海相低滲砂巖油藏動態產能指標快速預測

劉 沖， 朱定軍

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.中海石油(中國)有限公司 海南分公司，海南 ?？?570000)

長期以來，中國海上油田的開發是以中高孔、中高滲的優質儲層為基礎，以高采油速度、高采出程度及較高經濟性為特點的。然而隨著已開發優質油藏的逐漸枯竭及新發現優質油藏替代率嚴重不足，海相低滲油藏的開發提上日程。

經過多年的研究發展，低滲油藏產能計算方法較多，例如有文昌油田剩余油研究(馬勇新等，2013；朱定軍，2018)、產能方程的滲流理論研究(計秉玉，1995)、壓敏效應產能方程(朱紹鵬等，2012；姜永等， 2015)、不同井型產能方程(林加恩等，2013)、兩相流產能方程(姜瑞忠等，2008)、壓裂井產能方程(朱維耀等，2010；田冷等，2012；楊悅等，2013)，上述研究理論相對復雜，需要地質油藏參數較多，不適用于海上平臺投產后進行低滲油藏產能指標快速預測。受壓力波傳播對產能影響(李鳳穎等， 2015)及油藏產能指標預測(任濤等，2014)啟發，本文通過建立壓力與時間、產量與時間的關系實現低滲油藏產能指標的快速預測。

1 低滲油藏產能變化分析

根據產能指標經典公式：

q=J·Δp

(1)

式中，q為產能(m3/d)，J為產油指數(m3·d-1·MPa-1)，Δp為生產壓差(MPa)。針對某一低滲油藏生產井，單井產能與產油指數、生產壓差相關，其中單井產油指數由油藏靜態參數計算得到，見式(2)；考慮低滲油藏泡點壓力及油氣比較低，可以近似認為產油指數J是定值。引起生產井產能變化因素可以簡化為生產壓差變化，即Δp是變量，見式(3)。

J=CKh/(μBln(Re/Rw)-0.5+S)

(2)

Δp=pr-pwf

(3)

式中，C為常數，K為有效滲透率(mD)，h為有效厚度(m)，μ為原油黏度(mPa·S)，B為體積系數，R為井泄流半徑(m)，Re為井泄流邊界(m)，Rw為井眼半徑(m)，S為表皮；pr為地層壓力(MPa)，pwf為井底流壓(MPa)。如圖1所示，假設某低滲油藏生產井保持工作制度不變(油嘴、電潛泵頻率等因素不變)，油藏開發后Δp變化受pr與pwf雙重影響。根據Δp變化規律將低滲油藏開發過程分三個階段：第一階段為pr沿油藏半徑向邊界波及階段，在生產初期，生產井穩產，pr與pwf不變；第二階段為降壓保能階段，當油藏壓力傳遞至邊界后，由于邊界處無地層能量持續補給或者因儲層低滲傳導導致地層能量補給不足，pr與pwf呈逐漸降低趨勢，Δp不變，油藏產能不變；第三階段pr繼續下降，Δp減小，油藏產能降低。

圖1 低滲油藏開發壓力下降示意圖Fig.1 Schematic diagram of pressure drop in low permeability reservoir

2 指標預測方法

多數低滲油藏，開發后第一階段穩定生產，后兩個階段遞減生產，即油藏開發過程中產量伴隨著pr的降低而逐漸降低(李龍，2004)。根據大量生產數據統計分析，生產工作制度不變的低滲油藏開發后油藏降壓階段的壓力與累積生產時間近似呈線性關系、產量與累積生產時間近似呈指數關系(考慮到海上低滲油藏開發經濟性，開發中后期經濟效益低，對應產量的雙曲遞減近似處理為指數遞減對計算結果影響較小)，如圖2和圖3所示。

圖2 低滲地層壓力隨生產時間變化示意圖Fig.2 Schematic diagram of pressure variation with production time in low permeability reservoir

圖3 低滲油藏產量隨生產時間變化示意圖Fig.3 Schematic diagram of output variation with production time in low permeability reservoir

假設油藏生產井工作制度不變，其中壓力隨生產時間關系可以寫成式(4)的形式，初始生產壓差Δp一定，pri=pwfi+Δp，時間ti根據臨界壓力pri確定。當生產時間t≤ti時，月產量q為定值qi；當t>ti時，月產量q與時間t關系可以寫成式(5)的形式。累積產油N為每個月產量的加和，如式(6)所示。

pr=a1·t+b1

(4)

q=a2·eb2t

(5)

N=q1+q2+…+qn

(6)

上述各式中a1、b1通過生產數據回歸方程確定。pwfi、pmin、qmin依據Vogel方程繪制的流入動態曲線與流出動態曲線交匯圖確定(李穎川，2002)，曲線交點對應的壓力值即為極限地層壓力pmin(圖4)，曲線交點對應的產量值即為極限月產量qmin，其中pri=pwfi+qmin/J，ti=(pri-b1)/a1,tp=(pmin-b1)/a1,b2=ln(qi/qmin)/(ti-tp)，a2=qi/(eb2ti)。

圖4 流入流出動態曲線與地層壓力交匯圖Fig.4 Inflow and outflow dynamic curve and reservoir pressure confluence chart

3 應用實例分析

文昌油田生產層位為珠江組。珠江組縱向上為一個持續海進的沉積層序，珠江組一段上部低滲層為淺海席狀砂相，以石英粉砂巖為主，顆粒細，物性相對較差。以ZJ1油組為例，該油組油層垂向平均凈厚4.4 m，測井解釋油層平均孔隙度為19.6%，平均滲透率為19.30×10-3μm2，巖性為灰色油跡灰質粉砂巖、灰色熒光泥質粉砂巖和灰色熒光灰質粉砂巖，鈣質夾層含量較高。該油組有1口生產井，投產初期即出現地層壓力下降現象，生產現狀見表1，目前單井產能為106 m3/d，產油指數為63 m3/(MPa·d)，油組累積產油為27.36×104m3，油組采出程度13.1%。該油組歷年共進行7次靜壓測試，測壓點對應的生產時間統計如表2所示。油組目前穩定產量生產所需油藏臨界壓力為3.35 MPa，小于油藏實際壓力(4.19 MPa)，表明油藏可以繼續穩產一段時間。

表1 ZJ1油組生產現狀表

表2 ZJ1油組地層壓力測試統計表

將地層壓力與生產時間進行線性關系式擬合，如圖5所示，a1、b1分別為-0.060 5、9.951 7，相關系數R2為0.996 3，表明地層壓力與生產時間擬合程度高。

圖5 ZJ1油組壓力隨生產時間變化示意圖Fig.5 Schematic diagram of pressure variation with production time in ZJ1 formation

根據ZJ1油組流入動態曲線與流出動態曲線交匯圖分析，該油組開發的極限油藏靜壓為1.80 MPa，極限流壓為1.67 MPa，極限產油量為16 m3/d。將端點壓力代入式(4)，計算出產能下降臨界時間為109個月，ZJ1油組最終生產時間135個月；目前該油組已生產96個月，計算穩產時間仍有13個月。將端點時間代入式(5)，計算a2、b2分別為9 332 406、-0.073 2。各項參數計算結果統計見表3，依據各參數計算ZJ1油組產能指標見表4，預測油組累積產油量為35.39×104m3，最終采收率為16.9%，剩余技術可采量為8.03×104m3。

表3 ZJ1油組產量預測參數計算表

表4 ZJ1油組產能指標預測

如圖6所示，該油組從預測點96個月至109個月平均實際日產油為107 m3/d，目前已生產118個月，累積產油為34.78×104m3，預測累積產油為33.84×104m3，誤差為2.7%，在可接受范圍內。造成誤差原因有兩方面：一是實際產量數據受生產時率影響存在波動；二是上述指標預測方法是對低滲油藏開發理論的簡化處理，即只考慮穩定產出段及指數遞減段，未考慮開發中后期產量的雙曲遞減規律。

圖6 ZJ1油組產出曲線對比圖Fig.6 Comparison of actual and predictive output curves in ZJ1 formation

4 結論

本文在對低滲油藏產能研究基礎上，分析了開發過程中壓力、產量隨生產時間的變化規律，即低滲油藏開發過程中地層壓力與生產時間呈線性遞減關系，產量隨生產時間先穩產然后指數遞減。結合流入流出動態曲線擬合的節點壓力、產量數據，實現對低滲油藏全生命周期開發指標的預測。實際生產研究表明，該預測方法使用參數較易求取，適用資料缺乏的海上低滲油藏開發需求，預測結果較為可靠，可供其他相似低滲油藏使用參考。