馬勇新 米洪剛 高 達 曾遠芳 雷 昊

(1.中國地質(zhì)大學(武漢)資源學院 武漢 430074； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

“油氣人工運移”方法論證
——海上邊際油氣藏開發(fā)技術(shù)探索*

馬勇新1, 2米洪剛2高 達2曾遠芳2雷 昊2

(1.中國地質(zhì)大學(武漢)資源學院 武漢 430074； 2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

馬勇新,米洪剛,高達，等.“油氣人工運移”方法論證——海上邊際油氣藏開發(fā)技術(shù)探索[J].中國海上油氣，2015,27(4)：68-72,79.

Ma Yongxin,Mi Honggang,Gao Da,et al.Hydrocarbon artificial migration: a novel development technology for offshore marginal reservoir[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):68-72,79.

海上油氣田現(xiàn)有開發(fā)模式投資成本高昂，很大一部分儲量規(guī)模小、分布分散、異常高壓、高含CO2等邊際油氣藏難以經(jīng)濟有效開發(fā)。探索性提出了“油氣人工運移”方法，即通過建立人造運移通道，使邊際油氣藏油氣流體運移匯集到已開發(fā)的油氣藏優(yōu)質(zhì)儲層，充分利用現(xiàn)有的井網(wǎng)及平臺設(shè)施，實現(xiàn)對邊際油氣藏間接動用開發(fā)，從而達到大幅度降低開發(fā)成本、經(jīng)濟有效動用邊際油氣藏儲量的目的。文中利用等值滲流阻力分析、節(jié)點系統(tǒng)分析及油藏數(shù)值模擬等方法計算了油氣運移流量，論證了“油氣人工運移”的可行性；分析了方法適用的油氣藏類型和降低開發(fā)成本的優(yōu)勢。

邊際油氣藏；油氣人工運移；適用性；間接開發(fā)；降低成本；海上油氣田

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，規(guī)模大、豐度高、品質(zhì)好、產(chǎn)量高的大型優(yōu)質(zhì)油氣藏日益減少，邊際油氣藏已成為油氣產(chǎn)量接替的主要領(lǐng)域之一。邊際油氣藏能否經(jīng)濟有效開發(fā)與目前的開發(fā)模式、開采工藝技術(shù)、經(jīng)濟環(huán)境條件密切相關(guān)，具有時間性與階段性[1-3]。目前受常規(guī)開發(fā)模式下生產(chǎn)平臺規(guī)模及控制儲量范圍有限、投資成本高等因素的影響，使得很大一部分儲層物性并不差，但儲量規(guī)模小、分布分散、異常高壓[4]、高含CO2[5]的海上邊際油氣藏難以經(jīng)濟有效開發(fā)，因此必須因地制宜，解放思想，探索新的開發(fā)理念及方法。本文探索性提出了“油氣人工運移”開發(fā)方法，并系統(tǒng)分析了這一開發(fā)方法的原理及應(yīng)用前景，對促進海上邊際油氣藏儲量資源開發(fā)及戰(zhàn)略規(guī)劃有深遠的意義。

1 海上邊際油氣藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

海上油氣田傳統(tǒng)的開發(fā)模式是利用生產(chǎn)平臺或水下生產(chǎn)系統(tǒng)，儲層中的原油、天然氣在天然能量或人工補充能量的作用下流向生產(chǎn)井，并通過海管輸送至陸上終端或FPSO(浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置)，整個開發(fā)建設(shè)周期長、開發(fā)投資大，投產(chǎn)后的生產(chǎn)操作費高，單井開發(fā)成本約為陸上開發(fā)成本的30～50倍。因此，對于儲量規(guī)模小、豐度低的邊際油氣藏，傳統(tǒng)開發(fā)模式下其單井平均分攤的開發(fā)總成本高達數(shù)億元，通常無法實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。

傳統(tǒng)模式開發(fā)海上邊際油氣藏面臨的挑戰(zhàn)主要包括：①油氣田儲量規(guī)模較小，儲量規(guī)模與產(chǎn)能規(guī)模難以滿足海上高效開發(fā)的需求[6]；②海上油氣田單井鉆完井成本高，隨井數(shù)增加平臺設(shè)施投資呈臺階式增長，設(shè)施壽命有限，開發(fā)成本高昂；③開發(fā)設(shè)施系統(tǒng)日常生產(chǎn)維護及生產(chǎn)操作費用高，開發(fā)運營成本高。因此，傳統(tǒng)開發(fā)模式難以解決邊際油氣藏儲量及產(chǎn)量規(guī)模小與高成本之間的矛盾，需要探索全新的油氣開發(fā)方法來應(yīng)對邊際油氣儲量資源經(jīng)濟開發(fā)的挑戰(zhàn)。

2 “油氣人工運移”開發(fā)方法的總體思路

本文提出的“油氣人工運移”開發(fā)方法的總體思路是：通過建立人造油氣運移通道(即人工運移井)，將邊際油氣藏油氣流體從現(xiàn)存的儲集層運移匯集到儲層物性優(yōu)良的已開發(fā)油氣藏儲層，然后充分利用已開發(fā)儲層現(xiàn)有的井網(wǎng)及平臺設(shè)施開發(fā)，減少地面開發(fā)井數(shù)和平臺數(shù)量，大幅度降低開發(fā)成本，實現(xiàn)對邊際油氣藏的間接、經(jīng)濟開發(fā)(圖1)?！坝蜌馊斯み\移”的主要原理是通過人造運移通道的引流作用，以邊際油氣藏儲層(運移流出儲層，一般為原始地層壓力)與已開發(fā)油氣藏儲層(運移流入儲層，一般地層壓力已下降)之間的壓力差作為主要動力，將油氣流體運移到已開發(fā)儲層。因此，“油氣人工運移”的流量和時間可受人為控制，運移井可根據(jù)實際情況選擇定向井或水平井井型。

圖1 “油氣人工運移”開發(fā)新方法示意圖

3 運移流量分析及方法可行性論證

“油氣人工運移”的流體運移過程包括3個環(huán)節(jié)，即從油氣供給的油氣藏至人工運移通道井入口的滲流、人工運移通道井筒內(nèi)管流和人工運移通道井出口到目的油氣藏的滲流，整個流體運移過程中壓力和流量是連接3個環(huán)節(jié)的主要參數(shù)，其中運移流量是評估人工運移開發(fā)技術(shù)可行性及經(jīng)濟性的關(guān)鍵參數(shù)，可以根據(jù)油氣運移流動特點采用等值滲流阻力分析、節(jié)點系統(tǒng)分析及油藏數(shù)值模擬等方法來分析和計算油氣運移流量,并分析“油氣人工運移”的適用性及提高開發(fā)效果的相關(guān)措施。

3.1 等值滲流阻力分析法

等值滲流阻力分析法[7]是以電場來描繪滲流場，然后按照水電相似原則來求解更復(fù)雜的多排井滲流的方法?！坝蜌馊斯み\移”的流體流動是3個流動過程的疊加，其運移過程及流動阻力如圖2所示，運移量可表示為

(1)

圖2 油氣運移過程及流動阻力示意圖

式(1)中：ps為供應(yīng)源油氣藏供給邊界地層壓力；pt為注入目標油氣藏開發(fā)井供給邊界地層壓力；Rs為供應(yīng)源油氣藏從供給邊緣向運移通道(井)的滲流阻力；Rw為從運移通道(井)的一端流至另一端的流動阻力；Rt為從運移通道(井)向注入目標油氣藏開發(fā)井供給邊界的滲流阻力。

從式(1)可以看出，理論上2個油氣藏之間存在連通通道(人工運移井)且有壓差作為動力即可進行運移,并可以從2個方面提高運移流量。一方面，提高運移流出儲層與流入儲層之間的壓力差，即優(yōu)選在壓力差較大的儲層(或井位)進行人工運移更為高效。另一方面，降低整個運移過程中的流動阻力，具體做法包括：①盡量將運移井部署在2個儲層物性都較好的位置；②做好運移井流入流出井眼段儲層保護，減少儲層污染；③盡可能將運移井流出井眼部署在現(xiàn)有生產(chǎn)井附近，減少從運移井流出后流向現(xiàn)有生產(chǎn)井的運移距離。另外，由于天然氣的黏度遠小于原油的黏度，天然氣人工運移的流量及速度要好于原油人工運移，因此氣藏進行人工運移開發(fā)的效果更為顯著，原油黏度較低的稀油油藏同樣適用進行人工運移開發(fā)。

3.2 節(jié)點系統(tǒng)分析法

節(jié)點系統(tǒng)分析法[8]的基本思想是在某部位(環(huán)節(jié))設(shè)置節(jié)點，將系統(tǒng)隔離為相對獨立的子系統(tǒng)，把由節(jié)點隔離的各流動壓力和流量的變化關(guān)系的數(shù)學模型有序地聯(lián)系起來，以確定系統(tǒng)的流量。在“油氣人工運移”系統(tǒng)中，通過系統(tǒng)節(jié)點設(shè)置可以把系統(tǒng)分為3個部分，確定出4個節(jié)點位置(圖3)，其中邊際油氣藏邊界為始節(jié)點(節(jié)點1)，已開發(fā)油氣藏的開發(fā)井井筒附近為末節(jié)點(節(jié)點4)。

圖3 “油氣人工運移”系統(tǒng)節(jié)點位置示意圖

油氣從邊際油氣藏儲層流入至運移通道井眼處(節(jié)點1至節(jié)點2)及油氣從運移通道井眼流入至已開發(fā)油氣藏開發(fā)井井筒附近(節(jié)點3至節(jié)點4)，均符合常規(guī)的油、氣、水在地層多孔介質(zhì)中的流動形態(tài)和滲流力學規(guī)律，可利用油氣藏滲流方程計算流量，而油氣在人工運移井井筒內(nèi)流動能力可按流體的管流規(guī)律進行分析。通過油氣藏滲流方程、井筒內(nèi)管流方程、邊界初始值以及相同節(jié)點處的壓力與流量相等，可以建立節(jié)點分析方程組進行聯(lián)合求解，得出各節(jié)點處的壓力及流量。

以海上某氣田為例，基于供給氣藏的壓力及物性情況，可以通過流入產(chǎn)能方程得出供給氣藏流入至人工運移通道井的流入產(chǎn)能曲線(圖4)；基于運移目的氣藏的壓力及物性情況，可以通過流出產(chǎn)能方程得出人工運移通道井流出至目的氣藏的流出產(chǎn)能曲線(圖4)。假設(shè)人工運移井段長度較小，井眼內(nèi)的摩阻壓力損失可忽略(相當于人造高滲運移通道)，即節(jié)點2和節(jié)點3的壓力基本相等，聯(lián)立流入、流出產(chǎn)能方程及邊界條件求解，流入能力曲線和流出能力曲線的交點所對應(yīng)的協(xié)調(diào)流量便為2個氣藏之間人工運移井眼內(nèi)的運移流量。

圖4 海上某氣田人工運移井筒內(nèi)流入、流出產(chǎn)能曲線

3.3 油藏數(shù)值模擬法

油藏數(shù)值模擬法可以更準確地描述多相流體在非均質(zhì)地層中的流動規(guī)律，因此可更準確地預(yù)測油氣在油氣藏之間的運移流量、油藏壓力的變化動態(tài)、運移前緣位置、運移累積量及油氣藏最終采收率等。 以海上某氣田為例，通過油藏數(shù)值模擬法研究了通過人工運移開發(fā)方法將下層系低品質(zhì)(高含CO2)的天然氣運移至已有生產(chǎn)井的上層系，并開展了運移井井數(shù)、運移井井位部署等敏感性方案研究。通過油藏數(shù)值模擬組分模型或者示蹤劑功能，能夠準確地預(yù)測下層系氣藏高碳氣運移至上層系的運移流量動態(tài)、運移流動前緣(即驅(qū)替前緣)、累積運移量及現(xiàn)有生產(chǎn)井的受效情況與產(chǎn)量提高情況等(圖5，紅色區(qū)域為從下層系運移上來的高碳氣飽和度分布情況)。

上述3種預(yù)測運移流量的方法各有利弊，可根據(jù)實際需要進行選擇。其中，等值滲流阻力法適用于直觀地指導(dǎo)分析采取何種措施可提高人工運移流量；節(jié)點系統(tǒng)分析法可用于快速估算運移流量，但預(yù)測結(jié)果精度偏低；油藏數(shù)值模擬法能夠模擬預(yù)測人工運移過程中更為準確、信息量更多的運移參數(shù)，但數(shù)據(jù)準備及擬合等工作量比其他2種方法大。

圖5 海上某氣田通過“油氣人工運移”開發(fā)下層系高含CO2氣藏數(shù)值模擬場圖(運移開發(fā)末期)

4 適用領(lǐng)域與降低開發(fā)成本優(yōu)勢

4.1 適用領(lǐng)域

“油氣人工運移”開發(fā)方法適用的邊際油氣藏類型有以下幾種(圖6)。

1) 遠距離小規(guī)模油氣藏。該類油氣藏一般在現(xiàn)有生產(chǎn)平臺及開發(fā)井網(wǎng)控制范圍以外(常規(guī)開發(fā)模式下依托生產(chǎn)平臺鉆開發(fā)井的井網(wǎng)覆蓋范圍一般只有3～4 km)，分布分散，儲量規(guī)模小，通過新建生產(chǎn)平臺或水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)投資高，常規(guī)開發(fā)模式下難以經(jīng)濟開發(fā)。而通過“油氣人工運移”開發(fā)方法，可將遠距離小規(guī)模油氣藏的油氣資源在壓差的作用下運移匯聚到靠近生產(chǎn)平臺及已有開發(fā)井網(wǎng)的低壓在生產(chǎn)油氣藏儲層中，再從已有的生產(chǎn)井采出。該方法通過現(xiàn)有生產(chǎn)井與人工運移井的“接力”作用，可使生產(chǎn)平臺的井網(wǎng)覆蓋范圍擴展到7～8 km，從而擴大了生產(chǎn)平臺的儲量控制范圍。

2) 異常高壓氣藏。如南海西部海域部分異常高壓氣藏壓力系數(shù)達到2.0以上，為了安全開發(fā)此類異常高壓氣藏，現(xiàn)有開采方法下的采氣井須采用多套管層序、高防腐材質(zhì)及高耐壓級別的管材及采氣樹，地面設(shè)備安全等級也須大大提高，從而使單井投資大幅度增加(常壓氣藏開發(fā)井的3倍左右)。而應(yīng)用“油氣人工運移”開發(fā)方法，可將高壓天然氣運移引流至低壓氣藏，運移擴散后壓力系數(shù)大幅度降低，從而轉(zhuǎn)化為低壓氣藏進行低成本開發(fā)。

圖6 “油氣人工運移”開發(fā)方法適用的油氣藏類型示意圖

3) 高含CO2氣藏。常規(guī)開發(fā)模式下，高含CO2氣藏開發(fā)時井筒及平臺設(shè)施的防腐成本高，產(chǎn)出天然氣脫CO2成本較高且增加了溫室氣體排放。而采取“油氣人工運移”開發(fā)方法，可將高含CO2的天然氣人工運移至高烴優(yōu)質(zhì)天然氣藏，通過“氣驅(qū)氣”驅(qū)替置換作用將經(jīng)濟價值高的高烴天然氣驅(qū)替至生產(chǎn)井采出(需要設(shè)計運移井井眼與現(xiàn)有生產(chǎn)井的合理井距，既保證有效驅(qū)替又不會過早突破)，提高了高烴氣藏采收率，而且高烴氣藏儲層中的束縛水或地層水可以溶解吸收部分CO2(CO2在水中的溶解度遠高于烴氣在水中的溶解度),對部分高含CO2氣起到溶解改質(zhì)作用[9]。該方法既提高了高烴氣采收率，又將低價值的高含CO2氣繼續(xù)埋存在地下，減少了溫室氣體排放，具有很好的經(jīng)濟和環(huán)境效益。

4.2 降低開發(fā)成本優(yōu)勢

“油氣人工運移”開發(fā)方法可以促使寶貴的邊際油氣藏得以經(jīng)濟有效開發(fā)，其降低開發(fā)成本優(yōu)勢具體體現(xiàn)在以下幾個方面。

1) 降低鉆井費用。常規(guī)開發(fā)模式下，海上鉆開發(fā)井時鉆井船需要依靠現(xiàn)有生產(chǎn)平臺，而受平臺位置的限制，開發(fā)遠距離油氣藏往往需要鉆大位移井；對于“油氣人工運移”方法，鉆井船可在海上選取最優(yōu)的位置就位，以最短的鉆井進尺和鉆井工期鉆人工運移井開發(fā)邊際油氣藏，從而降低了鉆井費用。

2) 降低完井費用。人工油氣運移井頂部橋塞以上井段不需要完井及下生產(chǎn)管柱，可減少完井工期，從而降低了完井費用。

3) 降低工程費用。常規(guī)開發(fā)模式下，新建平臺及管線開發(fā)投資少則幾億元，多則幾十億元(平臺及管線投資一般占到總開發(fā)投資的60%甚至更高)；而“油氣人工運移”方法則充分利用已開發(fā)油氣田現(xiàn)有井網(wǎng)、生產(chǎn)平臺(或水下生產(chǎn)系統(tǒng))及海管等現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施開采，不需要對邊際油氣藏開發(fā)新建平臺及管線等設(shè)施，可大幅度節(jié)省開發(fā)工程費用。

4) 降低維護費及生產(chǎn)操作費。常規(guī)開發(fā)模式下，海上平臺規(guī)模直接與井槽數(shù)量相關(guān)，平臺維護費及生產(chǎn)操作費又與平臺規(guī)模成正比。而“油氣人工運移”開發(fā)方法下，不須增加井槽和采油樹，不需要地面維護，從而降低了地面設(shè)施的維護費及生產(chǎn)操作費。

據(jù)初步分析，南海西部海域可通過“油氣人工運移”方法開發(fā)動用的邊際油氣藏儲量達到1 800萬m3(油當量)以上，應(yīng)用前景廣闊。另外，在海上油氣田開發(fā)方案亟需開展降本增效的形勢下，將“油氣人工運移”與常規(guī)開發(fā)模式相結(jié)合，并應(yīng)用于邊際油氣田開發(fā)，在降低開發(fā)成本方面具有重大的意義。

5 結(jié)束語

針對海上油氣田開發(fā)的特殊性及邊際油氣藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)，通過解放思想，探索性提出了海上邊際油氣藏開發(fā)新方法——“油氣人工運移”，初步論證了“油氣人工運移”的可行性及提高人工運移開發(fā)效果的相關(guān)措施。海上遠距離小規(guī)模油氣藏、異常高壓氣藏、高含CO2氣藏等邊際油氣藏應(yīng)用“油氣人工運移”方法開發(fā)具有廣闊前景，在鉆井投資、完井投資、工程投資、維護費及操作費等多方面具有大幅度降低開發(fā)成本的優(yōu)勢。在未來的實際應(yīng)用中,還須針對具體目標油氣田研發(fā)和集成鉆完井配套技術(shù)，包括運移通道井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)、不同壓力系統(tǒng)儲層保護技術(shù)、運移通道井完井技術(shù)、井筒完整性保障措施、運移通道井棄置技術(shù)、運移量動態(tài)監(jiān)測技術(shù)等，從而確保人工運移通道井的有效實施以及在整個壽命周期內(nèi)的安全。

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(編輯：楊 濱)

Hydrocarbon artificial migration: a novel development technology for offshore marginal reservoir

Ma Yongxin1,2Mi Honggang2Gao Da2Zeng Yuanfang2Lei Hao2

(1.FacultyofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan430074,China;2.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

A large part of marginal reservoirs with such characteristics as small-scale reserves, scattered distribution, abnormal overpressure and high CO2content are difficult to be developed effectively and economically under the current offshore oil and gas fields development methods because of the high cost. A method named artificial hydrocarbon migration was put forward in which the oil or gas migrates from marginal reservoir to another developed high quality reservoir through artificial migration channel, and the indirect development of marginal reservoir was achieved by fully utilizing the existing wells and platforms, thus significantly reducing the development cost and effectively developing the marginal reservoir reserves. Hydrocarbon migration flow was analyzed by equivalent flow resistance analysis, node analysis and reservoir numerical simulation methods, which demonstrated the feasibility of artificial hydrocarbon migration. The suitable reservoir types and the advantages of development cost reduction were also analyzed.

marginal reservoir; hydrocarbon artificial migration; applicability; indirect development; cost reduction; offshore oil and gas fields

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“天然氣人工運移開發(fā)技術(shù)研究(編號:YXKY-2013-ZJ-01)”部分研究成果。

馬勇新,男,高級工程師,主要從事油氣田開發(fā)研究工作。 地址:廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編:524057)。E-mail:mayx@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0068-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.009

TE 349

A

2014-12-03 改回日期：2015-03-20