縫洞型油藏物質平衡方程及驅動能量分析

鄭松青,崔書岳,牟 雷

(中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083)

0 引 言

中國海相碳酸鹽巖石油地質儲量主要分布在塔里木盆地，以縫洞型油藏為主。截至“十二五”末，塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖探明石油地質儲量已近18×108t。能量分析是油氣田開發中的一項基本工作，是開發技術政策制訂和調整的主要依據之一。前人在縫洞型油藏天然能量評價方面做了很多工作[1-3]，但對于驅動類型并未深入研究。特別是塔里木盆地縫洞型油藏埋藏深(大于5 500 m)，儲集空間大，在開發過程中是否發生塑性形變(縫洞垮塌)，是否成為原油流出的驅動能量之一，目前尚未有論述。在對縫洞型油藏特征及水體特征分析的基礎上，建立了物質平衡方程，對其驅動能量進行了研究。

1 縫洞型油藏地質特征

塔里木盆地奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏是在多期構造和巖溶疊加基礎上形成的改造型油藏[4-6]，儲集空間類型多，規模差異大，小到微米級的基質粒間溶孔、晶間孔，大到數十米的大型溶洞，都有分布，非均質性極強[7-8]。有效儲集空間是多次構造作用和巖溶作用下形成的構造縫、溶蝕縫、大型洞穴和小型的溶蝕孔洞；基質低孔、低滲，基本不具備儲滲能力[9-10]。根據胡向陽等人的研究結果，塔河油田4區溶洞和溶蝕孔洞儲量占全區儲量的90%以上[11-12]。孔、洞、縫多類型儲集空間構成的離散縫洞體是縫洞型油藏基本油氣儲集單元。

縫洞體在垂向上具有明顯分帶性，不同巖溶帶縫洞發育特征不同。根據現有研究成果，奧陶系縫洞型油藏自上而下分為：表層巖溶帶、滲流巖溶帶、徑流巖溶帶和潛流巖溶帶，其中，表層帶、滲流帶和徑流帶是縫洞體主要發育帶，潛流帶位于潛水面以下，水動力弱，充填作用強，膠結強烈，儲集性能差[13-14]。塔里木盆地縫洞體主要發育在T74面(中─上奧套統不整合面)下200 m的范圍內。

2 縫洞型油藏物質平衡方程

物質平衡方程是油氣藏動態分析的基本工具，也是能量分析的主要手段之一。常規物質平衡方程處理邊底水問題過于復雜，且水侵滲透率為定值，但縫洞型油藏為離散介質，水侵通道復雜多變，導致滲透率具有時變性。基于縫洞型油藏特征，簡化底水處理，推導了以原油地質儲量為基數的油區綜合壓縮系數及以底水水體體積為基數的水區綜合壓縮系數，建立了物質平衡方程，為能量分析提供了研究技術支撐。

塔里木盆地奧陶系縫洞型油藏埋藏深(大于5 500 m)，地飽壓差大(大于30 MPa)，無氣頂，天然驅動能量主要來自原油膨脹、底水彈性驅和巖石變形。為此，基本假設如下：縫洞型油藏上部縫洞體儲油，下部縫洞體儲水，定容水體。天然能量開發階段，物質平衡方程可以表示為：

NpBo+WpBw=NBoiCtoΔp+VwBwiCtwΔp

(1)

式中：Np為累計產油量，104m3；Wp為累計產水量，104m3；Bo為當前壓力下原油體積系數；Bw為當前壓力下底水體積系數；Boi為原始壓力下原油體積系數；Bwi為原始壓力下底水體積系數；N為原油地質儲量，104m3；Cto為油區綜合壓縮系數，MPa-1；Ctw為水區綜合壓縮系數，MPa-1；△p為壓降，MPa；Vw為底水體積，104m3。

縫洞型油藏儲集空間尺度大，不存在束縛水與殘余油[15]，在前述基本假設下，油區和水區的綜合壓縮系數不能采用現有公式計算，需重新確定。

原油地質儲量為N，底水體積為Vw，巖石孔隙的體積為Vp，壓力下降dp時，油、水、孔隙體積的變化分別為：

dVo=NBoiCodp

(2)

dVw=VwBwiCwdp

(3)

dVp=VpCpdp

(4)

式中：dVo為原油體積變化，104m3；dVw為地層水體積變化，104m3；dVp為孔隙體積變化，104m3；dp為壓降，MPa。Co為原油壓縮系數，MPa-1；Cw為地層水壓縮系數，MPa-1；Cp為巖石孔隙的壓縮系數，MPa-1；Vp為巖石孔隙體積，104m3。

壓縮系數的計算方法同應用的基數量有關，應用的基數量不同，計算方法不同[16]。油區以原油地質儲量為基數的綜合壓縮系數可表示為：

(5)

忽略束縛水，則有：

Vp=NBoi

(6)

上部油區的綜合壓縮系數可表示為：

Cto=Co+Cp

(7)

同理，下部水區以水體體積為基數的綜合壓縮系數可表示為：

Ctw=Cw+Cp

(8)

將式(7)、(8)分別代入式(1)可得存在底水時縫洞型油藏的物質平衡方程：

NpBo+WpBw=[NBoi(Co+Cp)+VwBwi(Cw+Cp)]Δp

(9)

3 天然能量分析方法

能量分析的主要目的是確定天然能量驅動類型，即縫洞型油藏在開發過程中是否發生塑性形變，成為原油流出驅動能量的問題。為方便量化分析，提出3個新的驅動指數：原油彈性驅動指數、底水彈性驅動指數和巖石彈塑性變形驅動指數。計算公式分別為：

(10)

(11)

(12)

式中：Io為原油彈性驅動指數；Iw為底水彈性驅動指數；Ip為巖石彈塑性變形驅動指數。

計算驅動指數時，原油的地質儲量、壓縮系數、地層水的壓縮系數等都是已知的。但底水的體積和巖石孔隙壓縮系數難以確定，原因是巖石變形既有彈性變形，也有塑性變形，縫洞型油藏在開發中，是否發生不可逆塑性變形，目前尚無結論。因此，不能使用實驗室測得的巖石彈性壓縮系數。針對以上問題，利用物質平衡方程(9)，建立水體體積與孔隙壓縮系數的關系，通過地質分析預估水體范圍，進而估算孔隙壓縮系數，計算原油彈性驅動指數、底水彈性驅動指數和巖石彈塑性驅動指數，明確其驅動類型。若巖石孔隙壓縮系數量級在彈性壓縮的范圍內，則認為巖石為彈性變形；反之，則認為發生不可逆的塑性變形。

4 典型單元分析

以塔河油田4區S48單元為例，利用上述方法研究縫洞型油藏的驅動類型。S48單元1997年投入開發，2005年5月開始注水。含油面積為11.82 km2，石油地質儲量為3 069×104t，原始地層壓力為61.3 MPa，注水前壓力為56.6 MPa，累計產油為350×104t，累計產水為82×104t，地面原油密度為0.948 2 g/cm2，原油體積系數為1.162 5，彈性壓縮系數為11×10-4MPa-1，地層水密度為1g/cm2，體積系數為1，彈性壓縮系數為4×10-4MPa-1。

4.1 底水水體體積分析

根據前期研究成果，S48單元T74不整合面的深度為5 350～5 520 m，油水界面約為5 700 m[17]，距離T74面180～350 m。為確定油水界面以下水體的發育情況，從完鉆井資料、地質成因以及新鉆井等方面進行分析。

完鉆井資料顯示，塔河4區94%的溶洞分布在T74面以下150 m的范圍內，距離風化不整合面越遠，溶洞發育程度越弱。

從地質成因分析，塔河4區受構造脈動式抬升(侵蝕基準面脈動式下降)控制，縱向上形成3個縫洞段[11]：Ⅰ段為T74面以下0～60 m，屬于早期滲流或徑流巖溶形成的溶蝕段；Ⅱ段為T74面以下60～150 m，屬于早期徑流巖溶基礎上形成的溶蝕段；Ⅲ段為T74面150 m以下，為后期徑流巖溶形成的溶蝕段，溶洞規模小。

為研究塔里木盆地深層碳酸鹽巖儲層發育情況，塔河油田于2006年部署塔深1井，該井完鉆井深為8 408 m(T74面深度為5 573 m)，發現寒武系碳酸鹽巖儲集空間以裂縫和溶蝕孔洞為主，有油氣顯示，但規模小于奧陶系[18]。

據上述分析，S48單元油水界面以下并不具備儲存大規模水體的地質條件。根據物質平衡方程，水體越大，孔隙壓縮系數越小。對孔隙壓縮系數有較為保守的估計，取水體體積倍數為1～10。

4.2 驅動指數計算及驅動類型分析

利用物質平衡方程分析，水體體積倍數為1～10，可以求得巖石孔隙壓縮系數為2.0×10-3～1.3×10-2MPa-1。根據實驗測量結果，孔隙度為5%的溶洞儲集體的彈性壓縮系數約為2×10-5MPa-1，僅為該區巖石孔隙壓縮系數的1/500～1/100。說明在開發過程中縫洞型儲層變形已經遠遠超過彈性變形的范圍，發生了塑性變形。

利用式(10)～(12)，水體體積倍數為1～10時，可以計算得到原油彈性驅動、底水彈性驅動和巖石塑性變形驅動的驅動指數范圍分別為4.3%、1.3%～14.7%、81.0%～94.4%。可見，S48單元80%以上的原油因巖石彈塑性變形產出，說明塔里木盆地縫洞型油藏在開發過程中，因其埋藏深、儲集空間大，縫洞介質發生彈塑性變形，并成為縫洞型油藏的主要驅動類型。

4.3 結果驗證

利用密度、聲波、自然伽馬等測井數據計算了塔河油田4 500～5 500 m地層水平主應力當量密度值的變化范圍：最大水平主地應力σH為2.4～2.7 kg/L，最小水平主地應力σh為1.7～1.9 kg/L，遠大于上覆地層自重產生的均勻水平地應力當量密度(σv=1.2～1.5 kg/L)，3個地應力大小關系為σH>σh>σv。說明2個水平地應力的大小相差較大，構造應力大，屬于構造運動影響區，在油田開發過程中，縫洞容易垮塌[19]。

5 結 論

(1) 針對縫洞型油藏特征，簡化水體處理，修正綜合壓縮系數計算方法，建立了縫洞型油藏物質平衡方程，為能量評價提供了技術手段。

(2) 提出了3個新的縫洞型油藏天然能量評價指標：原油彈性驅動指數、底水彈性驅動指數和巖石彈塑性變形驅動指數，實現了對驅動類型的量化分析。

(3) 塔里木盆地奧陶系縫洞型油藏開發過程中，縫洞體發生了塑性變形，巖石彈塑性驅動是其天然能量開發階段的主要驅動類型。

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