海上油田滾動開發動態儲量評價新方法與實踐

陳曉明

（中海石油（中國）有限公司天津分公司,天津 300459）

油氣田動態儲量評估是海上油田滾動開發的一個重要環節,目標區域的動態儲量規模直接影響著油田開發策略的制定［1-2］。國內外學者對動態儲量的計算方法進行了廣泛深入的研究,具體方法涉及物質平衡［3］、壓降反演［4］和遞減分析［5-9］等,應用范圍涵蓋常規油氣田［10-13］、非常規油氣田［14-20］、陸地油田和海上油田［21-23］。蔡振華等［24］針對致密砂巖氣井缺乏合適的產能評價指標問題提出了IC 指數,并定性分析了影響IC 指數曲線形態的主要因素,但其在IC 指數定義過程中直接采用井底流壓,并沒有進行擬壓力轉換,這會導致擬穩定階段的IC指數仍存在一定的波動；雷源等［25］從礦場角度提出了表征海上油田儲層泄油能力的物理量Dr指數,并詳細闡述了借助Dr指數反求動態儲量的過程,但該方法求解精度受限于擬穩態數據的選取,在礦場應用過程中存在一定困擾。針對以上問題,本文將修正的IC指數和Dr指數統一定義為泄油指數,并對基于泄油指數評估油氣藏生產能力的方法進行系統研究。

1 泄油指數

1.1 泄油指數定義

基于參考文獻［24］、［25］研究成果,定義油氣藏泄油指數為：油（氣）井一定生產時間內的累積產油（氣）量與井底流壓（擬壓力）下降量的比值。采油指數反映的是油氣井的瞬時產油或產氣能力,是一種瞬時指標,與采油指數不同,泄油指數是一種累積指標,反映的是單位能量波動下的儲層泄油水平。為統一表達方式,泄油指數的符號表示仍沿用Dr,那么油藏泄油指數可表示為：

式中,Npo,ti、Npo,ti+n分別為ti和ti+n時刻的累積產油量,m3；pwf,ti、pwf,ti+n分別為ti和ti+n時刻的井底流壓,MPa；t為時間,d。

為保證氣藏IC指數的穩定性,對IC指數的定義稍作修正,用擬壓力代替井底流壓,因此氣藏泄油指數可表示為：

式中,Npg,ti、Npg,ti+n分別為ti和ti+n時刻的累積產氣量,m3；mwf,ti,mwf,ti+n分別為ti和ti+n時刻的井底擬壓力,MPa/（mPa·s）；t為時間,d。

1.2 無量綱泄油指數

文獻［25］以單井數值模擬為研究基礎,得出了影響泄油指數的關鍵因素為：儲層產狀、油井產量和數據噪音,并推導了任意形狀封閉邊界、任意產量遞減形式擬穩態條件下的泄油指數解析式,將累積產油量換為積分形式,泄油指數表達式可簡化如下：

式中,K為儲層滲透率,10-3μm2；h為儲層厚度,m；t為油井生產時間,d；q（t）為t時刻油井的日產油量,m3；μ為原油黏度,mPa·s；B為原油體積系數,無量綱；φ為孔隙度,無量綱；Ct為綜合壓縮系數,MPa-1；CA為形狀因子,無量綱；A為泄油面積,m2；Rw為井筒半徑,m；S為井筒表皮,無量綱；γ為歐拉常數,γ=1.781。

在不同時期開發技術政策的影響下,海上油田的采油速度常常會有所調整,自然遞減率也會隨之改變。參考文獻［23］忽略了這種自然遞減率隨開發時間的變化,導致了不同生產階段的動態儲量評估結果存在差異。為保證泄油指數法求解動態儲量結果的一致性,本文提出分階段分析的思路,即假設某一特定生產時間段內遞減率是恒定不變的,探索不同生產階段遞減率之間是否滿足某種特定的內在聯系,以此評判各階段基于泄油指數評估得到的動態儲量的可靠性。

為探索自然遞減率的變化規律,對式（3）中的產量表達形式進行變換,根據Arps［5］的統計結果,假定進入擬穩態后油井產量滿足指數遞減形式,表達式為：

式中,qo為油井初始產量,m3/d；Dt為自然遞減率,1/d。

聯立式（3）、（4）,并簡化得

對上式右側進行量綱分析,可對量綱泄油指數進行無量綱化：

將式（6）代入式（5）,無量綱泄油指數表達式為：

式中,η為地層導壓系數,表達式為緊接著對式（7）取倒數變換,可得

從式（8）可以看出,1/DDr與1/Dt呈現線性相關關系,其中角系數a與泄油面積（動態儲量）成反比,截距b與泄油面積（動態儲量）成反相關,因此截距b與角系數a成正相關。將不同儲層條件下的1/DDr隨1/Dt的變化關系繪制到坐標系中,會呈現互不相交的直線簇圖版,圖版中的每根直線都映射著相應大小的動態儲量。

2 動態儲量評估

2.1 理論圖版法

根據式（6）可繪制不同儲層條件下的無量綱泄油指數DDr隨自然遞減率Dt的理論變化圖版,在此假設井筒半徑Rw=0.1 m,表皮系數S=5,選取導壓系數η分別為0.10,0.15,0.20,0.25 m2/s,選取泄油半徑Re分別為250,350,450,550,750 m,繪制理論圖版如圖1和圖2。當地層導壓系數和泄油半徑（動態儲量）同時確定時,理論曲線為一條與橫軸相交的直線；當地層導壓系數確定時,隨著泄油半徑（動態儲量）的增加,理論曲線呈現順時針偏轉的趨勢（如圖1）；當泄油半徑（動態儲量）確定時,隨著地層導壓系數的增加,理論曲線呈現逆時針偏轉的趨勢（如圖2）。

圖1 不同泄油半徑條件下的DDr理論圖版（η=0.15 m2/s）

圖2 不同導壓系數條件下的DDr理論圖版（Re=550 m）

借助上述分析,可將油氣井不同生產階段的泄油指數和遞減率投影至理論圖版,根據投影點的趨勢評估動態儲量大?。河途懂a初期,儲層供給半徑逐漸擴大,井底流壓下降較快,這個階段計算得到的泄油指數與理論值會存在較大差異,加上儲層非均質的影響,油井產量遞減情況也不能反映出整體地層導壓能力,該階段數據會處于離散狀態；油井生產穩定后,壓力波已到達泄油邊界,儲層壓力變化進入擬穩定狀態,油井響應能夠反映儲層整體情況,該階段泄油指數與自然遞減率會逐漸呈現理論圖版中的線性關系,根據該線性關系即可確定動態儲量值。

2.2 數值模擬驗證

為驗證評估方法是否準確,文章借助數值模擬手段進行檢驗。儲層參數設定如下：滲透率100×10-3μm2,油層厚度13.3 m,孔隙度0.168,綜合壓縮系數1.4×10-3MPa-1,地層原油黏度1.57 mPa·s,原油體積系數1.1,束縛水飽和度0.32；儲層泄油邊界設置為圓形,半徑為500 m；數值模型網格剖分采取PEBI 混合網格（見圖3）；油井S1 生產制度如下：初期產能200 m3/d,按照日遞減率0.5%,0.4%,0.3%,0.2%分別設定4 個生產階段（符合礦場生產過程中產量遞減逐漸降低的趨勢）,引入數據噪聲2%［25］,每個階段生產時間為30 d（見圖4）。

圖3 儲層網格剖分模型

圖4 S1井生產動態曲線

根據文獻［25］提出的數據預處理方法和泄油指數求解步驟,對S1 井的4 個生產階段進行擬合分析,計算得出每個階段對應的遞減率和泄油指數值,各參數計算結果見表1。

表1 各生產階段參數計算結果

根據油藏參數可計算出儲層導壓系數為0.27 m2/s,在此選取泄油半徑Re分別為350,400,450,500,550 m（對應儲量No分別為（50,64,81,99,120）×104m3）制作理論圖版如圖5。根據表1,將動態分析結果投影到理論圖版,隨著生產時間的延長,實際投影點在圖版呈現由右上到左下的分布趨勢,可以看出實際投影點與動態儲量99×104m3的理論曲線基本重合,其對應的泄油半徑為500 m,與數值模擬設定值完全一致,驗證了本文方法的可靠性。

圖5 數值模擬結果與理論圖版投影關系（η=0.27 m2/s）

3 礦場實例應用

渤海灣南部海域油田以河流相沉積為主,斷裂系統復雜,儲層變化快,多采用滾動模式開發,優先開發優質砂體。采用本文方法分別對BZ 油田群和KL油田群滾動開發過程中的潛力砂體進行評估,取得較好效果。

3.1 BZ油田群

BZ34 油田1657 砂體發育于新近系明化鎮組下段,為高孔、中高滲儲層,流體黏度較低。受地震資料品質限制,砂描邊界較為保守,開發方案僅設計一口C6井滾動開發（見圖6a）。對C6井進行動態分析,儲層參數及各生產階段評估結果見表2 和表3。從理論圖版投影結果（見圖7、圖8）可以看出：選取的6 個生產階段,其中有4 個階段趨于收斂,且與動態儲量300×104m3的理論直線重合程度較高；整體來看,實際投影點由離散趨于集中,證實了生產趨于穩定,因此評估該區域動態儲量為300×104m3。

圖6 1657砂體含油面積示意

圖7 BZ油田群C06井生產動態曲線

圖8 C6井動態儲量階段評估理論圖版投影圖（η=0.41 m2/s）

表2 C6井靜態參數數據

表3 C6井動態參數評估結果

根據投產后的動態儲量認識,在1657砂體西側部署了1 口開發評價井,評價井實施后鉆遇油層8.0 m,證明儲量落實,隨后又在該砂體增加2 口調整井以完善注采井網（見圖6b）。截至目前,該砂體共部署開發井4 口（2 注2 采）,新增探明原油地質儲量230×104m3,累計增油59×104m3。

3.2 KL油田群

1483 砂體為KL-3 油田的主力砂體,開發方案早期通過儲層構型研究將該砂體一分為二,其中西側砂體儲層存在變薄風險。開發方案僅在東側砂體設計開發井5 口,平均井距300 m 左右（見圖9a）,其中A18 井投產后生產形勢良好,鑒于該井位置靠西,可通過其動態響應評估西側砂體的儲量落實程度,選取了投產初期4個生產階段進行評估,日產油遞減率分別為0.16%,0.30%,0.12%,0.23%,動態儲量評估結果見圖10、圖11。

圖9 1483砂體含油面積示意

圖11 A18井動態儲量階段評估理論圖版投影圖（η=0.74 m2/s）

由于A18 井東側存在水平井A13,存在一定的井間干擾,本次評估結果可作為定性參考。根據理論圖版投影結果,投影點與動態儲量61×104m3的理論直線重合程度較高,考慮A18 井東側井控儲量有限,因此認為西側2 號砂體和東側1 號砂體連通的可能性較大,且儲層落實程度較高。

結合動靜態資料,在西側砂體部署了兩口調整井,兩口井鉆后平均油層厚度5.5 m,且隨鉆測壓資料顯示該區域平均壓降為0.8 MPa,驗證了1483 砂體是整體連通的（見圖9b）。該砂體的滾動開發實踐表明,在存在一定井間干擾的情況下,本文方法所評估出來的動態儲量依然具有較高的置信度。

該方法適用于衰竭開發、未見水生產階段評估單井動用地質儲量,這也是它的局限性,其優勢在于采用常規的靜態和動態資料估算相對獨立井區或者斷塊單井動用地質儲量,為儲量計算提供支持。

4 結論與建議

（1）在IC指數和Dr指數研究、修正的基礎上,規范了泄油指數的定義,并與采油指數進行了概念上的區分。

（2）基于量綱分析,對泄油指數進行無量綱化,并得到無量綱泄油指數倒數與自然遞減率倒數的線性關系,根據該線性關系可制作動態儲量評估圖版；動態儲量評估圖版能夠綜合油氣井各生產階段的動態信息,將不同階段泄油指數和自然遞減率的變化規律考慮在內,有效規避了因生產不穩定或數據選取不準確帶來的誤差。

（3）基于數值模擬結果論證了泄油指數法的準確性,泄油指數法的基本思想是壓力瞬態分析,因此適用于衰竭開發或未見水階段動態儲量評估,其優勢在于將傳統的曲線圖版擬合過程簡化為直線圖版擬合,大幅提高了評估效率,是對傳統方法的補充和完善。

（4）該方法作為一種新的動態分析手段運用于渤海南部海域油田,已指導了多個潛力砂體的滾動開發,具有重要推廣意義。