基于物質平衡的超深斷溶體油藏彈性驅產能主控因素分析

顧 浩，康志江，尚根華，鄭松青，朱桂良，張 云，朱現勝，朱蓮花

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011）

近年來，中國石化、中國石油在塔里木盆地油氣勘探中陸續獲得重大突破，揭開了超深（目的層埋深大于6 000 m）碳酸鹽巖斷溶體油藏滾動勘探開發序幕［1-4］，截至2019 年底，均已初步建成年產油百萬噸級產能陣地。超深斷溶體油藏是一種特殊的縫洞型油藏，具有斷控巖溶特征，深大走滑斷裂帶對奧陶系碳酸鹽巖具有控儲控藏作用［5-8］，為提高油井建產率及產能，礦場主要沿斷裂帶布井且井眼軌跡直穿優質縫洞儲集體，在目的層發生放空漏失后就地完井。超深斷溶體油藏地層壓力高、彈性能量強，為充分利用天然能量，早期均采用自噴方式開采，但由于水體不活躍，地層能量下降快，油井產量逐漸遞減，符合彈性驅典型特征。

作為一種斷控縫洞型油藏，超深斷溶體油藏彈性驅產能受斷裂級次影響大：主干斷裂縫洞儲集體發育、地層能量下降相對較慢、流體流動能力強，單井產能高；分支斷裂次之；次級斷裂產能低，甚至未建產，這些僅為礦場定性認識，缺乏定量分析。事實上，超深斷溶體油藏彈性驅產能影響因素多，前人主要基于儲集體地震反射特征，通過井震結合定性分析單井產能［9］，能較好闡述產能與儲層匹配關系，但沒有從本質上分析彈性驅產能主控因素。

以塔里木盆地Q 單元為例，首先分析超深斷溶體油藏彈性驅產能典型特征，重點對比不同斷裂級次彈性驅產能差異，其次基于物質平衡原理研究縫洞儲集體規模、地層彈性能量和流體流動能力對超深斷溶體油藏彈性驅產能影響，解釋不同斷裂級次彈性驅產能差異，并簡要介紹工程因素影響，為超深斷溶體油藏井位部署、產能預測、油井增產措施調整等提供一定理論支撐。

1 區塊概況

塔里木盆地Q 單元屬于典型超深斷溶體油藏，整體發育北東向走滑斷裂體系，平面上包含一條長度約為25 km 主干斷裂、若干條分支斷裂和次級斷裂，主要活動期次為加里東中晚期—海西早期，剖面上斷裂具有穿層性，向下斷穿寒武系，主要目的層為中奧陶統一間房組（O2yj）和鷹山組（O1-2y），目的層頂面即界面（一間房組頂面地震反射界面）深度超過7 250 m。

截至2019年底，Q 單元沿斷裂帶共部署26口油井，其中主干斷裂上有19 口井（M1—M19 井），分支斷裂上有5 口井（B1—B5 井），次級斷裂上有2 口井（S1，S2 井）。完鉆井垂深平均約為7 600 m，部分井超過8 000 m，油井進入界面以下深度為45～480 m，平均為196 m。地層壓力系數為1.12～1.20，平均地飽壓差為52 MPa，井底地層靜溫為150～165 ℃，地層溫度下地面脫氣原油黏度為0.2～3 mPa·s。Q單元以自噴開采為主，底水不活躍，試油期間平均油壓為30.7 MPa，2019年底已降至12.5 MPa，平均單井日產油量為74 t/d，氣油比約為426 m3/t，綜合含水率小于1%，處于無水采油階段。

2 彈性驅產能典型特征

超深斷溶體油藏彈性驅產能典型特征主要為不同斷裂級次彈性驅產能差異大（圖1），具體表現在：①試油期間日產油量整體偏低，位于次級斷裂上的油井幾乎無工業油流（圖1a）。其原因是：礦場早期對超深斷溶體油藏油柱高度、井控儲量、油井產能等認識不足，開發初期Q 單元井位主要部署在構造高點，油井進入界面深度小，平均僅為95 m，即鉆完井揭開目的層程度低，且試油期間油嘴設置較小，一般為3～5 mm。②主干斷裂是Q 單元上產主陣地，平均單井日產油量最高（圖1b），累積產油量快速增長，產量貢獻最大（圖1c）；分支斷裂次之；次級斷裂產能低，未建產。

基于礦場對Q 單元產能特征認識，將平均單井日產油量高于50 t/d 的油井劃分為高產井，低于20 t/d 的劃分為低產井，介于二者之間的劃分為中產井，則由Q 單元不同斷裂級次高、中、低產井數統計結果（圖1d）可以看出：主干斷裂上高產井所占比例最大（其值為73.7%），分支斷裂上以中、高產井為主，次級斷裂上均為低產井。

圖1 Q單元不同斷裂級次彈性驅產能對比Fig.1 Comparison of elastic flooding productivity at different fault orders in Q Oilfield

3 彈性驅產能主控因素

由于超深斷溶體油藏非均質性強，彈性驅產能影響因素多，且部分因素之間相互關聯，因此，結合前期油藏地質認識，考慮Q 單元目前所處開發階段及開發特征，重點從儲量、能量、流度3 大方面將超深斷溶體油藏彈性驅產能主控因素分別歸納為縫洞儲集體規模、地層彈性能量和流體流動能力，并簡要介紹工程因素。

3.1 縫洞儲集體規模

超深斷溶體油藏縫、洞不僅是油氣流動通道，而且還是油氣主要儲集空間，縫洞儲集體規模直接反映油氣儲集空間大小。同一個開發單元，在其他條件（孔隙度、含油飽和度、油水界面、油井進入界面以下深度等）相同的情況下，縫洞儲集體規模越大，地質儲量和單井控制儲量也越大。利用PDA方法［10］計算Q 單元單井控制儲量，以此表征縫洞儲集體規模，由建立的單井產能與縫洞儲集體規模的關系（圖2）可以看出：超深斷溶體油藏彈性驅單井累積產油量、日產油量、階段累積產油量均與單井控制儲量呈強線性關系。

基于物質平衡原理對上述規律進行定量分析與解釋。考慮邊底水侵入、人工注水影響的水壓驅動油藏物質平衡方程可表示為［11］：

截至2019 年底，Q 單元所有油井全部依靠地層能量一次采油，未注水；Q 單元地層壓力下降較快，水體不活躍，水侵作用弱；且油井生產未見水，累積產水量少，統計發現Q 單元累積產水量僅占累積產液量的1.3%，因此，Q 單元驅動方式屬于典型彈性驅或弱彈性水驅，（1）式中WpBw-We-WinjBw值較小，相對于方程第一項NpBo可忽略不計，故（1）式可近似寫成：

在一段時間內可近似認為單井控制儲量、地層原油體積系數和綜合彈性壓縮系數不變，根據（2）式可推導得到單井日產油量、單井階段累積產油量分別為：

理論上，對于一個規模不大、井間連通性好的超深斷溶體油藏或開發單元，不同井地層壓降可近似認為一致，若進一步忽略綜合彈性壓縮系數和原油體積系數差異，則彈性驅單井累積產油量、日產油量、階段累積產油量均與單井控制儲量成正比，與圖2吻合，因此，縫洞儲集體規模直接影響超深斷溶體油藏彈性驅或開發早期弱彈性水驅的單井產能。要提高單井產能，一方面在早期井位部署時應優選規模大的縫洞儲集體，另一方面在開發中后期要盡量提高單井控制儲量，目前礦場常采用酸壓措施溝通遠端縫洞儲集體。需要補充說明的是，隨著Q 單元水侵作用加強、油井產水量逐步增加或開始注水開發，單井產能與單井控制儲量會逐漸偏離強線性關系。

圖2 Q單元彈性驅單井產能與縫洞儲集體規模的關系Fig.2 Relationship between single-well elastic flooding productivity and fracture-cavity reservoir scales in Q Oilfield

結合Q 單元開發特征，將單井控制儲量高于30×104t的縫洞儲集體規模劃分為大規模，低于10×104t 的劃分為小規模，介于二者之間的劃分為中規模。由Q單元不同斷裂級次大、中、小縫洞儲集體規模統計結果（圖3）可以看出：主干斷裂上全部為大規模縫洞儲集體，分支斷裂上以中、大規模縫洞儲集體為主，次級斷裂上縫洞儲集體規模小，在一定程度上可解釋圖1 中不同斷裂級次彈性驅產能差異。

圖3 Q單元不同斷裂級次縫洞儲集體規模對比Fig.3 Comparison between fracture-cavity reservoir scales at different fault orders in Q Oilfield

3.2 地層彈性能量

目前Q單元主要依靠地層彈性能量實現自噴開采，油井產量完全是以消耗地層彈性能量為代價，地層彈性能量不僅影響自噴期長短，而且影響自噴期產量，其大小通常用彈性產能指數［12］即單位油藏壓降累積產油量表示：

（5）式表明地層彈性能量主要取決于單井控制儲量和綜合彈性壓縮系數。根據實測初始地層壓力、目前靜壓和累積產油量結果，繪制Q單元不同油井彈性產能指數。由圖4 可以看出：地層彈性能量整體具有主干斷裂大于分支斷裂、分支斷裂大于次級斷裂的特征，除縫洞儲集體規模差異外，主干斷裂構造作用、溶蝕作用強，地層破碎程度高，縫洞孔隙度相對較大，導致綜合彈性壓縮系數大，在一定程度上也可解釋圖1中不同斷裂級次彈性驅產能差異。

圖4 Q單元不同油井彈性產能指數對比Fig.4 Comparison between elastic productivity indexes of different oil wells in Q Oilfield

根據（2）式可知：當地層壓力下降到飽和壓力時，彈性驅結束，溶解氣驅開始，因此，地飽壓差直接影響彈性驅單井累積產油量或彈性驅采收率。假設彈性驅開發到一定階段地層壓力保持程度為λ，即p=λpi，則對（2）式改寫并對等號兩側同時取對數，得：

（6）式右側第二項、第三項均為無因次量，其中，ctpi(1 -λ)表示當地層壓力保持程度為λ時，單位視體積縫洞儲集體的彈性驅油量。圖1a 之所以不是一條經過原點的直線，是因為對于具體單井略有差異。（6）式表明：超深斷溶體油藏彈性驅累積產油量不僅與縫洞儲集體規模（單井控制儲量）密切相關，而且與綜合彈性壓縮系數、初始地層壓力及壓力保持程度有關。

（6）式可進一步改寫為：

令Y=lnNp，X=ln(Npi)，b=lnct+ln(1 -λ)+ln(BoiBo)，則（7）式可表示為：

對于一個規模不大、井間連通性好的超深斷溶體油藏或開發單元，以Q 單元為例，首先，因投產時間長短、縫洞儲集體供液能力、油井生產制度等不同，不同井地層壓力保持程度可能略有差異，但整體上，在地飽壓差大、目前地層壓力均高于飽和壓力條件下，同一個油藏或開發單元不同井地層壓力差異對地層原油體積系數影響并不大，尤其是取對數后不同井差別更小。其次，目前Q 單元不同井地層壓力保持程度約為60%～70%，取對數后不同井ln()1 -λ差別也小。最后，綜合彈性壓縮系數不易確定，主要取決于巖石、流體壓縮系數和孔隙度等，其數量級為10-4MPa-1，統一折合成標準單位，則b中第一項lnct絕對值遠大于的絕對值，估算發現lnct占b值95%左右，因此，若忽略不同井綜合彈性壓縮系數差異，則（8）式中b對于不同井近似相等，即使認為不同井綜合彈性壓縮系數有差異，按最大相差一個數量級計算，取對數后lnct差別僅為ln10=2.30，占其絕對值的10%～11.05%。綜上所述，理論上，同一個油藏或開發單元，以Y為縱坐標，以X為橫坐標，二者是一條斜率等于1的直線，直線截距主要表示地層彈性能量中綜合彈性壓縮系數對累積產油量的影響。由Q 單元實際結果（圖5）可以看出：曲線斜率為1.095 1，且相關系數較高，考慮上述近似處理帶來誤差，實際結果與理論分析基本吻合，論證超深斷溶體油藏彈性驅單井累積產油量、單井控制儲量與初始地層壓力乘積在對數坐標上是一條斜率近似為1的直線。

圖5 Q單元Np與Npi的關系Fig.5 Relationship between Np and Npi in Q Oilfield

為進一步分析地層彈性能量中綜合彈性壓縮系數對累積產油量的影響，將（7）式改寫為：

對（9）式做歸一化處理，得：

對（10）式中每一項數值大小做進一步分析，Q單 元lnNp為15.58～19.55，平 均 為18.11；lnN為18.11～21.69，平均為20.35；lnpi為18.22～18.30，平均為18.27，即（10）式右側第一項平均約為1.12，右側第二項平均約為1.01，右側第三項平均約為-1.13，因此，在超深斷溶體油藏彈性驅階段，綜合彈性壓縮系數、縫洞儲集體規模對累積產油量影響大于初始地層壓力對累積產油量的影響。要提高超深斷溶體油藏彈性驅單井累積產油量，除提高單井控制儲量外，在早期井位部署時應利用地球物理手段優選主干斷裂地層破碎程度高的縫洞儲集體，確保綜合彈性壓縮系數和地層彈性能量更大，同時，應優化油井進入界面以下深度，提高初始地層壓力，確保彈性驅壓降空間更大。

3.3 流體流動能力

縫洞儲集體規模和地層彈性能量分別從儲量和能量角度進行分析，其中，儲量是產能前提，能量決定油藏、開發單元或油井開發方式，它是產能能否通過彈性驅獲取的重要依據，也是目前Q 單元能否持續自噴求產關鍵，其大小直接影響彈性驅采收率。在儲量、能量都滿足的前提下，若地下流體不流動也不能實現油井建產、上產和穩產，典型表現就是特/超稠油、致密油彈性驅無產能［13-14］。因此，重點分析流體流動能力對彈性驅產能的影響，流體流動能力一方面與儲層滲透率有關，另一方面與流體黏度相關，故綜合應用滲透率與流體黏度之比即流度表征流體流動能力。

前期通過分析Q 單元系統試井資料，普遍發現在排除井間干擾因素下，早期系統試井所獲得的油井IPR 曲線均為一條直線，因此，可用單位生產壓差日產油量，即系統試井測試得到的采油指數間接表征流度大小，并分別繪制油井采油指數與單井日產油量的關系（圖6）、不同斷裂級次采油指數對比（圖7），可以看出：流體流動能力越強，平均單井日產油量越高；主干斷裂流體流動能力整體高于分支斷裂，次級斷裂流體流動能力最弱，同樣可解釋圖1中不同斷裂級次彈性驅產能差異。

圖6 Q單元油井采油指數與單井日產油量關系Fig.6 Relationship between oil productivity indexes and single-well daily oil production in Q Oilfield

圖7 Q單元不同斷裂級次油井采油指數對比Fig.7 Comparison between oil productivity indexes at different fault orders in Q Oilfield

3.4 工程因素

影響超深斷溶體油藏彈性驅產能還有其它因素，重點討論工程因素，因為對于Q單元這種超深斷溶體油藏，油藏地質條件太復雜，在鉆完井、油井正常生產、儲層改造、修井作業等過程中易引起工程問題，主要包括：鉆完井過程中井周污染，泥漿堵塞地層；地層出砂；井下落魚；井壁不穩定等。其中，主干斷裂上低產井M1 是由于固井質量差、套管漏失導致長期修井影響產能，低產井M9 是由于井周污染、巖屑堵塞地層和油管影響產能；分支斷裂上低產井B5是由于井下落魚、油管堵塞導致產能低。

4 結論

超深斷溶體油藏不同斷裂級次彈性驅產能差異大，主干斷裂是上產主陣地，產量貢獻、平均單井日產油量、高產井占比均最大，分支斷裂次之，次級斷裂產能低、未建產。超深斷溶體油藏彈性驅產能主控因素包括縫洞儲集體規模、地層彈性能量和流體流動能力，工程因素也會影響油井產能；縫洞儲集體規模、地層彈性能量、流體流動能力整體均呈主干斷裂大于分支斷裂、分支斷裂大于次級斷裂特征。超深斷溶體油藏彈性驅單井累積產油量、日產油量、階段累積產油量均與單井控制儲量呈強線性關系；超深斷溶體油藏彈性驅單井累積產油量、單井控制儲量與初始地層壓力乘積在對數坐標上是一條斜率近似為1的直線；綜合彈性壓縮系數、縫洞儲集體規模對累積產油量影響大于初始地層壓力對累積產油量的影響；流體流動能力越強，平均單井日產油量越高。要提高目前Q 單元單井產能，早期井位部署時應優選規模大、地層破碎程度高的縫洞儲集體，開發中后期要盡量提高單井控制儲量，同時，應優化油井進入界面以下深度，提高初始地層壓力，確保彈性驅壓降空間更大。

符號解釋

Bo——當壓力為p時地層原油體積系數，m3/m3；

Boi——初始地層壓力下地層原油體積系數，m3/m3；

Bw——當壓力為p時地層水體積系數，m3/m3；

ct——綜合彈性壓縮系數，MPa-1；

N——區塊地質儲量或單井控制儲量，m3；

Np——累積產油量，m3；

ΔNp——單井階段累積產油量，m3；

p——目前地層壓力，MPa；

pi——初始地層壓力，MPa；

p1——t1時刻地層壓力，MPa；

p2——t2時刻地層壓力，MPa；

Qo——單井日產油量，m3/d；

t——時間，d；

t1，t2——某一時刻，d；

We——水侵量，m3；

Winj——累積注水量，m3；

Wp——累積產水量，m3；

λ——地層壓力保持程度。