動態儲量分析技術在斷塊水侵油藏挖潛中的應用

何志輝，李樹松，張風波，張 騫，李 標

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引 言

水侵油藏動態儲量是油藏開發過程中的重要參數，是確定油田動用范圍、預測生產動態和評價開發潛力的重要基礎。南海西部W油田L井組為斷塊水驅油藏，受地震資料品質限制，巖性邊界難以判斷，油水界面位置不清，砂體橫向變化快，導致靜態儲量認識不清。該井組滲透率較低，壓力恢復速度慢，測壓過程難以獲得準確的地層壓力；且常用的水侵量計算方法(Schilthuis穩態流法、Van Everdingen-Hurst非穩態流法、Fetkovitch擬穩態法)過程復雜，基礎參數獲取困難，導致動態儲量計算繁瑣且準確率低[1-2]。針對水侵油藏的特殊性，建立了徑向水侵油藏流動模型，以動用范圍內動態物質平衡為基礎，通過對壓降雙對數、Blasingame典型特征曲線分析和長期生產數據擬合，最終求得水侵油藏單井動態儲量[3]，并在此基礎上對南海西部W油田L井組進行方案優化，為水侵油藏合理挖潛提供了基礎。

1 水侵油藏滲流模型建立

建立徑向復合油藏水驅物理模型(圖1)，內區為油區，外區為水區。基于滲流理論、初始條件和邊界條件建立油藏水侵數學模型，并對數學模型求解[4-5]。

圖1 徑向復合油藏水驅物理模型示意圖

1.1 水侵物理模型

邊底水/注水驅動物理模型的假設條件為：地層水平等厚且各向異性，上下均為封閉不滲透，儲層水平，厚度為h；考慮單相微可壓縮流體滲流，流體物性不隨壓力變化；地層流體流動服從線性達西滲流；測試前地層各處壓力為pi，以產量q開井生產；邊界上有無限大水體驅動；徑向水驅系統(內區為油區，外區為水區)。

1.2 水侵數學模型

以無因次綜合滲流微分方程為基礎，結合初始條件、井筒儲集效應的內邊界條件和表皮效應的影響，建立油藏水侵數學模型。

(1)

(2)

(3)

(4)

式中：pD為任意時刻任意點的壓力；pwD為井底壓力；rD為該點與井底的距離；reD為動用距離；qDext為外邊界流量；tD為時間；CD為井筒儲集系數；S為表皮系數。

為更好地說明動用范圍內油藏的動態物質平衡，引入水侵強度概念來表征單井動用范圍內外邊界處水侵強弱程度，水侵強度的值定義為動用范圍內水侵量與采出量之比(式2)。水侵強度為0時表明無水侵衰竭式開發，水侵強度小于1時表明油藏水侵，水侵強度等于1時表明水侵量和采出量平衡，地層能量充足，水侵強度大于1時表明過平衡注水，為升壓存儲模型，此時油藏壓力逐步升高。

Wi=We/Q

(5)

式中：Wi為水侵強度，m3/m3；We為水侵量，m3；Q為總產量，m3。

為了解決圓形均質水驅油藏中間一口直井的定產壓力解的定解問題，在拉氏空間下將恒定產量解轉換為恒定壓力解，恒定井底壓力與該恒定產量解關系為：

(6)

為了獲取數學模型的定解，針對不同的水驅類型，在qDext(tD)中帶入不同的邊界流函數。邊界處不參與流動時，采用非流動函數表示：

qDext(tD)=0

(7)

當儲層非均質性較強，水體與儲層連通性較差，生產初期水體未參與流動，隨著儲層壓力下降至某個程度后，水體參與流動，邊界流量突然從0躍升到某個恒定值，呈現為階梯變化狀，采用“階梯”流函數表示：

qDext(tD)=-qDext，∞U(tD-tsD)

(8)

式中：tsD為水侵開始時間；qDext，∞為擬穩態時外邊界流量；U(tD-tsD)為單位階躍函數。

當儲層非均質性較弱，水體與儲層間連通性較好，隨著開發的進行，水體逐漸侵入儲層。邊界處流量由0緩慢增至穩定值，呈現為連續變化的陡坡狀，采用“陡坡”流函數表示：

(9)

該模型求解方法如下[6-7]：

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

式中：I0為第一類零階變形貝塞爾函數；I1為第一類一階變形貝塞爾函數；K0為第二類零階變形貝塞爾函數；K1為第二類一階變形貝塞爾函數。

(15)

(16)

式中：γ為歐拉常數，取值為0.5772；φ(k+1)、φ(k+2)是以k為變量的函數；Γ(k)為伽瑪函數。

2 水侵油藏動態儲量計算

2.1 水侵識別

根據水侵油藏動態模型求解結果，并結合長期生產動態數據、儲層物性參數、流體參數，利用雙對數曲線水侵識別法、Blasingame特征曲線水侵識別法[8-10]和歷史擬合曲線水侵識別法，繪制對應的水侵識別曲線。油藏在水侵作用下，3條識別曲線在擬穩定流動階段會出現明顯的變化。其中，雙對數水侵識別曲線中的壓力導數曲線隨著水侵作用逐漸增強，會出現“√”特征(圖2)；Blasingame特征曲線中的流量指數曲線上翹，流量積分導數曲線下掉，流量積分導數曲線與流量積分曲線逐漸分離(圖3)；歷史擬合曲線中壓力曲線下降趨勢變緩(圖4)，當注水補充能量時甚至增加。綜合分析認為：3條水侵識別曲線變化的拐點(圖中紫色虛線處)即為水侵作用明顯階段的拐點，拐點之前為能量驅替階段，油藏利用地層彈性能量進行衰竭式開發；拐點之后為水侵作用階段，油藏不僅受到地層彈性能量的影響，還受到水體驅動作用，因此，產量遞減速度變緩。

圖2 雙對數曲線水侵識別

圖3Blasingame特征曲線水侵識別

2.2 動態儲量計算

在確定水侵拐點之后，利用拐點之前的實際生產數據，并結合雙對數曲線和Blasingame特征曲線識別油藏水侵方法，最終確定動態儲量范圍和水侵量，利用動態物質平衡及容積法(式17)確定水侵油藏動態儲量。

(17)

式中：N為動態儲量，m3；NP為累計采油量，m3；Bo為原油體積系數，m3/m3；Bw為地層水體積系數，m3/m3；Boi為原油原始體積系數，m3/m3；Wi為累計注水量，m3；WP為累計產水量，m3；Ci為油藏有效壓縮系數，MPa-1；Δp為油藏總壓降，MPa。

圖4 歷史擬合曲線水侵識別

3 實例應用

3.1 油田概況

南海西部W油田L井組為中孔、低滲、常溫、異常高壓的未飽和邊水油藏，油藏原始壓力系數為1.32；南部及北部被斷層控制，東部及西部為巖性邊界封閉；驅動類型為弱邊水和彈性驅動。目前，已在該井組部署2口生產井(A1、A2井)進行衰竭式開發。生產動態特征表明：A1井和A2井井間不連通，A1井探明石油地質儲量為55.0×104m3，控制石油地質儲量為116.0×104m3，存在探明儲量與控制儲量認識不清的問題。文中以A1井為例進行動態儲量計算，研究調整潛力。A1井投產初期日產油為100 m3/d，不含水，調整前日產油為37.0 m3/d，含水率為11%，累計產油量為17.5×104m3，預計衰竭開發階段累計產油量為20.4×104m3，采收率為37.0%，遠超同類型油田水平。研究認為A1井原探明儲量計算偏小，需重新核實。目前產量及壓力遞減快，衰竭式開發效果差，有必要進行動態儲量計算，在明確調整潛力的基礎上進行剩余油分布精細研究，新增調整井以提高最終開發效果。

3.2 動態儲量分析

采用建立的水侵油藏動態儲量計算模型計算A1井動用儲量。通過擬合分析A1井長期生產數據繪制壓降雙對數水侵識別曲線(圖5)、Blasingame水侵識別曲線(圖6)和歷史擬合水侵識別曲線(圖7)，計算A1井的總動用流體儲量為460.0×104m3，其中，動用油儲量為145.0×104m3，動用水儲量為315.0×104m3，水侵量為7.5×104m3，水侵強度為0.5。

經過分析可知：動用油儲量遠大于原探明儲量，調整井潛力大；中間干層可能展布小，未達到縱向封隔效果，A1井已經動用了下部部分控制儲量；結合最新的地震資料認為，構造含油面積有向西擴邊的可能；水侵強度低，水體能力有限，需注水補充能量。

圖5A1井雙對數擬合曲線

圖6A1井Blasingame擬合曲線

圖7A1井歷史擬合曲線

3.3 調整井方案優化

結合上述分析，對數學模型中石油地質儲量及水體大小進行調整，歷史擬合后預測剩余油分布，優化調整井方案(圖8)。通過方案優化，確定在A1井區南面高部位部署1口定向采油井B1井，同時在低部位增加1口定向注水井B2井，B2井初期日注水量為200.0 m3/d，B1井初期日產液量為50.0 m3/d，待地層壓力恢復后優化配注量，日產液量提高至100.0 m3/d，預計調整后累計增油量為23.8×104m3。

圖8 優化后剩余油飽和度分布

3.4 實用效果

調整井實施完畢后，核算的A1井區探明儲量達到129.0×104m3，與方案實施前計算的動態儲量(145.0×104m3)一致性較好，吻合率達到88%，表明該方法可靠性較好。

目前該動態儲量計算方法在南海西部應用較多，尤其是在井少、石油地質儲量認識不清的水驅油藏中，動態儲量計算結果為調整井挖潛提供較好的指導。該方法可以明確油藏調整潛力，為調整井方案設計和優化提供依據，提高油藏的開發效果。

4 結 論

(1) 海上斷塊水侵油藏基礎資料少，采用常規方法難以準確評價其動態儲量，建立了徑向水侵油藏動態儲量計算模型。

(2) 利用長期生產動態數據進行產量遞減分析，利用雙對數曲線水侵識別法、Blasingame特征曲線水侵識別法和歷史擬合曲線水侵識別法繪制水侵特征曲線，通過對特征曲線擬合分析得到水侵油藏動態儲量。

(3) 實例應用結果表明，該方法減少了地層壓力測試和水侵量的復雜計算過程，經驗證動態儲量計算結果可靠，對于海上斷塊水侵油藏動態儲量計算有較強實用性，為水侵油藏合理開發及調整提供了基礎。