縫洞型碳酸鹽巖油氣藏關鍵開發指標預測方法及應用

2021-06-21 00:48:08常寶華李世銀劉志良路琳琳

特種油氣藏 2021年2期

常寶華，李世銀，曹雯，劉志良，路琳琳

(1.中國石油勘探開發研究院，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的重要領域，蘊含著豐富的油氣資源，其儲量約占全球油氣總儲量的40%，產量約占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，蘊含油氣資源當量超過60×108t[5-7]。其中，塔里木盆地的縫洞型油氣藏具有特殊性，主要表現在儲集空間多樣、流體分布復雜、儲層非均質性極強等方面，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驗，加之儲層洞、孔、縫分布非常復雜，導致開發難度極大。經過數十年的開發與探索，已形成了基于高精度三維地震數據體的縫洞體立體雕刻技術、地質工程一體化的高效井位部署技術以及多元化提高采收率等系列特色開發技術[10-11]，但在可動用儲量、可采儲量與采收率等關鍵開發指標預測方面還缺乏相應的方法。為此，結合縫洞體雕刻結果、動態儲量評價、物質平衡分析及油氣相態特征等內容，建立了該類型油氣藏的可采儲量、采收率、區塊可動用儲量、氣舉措施增產油氣量等關鍵開發指標的預測分析方法。

1 油氣藏特征與開發面臨問題

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、儲層非均質強、流體分布復雜等特點。以塔里木盆地縫洞型油氣藏為例，埋深超過4 500 m，巖心CT掃描結果顯示裂縫發育且部分充填，基質孔滲低、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、縫無序組合構成空間分布復雜的油氣儲集體。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合構成，也可能是局部溶蝕孔洞、裂縫及微裂縫發育形成，每個油氣儲集體具有相對統一的油水界面和壓力系統，均為相對獨立的油氣藏，進而形成“一井一藏或多井一藏”的獨特模式。此類油氣儲集體在地震剖面上多呈現出“串珠”狀特點，當油氣井鉆遇儲集體時，鉆完井資料多表現出鉆具放空、泥漿漏失等工程異常現象。

1.2 開發面臨問題

縫洞型油氣藏的儲集介質尺度變化大且在空間上的連續性較差是造成儲層復雜的本質因素，油水、氣水分布復雜，且部分油氣藏存在相態變化是導致流體復雜的重要因素，儲層及流體的復雜性是引起油氣井生產復雜的關鍵因素。雖然隨著技術進步，縫洞型油氣藏開發過程中的一些問題已經逐漸解決，但仍面臨3個方面的問題：①隨著開發程度的不斷深入，新井位優化部署的難度逐漸增大；②對開發指標預測與評價精度的要求在不斷提高；③老區塊開發效益的下降，對提高采收率技術的需求更加迫切。為此，如何更加準確地預測及評價開發指標是制訂、調整技術對策的關鍵，也是增產措施潛力評價及篩選的重要依據。

2 關鍵開發指標預測方法

2.1 油氣藏動態指標預測

縫洞型油氣藏內部溝通好、壓力傳播快，相對低滲透油氣藏，利用物質平衡方程分析動態儲量、可采儲量等開發指標更加適用。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平衡方程可表示為：

(1)

未飽和水驅油藏物質平衡方程可表示為：

(2)

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

常規定容氣藏物質平衡方程可表示為：

(3)

水驅氣藏物質平衡方程可表示為：

(4)

凝析氣藏物質平衡方程可表示為：

(5)

2.2 區塊可動用儲量評價

由于縫洞型油氣藏儲層具有極強的非均質性，常規氣藏評價方法很難準確評價區塊可動用儲量規模，這為開發方案編制及技術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，該方法基于區塊內已投產儲集體的雕刻體積與動態儲量參數，建立回歸關系模型，然后將剩余未投產儲集體的雕刻體積代入該模型，進而預測區塊整體可動用儲量的規模。

縫洞型油氣藏儲集體發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常現象，試采過程中累計產氣量與壓降呈線性關系；②含水模式與定容模式的明顯區別是前者地層能量相對充足、油氣井產水；③供給模式一般表現出地震反射類型為“串珠”組合，存在鉆具放空或泥漿漏失，試采過程中累計產氣量與壓降呈非直線關系，產量非單調遞減。

雕刻體積是在地震數據幾何屬性和能量信息分析基礎上，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，動態儲量為目前儲集體實際動用儲量。由此，基于物質平衡原理，針對3種儲集體模式，建立雕刻體積與動態儲量的關系模型，如式(6)～(8)所示。

定容模式儲集體雕刻體積與動態儲量關系可表示為：

(6)

含水模式儲集體雕刻體積與動態儲量關系可表示為：

(7)

供給模式儲集體雕刻體積與動態儲量關系可表示為：

(8)

式中：Njd為定容模式儲集體的動態儲量，m3；Njh為含水模式儲集體的動態儲量，m3；Njg為供給模式儲集體的動態儲量，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；n為水體(孔隙體積)倍數；m為供給(孔隙體積)倍數。

雕刻體積與動態儲量存在特定相關關系(圖1)，當散點分布在左上方區域時，主要表征供給模式影響；當兩者散點分布在右下方區域時，主要表征含水模式影響；當兩者散點分布在對角線區域時，主要表征定容模式影響。利用數值模擬方法分析不同水體規模、供給體積及無水體時油藏雕刻體積與動態儲量的關系(圖2)，當存在2～10倍供給體積時，散點主要分布在左上方區域，當存在2～10倍水體時，散點主要分布在右下方區域，不同儲集體模式的雕刻體積與動態儲量存在特定相關關系，與模型分析結果一致。

圖1 雕刻體積與動態儲量關系示意圖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儲量關系曲線Fig.2 The relationship curve between simulated andcalculated carving volumes and dynamic reserves

2.3 氣舉措施增產潛力評價

當生產井停噴后，除了利用注入介質補充地層能量外，采用氣舉措施也可以最大限度增產油氣，而且經濟性好、實用性強。以油藏為例，假設油藏恒溫，流體、巖石性質不變，壓力在儲集體內部能較快傳遞，油井停噴時井內液面在井口位置。則油井停噴后下入氣舉管柱或氣舉閥，當井筒液面低于氣舉最大氣舉深度時，油井不能繼續生產，此時可以計算氣舉措施最大增產油量。

設定氣舉措施深度為h，則可通過垂直管流計算深度h內的壓降：

Δp=ρogh

(9)

結合物質平衡方程，可得到該壓降下增產油量：

Qo=NCtΔp=NCtρogh

(10)

對于凝析氣藏，當地層壓力高于露點壓力時，儲集體內沒有凝析油析出，則下式成立：

(11)

當地層壓力低于露點壓力時，儲集體內凝析油析出，考慮流體相態變化，則下式成立：

(12)

Vo=GBgF(p)

(13)

式中：h為氣舉措施深度，m；Δp為氣舉深度內井筒壓降，MPa；ρo為氣舉深度內流體密度，kg/m3；g為重力系數，N/kg；Qo為氣舉深度h對應的增產油量，t；Qg為氣舉深度h對應凝析氣藏的增產氣量，104m3；Cg為氣相壓縮系數，MPa-1；Cf為巖石壓縮系數，MPa-1；Bg為目前壓力下天然氣體積系數；ρs為氣舉深度內流體混合密度，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，可由PVT實驗的反凝析液量測試數據得到。

當油井或凝析氣井產水時，密度取混合密度，根據含水率劈分可得到增產油量、增產氣量。該方法可以簡易、準確地計算出油氣儲集體氣舉措施的增產油、氣量，進而進行氣舉措施篩選，以確保措施能夠獲得較好的經濟效益。

3 中古I區塊開發指標預測

3.1 中古I區塊概況

中古I區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，呈現南陡北緩、西陡東緩的構造特點。區塊主要目的層為奧陶系鷹山組巖溶儲層，巖石類型以砂屑灰巖為主，占比達70%以上；泥晶灰巖和白云巖次之，占比分別為20%、10%。巖心測試基質孔隙度大多小于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狀分布，基本呈現出“一井一藏”特征。該區塊以凝析氣藏為主，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，地層壓力與露點壓力的差值為1.6～21.5 MPa，井間流體性質差異較大，整體為高含凝析油凝析氣藏。

3.2 關鍵開發指標預測分析

該區塊自2009 年投產以來，已陸續投產47口井，計算井控動態儲量39口。中古I-1井為一口凝析氣井，已生產2 000 d，累計產氣量為1.61×108m3，累計產油量為7.81×104m3，評價井控動態儲量天然氣為3.06×108m3，凝析油為21.51×104m3。按照凝析氣藏動態指標預測方法，將廢止壓力13.6 MPa代入式(5)，結合高壓物性參數，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)。預測中古I區塊天然氣(遞減)可采儲量為26.6×108m3，凝析油(遞減)可采儲量為85.8×104m3，結合井控動態儲量評價結果，預測區塊油、氣平均(遞減)采收率分別為27.8%、59.2%(圖4)。

圖3 中古I-1井生產動態預測曲線Fig.3 The curve of dynamic productionprediction of Well Zhonggu I-1

圖4 中古I區塊(遞減)采收率預測曲線Fig.4 The curve of recovery rate (decreasing)prediction of Zhonggu I Block

目前，該區塊已開發儲集體雕刻體積為1 415×104m3，對應39口井井控動態儲量為47.7×108m3，分類回歸分析雕刻體積與動態儲量關系(圖5)，3類模式線性關系明顯，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區塊雕刻體積與動態儲量關系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為供給模式動態儲量，m3；Ggd為定容模式動態儲量，m3；Ggh為含水模式動態儲量，m3。

在已動用儲量中，20%為定容模式對應的儲量，39%為含水模式對應的儲量，41%為供給模式對應的儲量。結合雕刻體積與動態儲量的關系模型，可以評價區塊平均水體(孔隙體積)倍數為0.63，平均供給(孔隙體積)倍數為2.14，擬合回歸原始體積系數為0.003 27，與PVT測試結果基本一致。區塊未開發儲集雕刻體積1 135×104m3，利用分類型儲集體回歸關系，預測分析對應的可動用儲量為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措施，實施井數占比超過25%。分析中古I-1井停噴后氣舉增產潛力，隨氣舉深度增加，增產油氣量逐漸增大，氣田氣舉措施一般氣舉深度為4 000 m，代入式(12)中，預測該井氣舉增產天然氣為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，預測中古I區塊39口井氣舉措施后平均單井增產天然氣為0.16×108m3、凝析油為0.52×104m3，結合可采儲量、動態儲量評價結果，預測油、氣平均采收率增幅分別為4.8、9.2個百分點。