杜春暉，仇 鶴，陳小凡，田 亮，樂 平，李 璐，姚俊波，魏 博

（1.中國石化西北油田分公司塔河采油二廠，新疆庫爾勒841604；2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都610000）

縫洞型碳酸鹽巖油藏屬于非常規(guī)油氣藏，其儲量規(guī)模較大，中國縫洞型碳酸鹽巖油藏主要分布在塔里木盆地[1]，塔河油田是國內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的規(guī)模最大的縫洞型碳酸鹽巖油藏，其獨特的成藏因素及不規(guī)則的流體分布，令其在很多方面都有別于典型的陸相砂巖油藏[2-8]。隨著油藏的持續(xù)開發(fā)，油藏內(nèi)油水分布變化較大。許多高產(chǎn)井暴性水淹，酸壓、注水替油、注氣替油、注水驅(qū)油等措施[9-15]的失效，導(dǎo)致油藏內(nèi)存在大量剩余油。由于其復(fù)雜的流體流動規(guī)律，難以適用統(tǒng)一的開發(fā)方法，提高采收率措施有限，如何準確的認識流體流動的規(guī)律已成為縫洞型油藏開發(fā)的難點。

流體勢理論最初是由美國地質(zhì)學(xué)家HUBBERT引入到石油地質(zhì)學(xué)中[16-17]，通過勢能值的大小來確定地下多種流體的分布情況與運動規(guī)律，在HUBBERT之后，ENGLAND[18]（1987）基于HUBBERT 的流體勢計算公式，對其進行完善，并開始應(yīng)用于油氣的勘探與開發(fā)。隨后，經(jīng)過國內(nèi)外學(xué)者的改進，形成了適合特定巖性、特定開發(fā)階段的油藏流體勢計算方法[19-23]，并被用于研究油氣運移的規(guī)律以及剩余油的挖潛。但對于縫洞型碳酸鹽巖油藏而言，由于其內(nèi)流體只通過縫洞流動，流動速度快，流體勢分析技術(shù)在縫洞型油藏鮮有應(yīng)用。在之前研究的基礎(chǔ)上提出縫洞型油藏流勢理論模型，研究其流勢變化規(guī)律。應(yīng)用流體勢分析技術(shù)，通過對油藏中各個開發(fā)階段的流體勢進行分析，從而提出具有推廣意義的流勢分析新方法。

1 油藏流體勢理論

1.1 HUBBERT質(zhì)量勢

最初的油氣運移聚集研究是基于流體靜態(tài)力學(xué)，認為流體勢處于靜態(tài)平衡狀態(tài)之下而進行的運移。HUBBERT 則基于流體靜態(tài)和動態(tài)力學(xué)的基礎(chǔ)上，將流體勢定義為單位質(zhì)量的流體相對于基準面所具有的總機械能，并用下面的公式表示[16]：

式中：φ為流體勢，J/kg；g為重力加速度，9.81 m/s2；z為相對于基準面的距離，m；p為測點孔隙壓力，Pa；ρ為流體密度，kg/m3；v為流速，m/s。HUBBERT勢由三部分組成，式（1）中從左到右三項分別代表位能、壓能和動能。

1.2 ENGLAND體積勢

油氣在地層的運移過程中，除受到重力和水壓力的作用外，還受到地層毛細管力的作用，HUBBERT勢的定義中沒有反映出毛細管力的作用。為了解決這一問題，ENGLAND 對HUBBERT 勢進行完善，他認為流體勢的定義不應(yīng)該取流體單位質(zhì)量的勢能，而應(yīng)該是單位體積的流體相對于基準面具有的總機械能即[18]：

式中：σ為兩相界面張力，N/m；θ為油水兩相潤濕角，°；r為毛細管半徑，m。

式（2）的第一項也是重力引起的位能；第二項同樣是流體的壓能；而第三項與HUBBERT勢不同，它代表了由于流體界面張力引起的界面勢能或毛細管勢能。

2 縫洞型油藏流體勢理論模型的建立

縫洞型油藏中流體在地層中仍具有壓能與位能，壓能項與位能項表達式與ENGLAND 體積勢相同，但其儲集體離散分布、非均質(zhì)性強，用常規(guī)的流體勢公式描述不合適。在縫洞型碳酸鹽巖油藏中，由于基質(zhì)孔隙度與滲透率極低，流體主要通過裂縫流動，裂縫內(nèi)流體流動以滲流為主。這種滲流作用大，毛管力對流體流動影響極低，因此可忽略毛管力，在裂縫中流體瞬時速度很大，不能忽略動能對流體勢大小的影響。結(jié)合前述，縫洞型油藏中的流勢可表征為：

流體勢定義中的基準面是可以任意選擇的，但為了計算方便，基準面一般選為海平面。

油藏中任意A、B兩點之間勢差為：

從（4）式可以看出，兩點之間的流體勢差分為三部分：A、B兩點的位能差；第二部分為A、B兩點的壓力差；第三部分為兩點之間的動能差。

實際油藏中每一點的流體屬性有所不同，都具有不同的流體勢。數(shù)值模擬軟件中的油藏模型并不是由大量密集的點組成，而是由大量精細的網(wǎng)格組成。同一個網(wǎng)格中各個點流體的屬性和物性都相同，在表征油藏流體勢時以網(wǎng)格為基本單位組成三維流體勢圖。為方便公式計算，每一個網(wǎng)格的密度采取油水的平均密度進行計算，數(shù)值模擬軟件中流體勢表征公式為：

流體勢分析技術(shù)的基礎(chǔ)與前提：縫洞型油藏流勢理論模型的建立以及流體勢在軟件中的三維可視化表征。

3 縫洞型油藏流勢調(diào)整機理模型研究

在縫洞型油藏流體勢表征方法的基礎(chǔ)上，充分考慮塔河縫洞型油藏實際地層參數(shù)，對縫洞型碳酸鹽巖油藏具有的的流勢調(diào)整模式建立機理模型進行研究。分為單洞底水、單洞邊水、雙洞底水、雙洞邊水模型，綜合考慮不同因素對流勢調(diào)整的影響，探究出流體勢影響生產(chǎn)井生產(chǎn)狀況的規(guī)律。

3.1 機理模型參數(shù)準備

機理模型網(wǎng)格尺寸為5 m×5 m×3 m，設(shè)置溶洞初始孔隙度為0.2，x、y、z三個方向的滲透率均為5 000×10-3μm2，裂縫初始孔隙度為0.01，x、y、z三個方向的滲透率均為1 000×10-3μm2，模型中油藏頂深5 600 m。機理模型物性參數(shù)如表1所示。圖1為4種機理模型結(jié)構(gòu)。

圖1 機理模型結(jié)構(gòu)Fig.1 Mechanism model structure

3.2 機理模型流體勢表征

根據(jù)前文所得縫洞型碳酸鹽巖油藏流體勢計算公式，計算得出模型中各個點不同時間點的流體勢數(shù)值，通過tNavigator 數(shù)值模擬軟件對油藏流體勢進行三維表征。

3.2.1 單洞底水模型

單洞底水模型流勢分布變化如圖2所示。P-1井投產(chǎn)，在井底附近形成低勢區(qū)，溶洞與底水接觸部位溶洞底部形成高勢區(qū)，以海平面為基準面，C點與A點勢差維持在3.3×104J/m3，流體在勢差作用下向井底流動，隨著溶洞內(nèi)壓力降低，C點與B點勢差逐漸升高。P-2井投產(chǎn)后，在5∶1的排采比例下進行排液生產(chǎn)，P-2井井底大量流體被采出，快速形成低勢區(qū)，C點與B點形成更高的勢差，底水侵入后主要流向P-2井補充能量，P-1井含水率能夠有效降低。

3.2.2 單洞邊水模型

單洞邊水模型流勢分布變化如圖3所示。P-1井生產(chǎn)同樣在井底附近形成低勢區(qū)，邊水比底水能量補充慢，形成低勢區(qū)范圍較大，邊水與生產(chǎn)井之間難以形成較大勢差，P-2 井投產(chǎn)后，溶洞內(nèi)流體勢快速下降，C點與A、B兩點勢差上升到2×104J/m3，P-2井不斷排液，C點與B點勢差也逐漸增加，從邊部流向生產(chǎn)井P-1 井的水量減少，溶洞上部油釋放彈性能，達到控水效果。

3.2.3 雙洞底水模型

雙洞底水模型流勢分布變化如圖4所示。從流體勢剖面分析的P-2 井投產(chǎn)前，左邊溶洞流勢明顯低于右邊溶洞，井周圍流勢降低最快，A、B點與C點保持平穩(wěn)的勢差，C點與A點的勢差高于C點與B點的勢差，勢差高出8×103J/m3，流體總是沿著勢降低最快方向流動，就是流向勢差最大的位置，所以底水通過左邊裂縫向左邊溶洞流動，幾乎與右邊溶洞無流量交換。

P-2井投產(chǎn)之后，右邊溶洞流勢快速降低，C點與A點的勢差低于C點與B點的勢差，相差6×103J/m3，底水侵入以后向右邊溶洞補充能量，C點與B點勢差基本保持不變，底水的大量侵入補充能量，C點流勢降低，C點與A點的勢差降低后保持穩(wěn)定。

表1 機理模型物性參數(shù)Table 1 Physical property parameters of mechanism model

3.2.4 雙洞邊水模型

雙洞邊水模型流勢分布變化如圖5所示。雙洞邊水模型邊水侵入左部溶洞通過中間相連通的裂縫流入右部生產(chǎn)井P-1所在溶洞，生產(chǎn)初期，能量補充不足，右部溶洞內(nèi)形成明顯低勢區(qū)，邊水與生產(chǎn)井底之間最大勢差達到1.1×104J/m3。隨著生產(chǎn)的進行，勢差逐漸降低。P-2井投產(chǎn)之后，C點與A點勢差進一步降低，C點與B點勢差增高，但始終低于C點與A點勢差，無法完全抑制邊水侵入到生產(chǎn)井。

3.3 流勢調(diào)整影響因素研究

通過對4種典型縫洞單元機理模型研究，用控制變量法調(diào)整每個模型的參數(shù)，控制單一變量，模擬分析32 種情況下不同因素對流勢調(diào)整效果的影響，確定水體倍數(shù)、水體連通位置、排采比例、排采位置、排采井距5種因素為影響流勢調(diào)整效果的主控因素。

如圖6所示，根據(jù)模型生產(chǎn)井P-1井的受效程度，即含水率降低程度，得出模型水體倍數(shù)是影響調(diào)流勢效果的決定性因素。當水體倍數(shù)大于50倍時，邊底水對地層能量補充充足，進行流勢調(diào)整，生產(chǎn)井受效效果差或者為負效；水體倍數(shù)小于等于10倍時，生產(chǎn)井含水率大幅降度，調(diào)流勢效果好，其中單洞底水模型調(diào)流勢效果最好。排液井排液量越大，對于生產(chǎn)井控水效果越好，由于現(xiàn)場施工工藝限制，排采比例最大到10∶1。不同情況下調(diào)流勢效果如表2所示。

4 利用流勢分析技術(shù)指導(dǎo)縫洞型油藏開發(fā)——以塔河油田為例

4.1 縫洞型油藏流勢分析技術(shù)

圖2 單洞底水模型流勢分布Fig.2 Flow potential distribution of model for single hole with bottom water

圖3 單洞邊水模型流勢分布Fig.3 Flow potential distribution of model for single hole with edge water

圖4 雙洞底水模型流勢分布Fig.4 Flow potential distribution of model for double hole with bottom water

圖5 雙洞邊水模型流勢分布Fig.5 Flow potential distribution of model for double hole with edge water

表2 流勢調(diào)整效果影響因素分析Table 2 Analysis of influencing factors of current potential adjustment effect

圖6 P-1井含水率變化曲線Fig.6 Variation curve of water content for well-P-1

流體勢分析技術(shù)即分析單元流體勢分布的變化規(guī)律，預(yù)測油水流動方向，并針對低產(chǎn)井采取調(diào)流勢措施。如注水、注氣、提液、控液等措施，進行“高提、低控、邊補”人工調(diào)節(jié)水侵量，改變勢差進而改變水侵量和水侵方向，使低勢區(qū)剩余油采出。

從整個塔河油田的范圍來看，AD4井區(qū)位于塔河油田十二區(qū)西南部，構(gòu)造位置是塔里木盆地阿克庫勒凸起的西北翼上的AD4 隆洼相間區(qū)構(gòu)造上，整體呈西南低東北高的形態(tài)[24]。殘丘和洼地呈南北向展布，圈閉面積較大，高點埋深5 415 m，油藏油底5 724 m，油藏平均含油厚度73.7 m，含油面積6.847 km2。該單元于2007年投產(chǎn)，目前單元累產(chǎn)油91×104t。自TH12545 井投產(chǎn)后，單元北部邊水向南侵，高產(chǎn)井AD4井含水率達100%，單元總體含水率上升41%，但整體動用程度低，對地下流體流動規(guī)律認識不足。本文以縫洞型油藏流體勢分析技術(shù)為基礎(chǔ)對AD4單元三維流體勢分布和變化進行研究，確定合理的調(diào)流勢開發(fā)方案，指導(dǎo)后期挖潛實踐。圖7為AD4井區(qū)T74深度構(gòu)造。

圖7 AD4井區(qū)T74深度構(gòu)造Fig.7 Structure depth of T74 in well area AD4

應(yīng)用符合縫洞型油藏的流體勢計算公式，生成AD4 單元各個階段油藏流體勢三維場（圖8）。TH12545井投產(chǎn)是整個AD4單元生產(chǎn)過程中的重要節(jié)點，對此井投產(chǎn)前后單元流勢變化研究具有重要意義。TH12545 井投產(chǎn)之前，AD4 單元流勢呈北高南低分布，單元南北存在3×107J/m3的巨大勢差。

TH12545 井投產(chǎn)之后，溝通了單元南北部，在巨大勢差作用下，TH12508 和TH12507 井的大量邊水和少部分油流入TH12545 井，并通過TH12545 井流入AD4井，流入的水繼續(xù)向南侵向TH12510井組，導(dǎo)致南部井組含水率快速上升，急需進行流勢調(diào)整。AD4單元重要生產(chǎn)階段流體勢如圖8所示。

圖8 AD4單元流體勢分布Fig.8 Fluid potential distribution of AD4 unit

根據(jù)流勢分析，TH12507 井所處位置流勢為6.5×107J/m3，TH12545 井 流 勢 為5.4×107J/m3，TH12507 井為TH12545 井的水侵主要來源，對TH12507 井提液；AD4 井也需提液降低流體勢以減緩邊水南侵。數(shù)值模擬剩余油挖潛方案：TH12507CH、AD4 各排液150 m3/d，五年內(nèi)AD4 單元累計增油18.86×104t，調(diào)流勢措施增油效果明顯。

4.2 典型縫洞單元剩余油挖潛

根據(jù)流勢分析結(jié)果以及數(shù)值模擬得出可行方案，進行礦場實踐，指導(dǎo)現(xiàn)場開發(fā)。

1）TH12507井成功應(yīng)用

TH12507 井為暴性水淹井，井南部有較強水體，屬于高勢區(qū)，TH12545 井投產(chǎn)后，在高勢差作用下，水大量流向TH12545 井導(dǎo)致含水率快速上升，因此對TH12507井進行流勢調(diào)整，提高排液量，從而降低與TH12545井之間的勢差。礦場依托數(shù)模擬成果實施TH12507 的提液方案。TH12507 井以150 m3/d 排液量生產(chǎn)，鄰井TH12545、TH12530含水明顯下降，日增油50 t，已累計增油7.2×103t；TH12507CH 本井累計抽水2.15×104t后，本井日產(chǎn)油為20 t。

2）AD4井成功應(yīng)用

AD4 井為整個單元的主力高產(chǎn)井，油井底部有弱水體，井附近有大量剩余油。TH12545 投產(chǎn)后溝通單元南北通道，在北高南低的勢差作用下大量水通過裂縫侵入到AD4井底，見水后含水率快速上升，AD4井水淹含水率100%。選取AD4井為調(diào)流勢井，提高排液量以降低井底周圍流勢，減少邊水向南部TH12510 井組水侵量，同時AD4 井油井上部儲層釋放彈性能，流勢高于井底流勢，有利于AD4井的剩余油采出?，F(xiàn)場下入大泵提液生產(chǎn)，AD4井以100 m3/d排液量生產(chǎn)，鄰井TH12545 含水率下降至0，TH12510含水率下降40%，AD4本井見油，含水率穩(wěn)定在70%，日增油30 t，TH12545 和TH12510 井合計日增油25 t，截至2020年2月1日，AD4 單元已累計增油0.87×104t。

5 結(jié)論

1）研究提出了適用于縫洞型碳酸鹽巖油藏的流體勢表征理論模型；研究認為縫洞型油藏流體勢應(yīng)包括位能、壓能、動能；研究流體勢實際上是研究兩點之間流體勢差，流體總是自發(fā)的從高勢區(qū)流向低勢區(qū)。

2）確定了5 種影響流勢調(diào)整的主控因素，其中水體倍數(shù)是影響調(diào)流勢效果的決定性因素。明確了調(diào)流勢原則：即生產(chǎn)井水體倍數(shù)通常為小于10 倍的弱邊底水，且對水侵方向認識清楚時，可選其水侵通道的“過路井”為調(diào)流勢井，通過“過路井”提液排液生產(chǎn)；過路井排液比例越大，生產(chǎn)井受效越好。

3）AD4單元流勢調(diào)整挖潛方案結(jié)果表明，受效井含水率降低30%，單元五年累計增油18.86×104t，可取得顯著的挖潛效果，本研究形成了一套基于數(shù)值模擬的流勢分析技術(shù)，此分析方法可推廣應(yīng)用于同類縫洞型碳酸鹽巖油藏。