方程可表示為：

(4)

凝析氣藏物質(zhì)平衡方程可表示為：

(5)

2.2 區(qū)塊可動用儲量評價

由于縫洞型油氣藏儲層具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，常規(guī)氣藏評價方法很難準(zhǔn)確評價區(qū)塊可動用儲量規(guī)模，這為開發(fā)方案編制及技術(shù)政策制訂帶來很大困難。為此，建立了適用于該類油氣藏的可動用儲量評價方法，該方法基于區(qū)塊內(nèi)已投產(chǎn)儲集體的雕刻體積與動態(tài)儲量參數(shù)，建立回歸關(guān)系模型，然后將剩余未投產(chǎn)儲集體的雕刻體積代入該模型，進(jìn)而預(yù)測區(qū)塊整體可動用儲量的規(guī)模。

縫洞型油氣藏儲集體發(fā)育模式大致可以分為3類，分別為定容模式、含水模式及供給模式。①定容模式一般表現(xiàn)出地震反射類型為“串珠”，存在明顯鉆具放空或泥漿漏失等工程異?，F(xiàn)象，試采過程中累計產(chǎn)氣量與壓降呈線性關(guān)系；②含水模式與定容模式的明顯區(qū)別是前者地層能量相對充足、油氣井產(chǎn)水；③供給模式一般表現(xiàn)出地震反射類型為“串珠”組合，存在鉆具放空或泥漿漏失，試采過程中累計產(chǎn)氣量與壓降呈非直線關(guān)系，產(chǎn)量非單調(diào)遞減。

雕刻體積是在地震數(shù)據(jù)幾何屬性和能量信息分析基礎(chǔ)上，計算出的有效儲集空間體積，與原始縫洞型氣藏儲集空間體積一致，動態(tài)儲量為目前儲集體實(shí)際動用儲量。由此，基于物質(zhì)平衡原理，針對3種儲集體模式，建立雕刻體積與動態(tài)儲量的關(guān)系模型，如式(6)～(8)所示。

定容模式儲集體雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系可表示為：

(6)

含水模式儲集體雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系可表示為：

(7)

供給模式儲集體雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系可表示為：

(8)

式中：Njd為定容模式儲集體的動態(tài)儲量，m3；Njh為含水模式儲集體的動態(tài)儲量，m3；Njg為供給模式儲集體的動態(tài)儲量，m3；j為o時表示油藏，j為g時表示氣藏；VD為雕刻體積，m3；Bji為油藏或氣藏的原始流體體積系數(shù)；n為水體(孔隙體積)倍數(shù)；m為供給(孔隙體積)倍數(shù)。

雕刻體積與動態(tài)儲量存在特定相關(guān)關(guān)系(圖1)，當(dāng)散點(diǎn)分布在左上方區(qū)域時，主要表征供給模式影響；當(dāng)兩者散點(diǎn)分布在右下方區(qū)域時，主要表征含水模式影響；當(dāng)兩者散點(diǎn)分布在對角線區(qū)域時，主要表征定容模式影響。利用數(shù)值模擬方法分析不同水體規(guī)模、供給體積及無水體時油藏雕刻體積與動態(tài)儲量的關(guān)系(圖2)，當(dāng)存在2～10倍供給體積時，散點(diǎn)主要分布在左上方區(qū)域，當(dāng)存在2～10倍水體時，散點(diǎn)主要分布在右下方區(qū)域，不同儲集體模式的雕刻體積與動態(tài)儲量存在特定相關(guān)關(guān)系，與模型分析結(jié)果一致。

圖1 雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系示意圖Fig.1 The schematic diagram of the relationship betweencarving volume and dynamic reserves

圖2 模擬計算雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系曲線Fig.2 The relationship curve between simulated andcalculated carving volumes and dynamic reserves

2.3 氣舉措施增產(chǎn)潛力評價

當(dāng)生產(chǎn)井停噴后，除了利用注入介質(zhì)補(bǔ)充地層能量外，采用氣舉措施也可以最大限度增產(chǎn)油氣，而且經(jīng)濟(jì)性好、實(shí)用性強(qiáng)。以油藏為例，假設(shè)油藏恒溫，流體、巖石性質(zhì)不變，壓力在儲集體內(nèi)部能較快傳遞，油井停噴時井內(nèi)液面在井口位置。則油井停噴后下入氣舉管柱或氣舉閥，當(dāng)井筒液面低于氣舉最大氣舉深度時，油井不能繼續(xù)生產(chǎn)，此時可以計算氣舉措施最大增產(chǎn)油量。

設(shè)定氣舉措施深度為h，則可通過垂直管流計算深度h內(nèi)的壓降：

Δp=ρogh

(9)

結(jié)合物質(zhì)平衡方程，可得到該壓降下增產(chǎn)油量：

Qo=NCtΔp=NCtρogh

(10)

對于凝析氣藏，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂诼饵c(diǎn)壓力時，儲集體內(nèi)沒有凝析油析出，則下式成立：

(11)

當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力時，儲集體內(nèi)凝析油析出，考慮流體相態(tài)變化，則下式成立：

(12)

Vo=GBgF(p)

(13)

式中：h為氣舉措施深度，m；Δp為氣舉深度內(nèi)井筒壓降，MPa；ρo為氣舉深度內(nèi)流體密度，kg/m3；g為重力系數(shù)，N/kg；Qo為氣舉深度h對應(yīng)的增產(chǎn)油量，t；Qg為氣舉深度h對應(yīng)凝析氣藏的增產(chǎn)氣量，104m3；Cg為氣相壓縮系數(shù)，MPa-1；Cf為巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；Bg為目前壓力下天然氣體積系數(shù)；ρs為氣舉深度內(nèi)流體混合密度，kg/m3；Vo為儲層條件下凝析油體積，m3；F(p)為反凝析液量函數(shù)，可由PVT實(shí)驗(yàn)的反凝析液量測試數(shù)據(jù)得到。

當(dāng)油井或凝析氣井產(chǎn)水時，密度取混合密度，根據(jù)含水率劈分可得到增產(chǎn)油量、增產(chǎn)氣量。該方法可以簡易、準(zhǔn)確地計算出油氣儲集體氣舉措施的增產(chǎn)油、氣量，進(jìn)而進(jìn)行氣舉措施篩選，以確保措施能夠獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。

3 中古I區(qū)塊開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

3.1 中古I區(qū)塊概況

中古I區(qū)塊位于塔里木盆地中央隆起帶塔中隆起北斜坡中部位置，整體為一個北東向傾沒的斜坡，呈現(xiàn)南陡北緩、西陡東緩的構(gòu)造特點(diǎn)。區(qū)塊主要目的層為奧陶系鷹山組巖溶儲層，巖石類型以砂屑灰?guī)r為主，占比達(dá)70%以上；泥晶灰?guī)r和白云巖次之，占比分別為20%、10%。巖心測試基質(zhì)孔隙度大多小于1.8%，占70.1%；孔隙度為1.8%～4.5%的占25%，大于4.5%的占4.9%。區(qū)塊地震反射類型主要有“串珠狀”反射和“片狀”反射兩大類，具有“串珠狀”反射特征的洞穴型儲層平面上呈孤立星點(diǎn)狀分布，基本呈現(xiàn)出“一井一藏”特征。該區(qū)塊以凝析氣藏為主，平均原始地層壓力為68 MPa，原始體積系數(shù)為0.003 31，地面凝析油平均密度為0.794 3 g/cm3，凝析油含量范圍為66.9～748.1 g/m3，地層壓力與露點(diǎn)壓力的差值為1.6～21.5 MPa，井間流體性質(zhì)差異較大，整體為高含凝析油凝析氣藏。

3.2 關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測分析

該區(qū)塊自2009 年投產(chǎn)以來，已陸續(xù)投產(chǎn)47口井，計算井控動態(tài)儲量39口。中古I-1井為一口凝析氣井，已生產(chǎn)2 000 d，累計產(chǎn)氣量為1.61×108m3，累計產(chǎn)油量為7.81×104m3，評價井控動態(tài)儲量天然氣為3.06×108m3，凝析油為21.51×104m3。按照凝析氣藏動態(tài)指標(biāo)預(yù)測方法，將廢止壓力13.6 MPa代入式(5)，結(jié)合高壓物性參數(shù)，計算中古I-1井(遞減)天然氣、凝析油可采儲量分別為1.77×108、8.10×104m3，油、氣采收率分別為37.7%、57.7%(圖3)。預(yù)測中古I區(qū)塊天然氣(遞減)可采儲量為26.6×108m3，凝析油(遞減)可采儲量為85.8×104m3，結(jié)合井控動態(tài)儲量評價結(jié)果，預(yù)測區(qū)塊油、氣平均(遞減)采收率分別為27.8%、59.2%(圖4)。

圖3 中古I-1井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測曲線Fig.3 The curve of dynamic productionprediction of Well Zhonggu I-1

圖4 中古I區(qū)塊(遞減)采收率預(yù)測曲線Fig.4 The curve of recovery rate (decreasing)prediction of Zhonggu I Block

目前，該區(qū)塊已開發(fā)儲集體雕刻體積為1 415×104m3，對應(yīng)39口井井控動態(tài)儲量為47.7×108m3，分類回歸分析雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系(圖5)，3類模式線性關(guān)系明顯，因此，得到供給模式、定容模式及含水模式的回歸方程分別為：

圖5 中古I區(qū)塊雕刻體積與動態(tài)儲量關(guān)系Fig.5 The relationship between carving volumeand dynamic reserves of Zhonggu I Block

Ggg=0.095VD+0.063

(14)

Ggd=0.0306VD+0.1497

(15)

Ggh=0.0185VD+0.006

(16)

式中：Ggg為供給模式動態(tài)儲量，m3；Ggd為定容模式動態(tài)儲量，m3；Ggh為含水模式動態(tài)儲量，m3。

在已動用儲量中，20%為定容模式對應(yīng)的儲量，39%為含水模式對應(yīng)的儲量，41%為供給模式對應(yīng)的儲量。結(jié)合雕刻體積與動態(tài)儲量的關(guān)系模型，可以評價區(qū)塊平均水體(孔隙體積)倍數(shù)為0.63，平均供給(孔隙體積)倍數(shù)為2.14，擬合回歸原始體積系數(shù)為0.003 27，與PVT測試結(jié)果基本一致。區(qū)塊未開發(fā)儲集雕刻體積1 135×104m3，利用分類型儲集體回歸關(guān)系，預(yù)測分析對應(yīng)的可動用儲量為36.4×108m3(表1)，剩余可部署29口井。

表1 中古I區(qū)塊可動用儲量分析Table 1 The analysis on available reserves of Zhonggu I Block

目前，氣舉采油是塔中I號氣田較為有效的增產(chǎn)措施，實(shí)施井?dāng)?shù)占比超過25%。分析中古I-1井停噴后氣舉增產(chǎn)潛力，隨氣舉深度增加，增產(chǎn)油氣量逐漸增大，氣田氣舉措施一般氣舉深度為4 000 m，代入式(12)中，預(yù)測該井氣舉增產(chǎn)天然氣為0.51×108m3、凝析油為0.81×104m3(圖6)，氣舉措施后油、氣可采儲量分別為8.91×104m3、2.28×108m3，措施后油、氣采收率分別為41.4%、74.5%。利用該方法，預(yù)測中古I區(qū)塊39口井氣舉措施后平均單井增產(chǎn)天然氣為0.16×108m3、凝析油為0.52×104m3，結(jié)合可采儲量、動態(tài)儲量評價結(jié)果，預(yù)測油、氣平均采收率增幅分別為4.8、9.2個百分點(diǎn)。

圖6 中古I-1井氣舉措施增產(chǎn)油氣量預(yù)測曲線Fig.6 The prediction curve of oil and gasenhancement by gas lift in Well Zhonggu I-1

4 結(jié) 論

(1) 該文建立了適用于縫洞型碳酸鹽巖油氣藏的可動用儲量、可采儲量、采收率等關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測方法，依托已投產(chǎn)井動用儲集體的雕刻體積與井控動態(tài)儲量的回歸分析，評價區(qū)塊或氣田的可動用儲量規(guī)模。建立了氣舉措施增產(chǎn)潛力評價方法，預(yù)測氣舉措施后油氣增產(chǎn)情況，為措施井篩選提供依據(jù)。

(2) 對塔中I號氣田典型凝析氣藏中古I區(qū)塊進(jìn)行關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)預(yù)測分析，得到區(qū)塊油、氣平均(遞減)采收率分別為27.8%、59.2%，預(yù)測氣舉措施后油、氣平均采收率增幅分別為4.8、9.2個百分點(diǎn)；目前剩余未投產(chǎn)儲集體可部署29口井，動用儲量為36.4×108m3。