利用注水替油資料計(jì)算塔河縫洞型油藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的方法

巫 波 楊文東 姜應(yīng)兵 張 曉

（1. 中國(guó)石化西北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院， 新疆 烏魯木齊 830011； 2. 西安華線石油科技有限公司， 陜西 西安 710065）

0 引 言

塔里木盆地塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏屬于典型的縫洞型油藏， 儲(chǔ)集空間主要以裂縫和溶洞為主， 儲(chǔ)層介質(zhì)類型多樣且尺度不一， 非均質(zhì)性極強(qiáng)［1-4］。 由于儲(chǔ)集空間類型和分布的復(fù)雜性， 導(dǎo)致利用靜態(tài)方法評(píng)價(jià)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的相關(guān)儲(chǔ)層參數(shù)取值準(zhǔn)確性較差［5-6］， 尤其是儲(chǔ)層綜合壓縮系數(shù)的取值可靠性較低［7］， 阻礙了油藏開(kāi)發(fā)和調(diào)整等措施的開(kāi)展。 縫洞型油藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法較多， 包括傳統(tǒng)的物質(zhì)平衡法［8-10］、 改進(jìn)物質(zhì)平衡方法［11-13］、 產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法［14-15］、 試井法［16-17］、 注水指示曲線法［18-19］等， 這些方法所涉及到的儲(chǔ)層相關(guān)參數(shù)如綜合壓縮系數(shù)都未能提出較準(zhǔn)確取值的依據(jù)， 動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果仍受儲(chǔ)層參數(shù)取值可靠性的影響。研究人員為規(guī)避儲(chǔ)層相關(guān)參數(shù)影響， 還提出了一些新的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算方法， 李宗宇［20］提出利用注水替油資料計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的新方法， 該方法需油井鉆至溶洞最高部位以確保儲(chǔ)層原油全部被替換出來(lái)，以此確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量并反算綜合壓縮系數(shù)， 該方法的局限在于采出全部原油的油井篩選難度大且生產(chǎn)周期長(zhǎng)， 適用性較差； 陳利新等［21］利用油藏彈性驅(qū)階段2 次測(cè)壓井底原油密度的差值及其累計(jì)產(chǎn)油量較為準(zhǔn)確地計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量， 規(guī)避了儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算的影響， 該方法的局限在于現(xiàn)有井無(wú)測(cè)試的井底原油密度數(shù)據(jù)， 無(wú)法直接評(píng)價(jià)縫洞型儲(chǔ)層的綜合壓縮系數(shù)。

本文基于注水替油機(jī)理建立彈性階段和注水后替油階段的物質(zhì)平衡方程， 并基于注水替油資料確定彈性階段和注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 聯(lián)立2個(gè)階段彈性產(chǎn)率的方程組， 求解2 個(gè)未知參數(shù)即動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 并通過(guò)對(duì)比單井多輪次注水替油確定多組計(jì)算結(jié)果的穩(wěn)定性來(lái)驗(yàn)證注水替油法的可靠性， 通過(guò)驗(yàn)證的綜合壓縮系數(shù)可靠性較高， 且可用于同類縫洞儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的計(jì)算。

1 注水替油機(jī)理及選井原則

注水替油法在塔河縫洞型油藏取得較好的開(kāi)采效果， 已成為塔河縫洞型油藏主要且特有的提產(chǎn)技術(shù)。 通過(guò)注水替油機(jī)理和選井原則明確注水替油前后儲(chǔ)層內(nèi)流體和壓力狀態(tài)， 便于后續(xù)利用注水替油法開(kāi)展縫洞儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)研究。

1.1 注水替油機(jī)理

塔河縫洞型油藏單井注水替油的機(jī)理［22-24］為注入水在重力分異作用下置換儲(chǔ)層底部和難以開(kāi)采位置處的剩余油， 并補(bǔ)充地層能量。 其操作流程［25］為： 首先注入水補(bǔ)充地層能量， 地層壓力得到一定恢復(fù)， 提高油井產(chǎn)液能力； 其次是縫洞儲(chǔ)層內(nèi)明顯的油水重力分異作用， 在注水后悶井過(guò)程中， 油水之間不斷置換， 底部?jī)?chǔ)層內(nèi)原油被置換后底水抬升了油水界面； 最后， 部分注入水置換了油井井底周圍裂縫中難以采出的剩余油。 油井以“注水—悶井—采油” 為一個(gè)注水替油周期， 經(jīng)過(guò)多輪次的注水替油， 逐步提高縫洞儲(chǔ)層采收率。

1.2 選井原則

原則1： 注水替油方法主要適用于機(jī)采手段無(wú)法正常生產(chǎn)的定容縫洞型油藏［25］。 由于無(wú)水體補(bǔ)充能量， 該型油井自噴期油壓和產(chǎn)量遞減較快， 轉(zhuǎn)抽后動(dòng)液面不斷下降， 供液不足后停產(chǎn)。

原則2： 優(yōu)選縫洞型油藏中的溶洞型儲(chǔ)層進(jìn)行注水替油［25］。 溶洞型儲(chǔ)層內(nèi)流體流動(dòng)阻力小、 油水分異效果好， 注水替油效果較其他縫洞型油藏的儲(chǔ)層類型（如裂縫型儲(chǔ)層、 裂縫—孔洞型儲(chǔ)層）明顯。

綜合上述選井原則， 優(yōu)選定容縫洞型油藏中的溶洞型儲(chǔ)層作為注水替油措施的目標(biāo)儲(chǔ)層。

1.3 注水替油過(guò)程的儲(chǔ)層狀態(tài)

基于注水替油機(jī)理的重力分異作用和選井原則優(yōu)選的定容溶洞型儲(chǔ)層， 對(duì)注水替油前后儲(chǔ)層內(nèi)的儲(chǔ)層容積、 壓力、 油水相分布等進(jìn)行分析， 為后續(xù)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算奠定基礎(chǔ)。

1.3.1 注水前彈性驅(qū)階段的儲(chǔ)層狀態(tài)

注水前彈性驅(qū)階段儲(chǔ)層隨著油井開(kāi)采， 地層壓力下降， 儲(chǔ)層容積由于巖石壓縮導(dǎo)致巖石孔隙體積減小。

儲(chǔ)層處于原始地層壓力（p0） 時(shí)， 儲(chǔ)層的容積V0表達(dá)式為

式中：V1——生產(chǎn)一定時(shí)間后儲(chǔ)層的容積， m3；

Cf——巖石壓縮系數(shù)， MPa-1；

p0——原始儲(chǔ)層的地層壓力， MPa；

p1——生產(chǎn)一定時(shí)間后儲(chǔ)層的地層壓力， MPa。

1.3.2 注水替油階段的儲(chǔ)層狀態(tài)

注水悶井后， 重力分異作用下注入水位于儲(chǔ)層底部并抬高油水界面， 地層壓力有一定升高； 開(kāi)井后替油階段， 儲(chǔ)層隨著油井開(kāi)采， 地層壓力下降，儲(chǔ)層內(nèi)注入水和剩余油共同彈性膨脹并驅(qū)替原油，注水替油后由于重力分異作用注入水替換出儲(chǔ)層底部剩余油， 油水界面上下的油水分明。

注水替油后儲(chǔ)層的地層壓力為p2時(shí)， 儲(chǔ)層的容積V2表達(dá)式為

2 利用注水替油法評(píng)價(jià)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)

注水替油井生產(chǎn)包括彈性驅(qū)階段和注水后的替油階段， 在彈性驅(qū)階段定容儲(chǔ)層為純油相彈性膨脹驅(qū)替， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累產(chǎn)油量為該階段的彈性產(chǎn)率； 在注水后的替油階段， 剩余油和凈注入水共同彈性膨脹驅(qū)替， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累產(chǎn)油量為該階段的彈性產(chǎn)率；基于彈性驅(qū)階段和注水后的替油階段的物質(zhì)平衡方程和彈性產(chǎn)率， 聯(lián)立2 個(gè)階段的2 個(gè)方程以此確定2 個(gè)未知參數(shù)即動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 其中動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量是指單井控制的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量， 在縫洞型油藏中單井控制的儲(chǔ)量可能為單一溶洞或縫洞單元或縫洞型油藏。

2.1 彈性驅(qū)階段的物質(zhì)平衡方程

式中：Bo1——彈性驅(qū)階段生產(chǎn)一段時(shí)間后的原油體積系數(shù)， m3／m3；

Co——原油壓縮系數(shù)， MPa-1；

Ct——綜合壓縮系數(shù)， MPa-1；

M1——彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率， m3／MPa；

Np1——階段累計(jì)產(chǎn)油量， m3；

Δp1——彈性驅(qū)階段的某生產(chǎn)段的壓降量， MPa。

基于生產(chǎn)指示曲線劃分油井生產(chǎn)初期的彈性驅(qū)階段， 以生產(chǎn)指示曲線彈性驅(qū)階段單位壓降下的累計(jì)產(chǎn)油量作為彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率M1， 如圖1所示。 該彈性產(chǎn)率求取時(shí)的選點(diǎn)方法為選取彈性驅(qū)階段生產(chǎn)指示曲線趨于線性的線性段， 并由該線性段起始端點(diǎn)的壓力和累計(jì)產(chǎn)油量值來(lái)確定彈性驅(qū)階段的彈性產(chǎn)率。

2.2 注水后替油階段的物質(zhì)平衡方程

儲(chǔ)層在注水后替油前的狀態(tài)時(shí)， 由于地層壓力變化和儲(chǔ)層巖石壓縮系數(shù)影響導(dǎo)致儲(chǔ)層容積變化，通過(guò)地層壓力變化量和儲(chǔ)層巖石壓縮系數(shù)確定注水后替油前儲(chǔ)層的容積V2， 見(jiàn)式（3）； 儲(chǔ)層內(nèi)剩余油Vo和凈注水量Vw見(jiàn)式（4） 和式（5）。

剩余油和注入水共同驅(qū)替階段的物質(zhì)平衡方程表達(dá)式為

替油階段彈性產(chǎn)率M2， 該參數(shù)可通過(guò)生產(chǎn)指示曲線即壓力和累產(chǎn)液量關(guān)系曲線確定， 表達(dá)式為

式中：Bo2——注水后替油生產(chǎn)階段壓降后的原油體積系數(shù)， m3／m3；

M2——注水后替油生產(chǎn)階段彈性產(chǎn)率， m3／MPa；

Np2——注水后替油生產(chǎn)階段壓降（井口壓力） 下的累計(jì)產(chǎn)油量， m3；

ρo——原油密度， kg／m3；

Δh2——注水后替油階段的某生產(chǎn)段的動(dòng)液面下降量， m。

基于生產(chǎn)指示曲線［26］和動(dòng)液面資料確定油井注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以該階段生產(chǎn)指示曲線的單位壓降累計(jì)產(chǎn)油量（其中動(dòng)液面資料的壓降量可通過(guò)流體的動(dòng)液面變化量來(lái)確定）， 作為該驅(qū)動(dòng)階段的剩余油和注入水綜合作用的彈性產(chǎn)率M2（圖2、 圖3）。 該彈性產(chǎn)率求取時(shí)的選點(diǎn)方法為選取注水后替油階段生產(chǎn)指示曲線趨近于線性的線性段， 并由該線性段起始端點(diǎn)的壓力和累計(jì)產(chǎn)油量值來(lái)確定注水后替油階段的彈性產(chǎn)率。

由于礦場(chǎng)流壓資料較少， 圖2 的壓力資料主要以井口壓力為主， 由于油井轉(zhuǎn)抽前后生產(chǎn)制度的差異導(dǎo)致選取井口壓力類型的差異， 自噴井的井口壓力類型為油壓， 轉(zhuǎn)抽井的井口壓力類型為套壓， 轉(zhuǎn)抽中井口套壓降為0 后井口的壓力變化通過(guò)動(dòng)液面的深度變化來(lái)反映（圖3）， 這些壓力與井底流動(dòng)壓力的差值為井筒液柱壓力（井筒液柱內(nèi)流體流動(dòng)磨阻較小可以忽略）， 井口壓力變化趨勢(shì)與井底流壓變化趨勢(shì)一致， 井口壓力確定的彈性產(chǎn)率與井底流壓確定的彈性產(chǎn)率基本一致， 因而利用上述壓力資料（井口油套壓和動(dòng)液面） 確定的彈性產(chǎn)率可靠。

2.3 聯(lián)立方程求解綜合壓縮系數(shù)和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量

聯(lián)立式（8） 和式（10） 或式（11）， 方程中只有巖石壓縮系數(shù)Cf和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量N是未知數(shù)， 2個(gè)方程2 個(gè)未知量可求解2 個(gè)未知參數(shù)。

（1） 注水后替油階段有明顯壓力下降段時(shí)（圖2）， 巖石壓縮系數(shù)和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量表達(dá)式為：

式（12） 和式（13） 方程組或式（14） 和式（15） 方程組便是求解的巖石壓縮系數(shù)Cf和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量N的方程組， 通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)和原油高壓物性資料確定彈性驅(qū)階段和注水后替油階段上述方程組中的已知參數(shù)（包括彈性產(chǎn)率M、 原油的體積系數(shù)Bo和壓縮系數(shù)Co、 地層水的體積系數(shù)Bw和壓縮系數(shù)Cw、地層壓降量Δp、累計(jì)注水量J等），計(jì)算油井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量N和巖石壓縮系數(shù)Cf， 來(lái)確定的綜合壓縮系數(shù)便可用于該縫洞油藏的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算。

3 驗(yàn)證實(shí)例

采用上述注水替油法對(duì)塔河油田實(shí)例井進(jìn)行動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)的計(jì)算分析， 對(duì)比注水替油井的多個(gè)輪次確定的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 通過(guò)其結(jié)果的穩(wěn)定性來(lái)驗(yàn)證注水替油法的可靠性。

3.1 利用油套壓資料確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量

以油套壓數(shù)據(jù)為主要的壓力資料來(lái)計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 以TH12115CH 井為例， 采油方式為機(jī)抽， 壓力下降較快， 天然能量發(fā)育不足，適合注水替油方式提高采收率。 該井注水替油輪次較多， 但動(dòng)液面資料較少， 以油套壓數(shù)據(jù)為主， 前2 次注水替油時(shí)基本不見(jiàn)水， 如圖4 所示。

統(tǒng)計(jì)分析彈性階段和前3 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 由于第3 次注水替油前含水明顯， 故只分析彈性階段和第1、 2 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以彈性驅(qū)階段的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)， 通過(guò)式（12）和式（13） 方程組分別求解2 個(gè)注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)Cf和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量N， 計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 TH12115CH 井2 個(gè)注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果Table 1 Calculated results of the rock compressibility coefficients and dynamic reserves after 2 water injection-production rounds for Well TH12115CH

通過(guò)相對(duì)極差即樣本數(shù)據(jù)的極差相對(duì)值， 表示數(shù)據(jù)波動(dòng)幅度， 通過(guò)相對(duì)極差的大小來(lái)表征數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性。 對(duì)比第1、 2 次注水替油階段分別和彈性驅(qū)階段確定的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)的相對(duì)極差分別為2.45%和1.60%， 整體數(shù)據(jù)較穩(wěn)定， 驗(yàn)證了利用注水替油法確定的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)的可靠性。

3.2 利用動(dòng)液面資料確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量

以動(dòng)液面數(shù)據(jù)為主要的壓力資料計(jì)算動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 以TK6105X 井為例， 采油方式為機(jī)抽， 壓力下降較快， 天然能量不足， 適合注水替油方式提高采收率。 該井注水替油輪次較多， 一開(kāi)井油套壓數(shù)據(jù)便降為0 MPa， 動(dòng)液面資料較多，前6 次注水替油時(shí)基本不見(jiàn)水， 如圖5 所示。

統(tǒng)計(jì)分析彈性階段和前6 次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 由于第1、 2、 3 次的注水后替油階段的動(dòng)液面資料較少， 故只分析彈性階段和第4、 5、 6次注水后替油階段的彈性產(chǎn)率， 以彈性驅(qū)階段的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)， 通過(guò)式（14） 和式（15） 方程組分別求解的3 個(gè)注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)Cf和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量N， 計(jì)算結(jié)果如表2 所示。

表2 TK6015X 井3 個(gè)注水替油輪次的巖石壓縮系數(shù)和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculated results of the rock compressibility coefficients and dynamic reserves after 3 water injection-production rounds for Well TK6105X

通過(guò)相對(duì)極差即樣本數(shù)據(jù)的極差相對(duì)值， 表示數(shù)據(jù)波動(dòng)幅度， 通過(guò)相對(duì)極差的大小來(lái)表征數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性。 對(duì)比第4、 5、 6 次注水替油階段分別和彈性驅(qū)階段確定的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)的相對(duì)極差分別為3.82%和3.77%， 整體數(shù)據(jù)較穩(wěn)定， 驗(yàn)證了利用注水替油法確定的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)的可靠性。

4 結(jié) 論

（1） 基于注水替油機(jī)理， 針對(duì)彈性驅(qū)階段和注水替油階段的物質(zhì)平衡方程聯(lián)立方程組， 求解縫洞儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和綜合壓縮系數(shù)， 建立了注水替油資料確定縫洞型油藏綜合壓縮系數(shù)的方法， 相較傳統(tǒng)的可靠性差的經(jīng)驗(yàn)取值法， 該方法計(jì)算的綜合壓縮系數(shù)可靠性較強(qiáng)。

（2） 基于多輪次注水替油資料、 通過(guò)新注水替油法求取不同輪次下縫洞儲(chǔ)層的綜合壓縮系數(shù)，并通過(guò)對(duì)比多組綜合壓縮系數(shù)相對(duì)極差的穩(wěn)定性，驗(yàn)證了注水替油資料確定縫洞型油藏綜合壓縮系數(shù)的可靠性， 為現(xiàn)場(chǎng)同類油藏油井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和儲(chǔ)層綜合壓縮系數(shù)的研究提供理論參考。