張迎春 楊 莉 顧文歡 楊寶泉 苑志旺 康博韜 郜益華

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028;2.中國(guó)海洋石油國(guó)際有限公司 北京 100027)

揮發(fā)性油藏流體通常表現(xiàn)出縱向上存在明顯組分梯度的特征。國(guó)內(nèi)外學(xué)者以巴西深水[1]、英國(guó)北海[2]等揮發(fā)性油藏為例，深入研究了揮發(fā)性流體組分特征[3]、組分梯度形成機(jī)理[4-5]及存在組分梯度油藏注采比計(jì)算[6]等，但針對(duì)揮發(fā)性油藏注氣驅(qū)氣油比變化規(guī)律的研究相對(duì)較少，而注氣驅(qū)氣油比變化規(guī)律與油井產(chǎn)量遞減規(guī)律密切相關(guān)，而且可為注氣井工作制度調(diào)整時(shí)機(jī)的選擇提供依據(jù)。揮發(fā)性油藏注入氣突破前，采油井生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律與油藏原始溶解氣油比分布規(guī)律密切相關(guān)；注氣突破后，油藏內(nèi)部形成油氣兩相滲流，氣油比上升規(guī)律較為復(fù)雜，借鑒水驅(qū)開(kāi)發(fā)含水上升規(guī)律的研究思想[7]，可通過(guò)對(duì)氣驅(qū)特征曲線(xiàn)的理論研究，分析氣油比上升規(guī)律，但目前關(guān)于氣驅(qū)特征曲線(xiàn)的研究較少[8-10]，且無(wú)法準(zhǔn)確表征氣油比上升規(guī)律。

為準(zhǔn)確表征揮發(fā)性油藏注氣驅(qū)氣油比變化規(guī)律，基于西非深海AKPO油田揮發(fā)性M油藏流體組分特征，研究了注氣突破前的氣油比變化規(guī)律；從油氣兩相滲流規(guī)律和物質(zhì)平衡出發(fā)，結(jié)合出口端含氣飽和度和平均含氣飽和度的關(guān)系，建立了注氣開(kāi)發(fā)油藏氣驅(qū)特征曲線(xiàn)，推導(dǎo)建立了氣油比與采出程度、氣油比上升率與采出程度的指數(shù)型關(guān)系式，研究了注氣突破后的氣油比變化規(guī)律，并提出了適用于該類(lèi)型油藏注氣制度優(yōu)化調(diào)整方法，控制注氣突破后氣油比上升速度，減緩產(chǎn)量遞減，改善開(kāi)發(fā)效果。

1 油藏概況

AKPO油田M油藏于2009年投產(chǎn)，采用頂部注伴生氣、邊部采油的開(kāi)發(fā)方式，頂部2口水平注氣井，底部4口水平采油井，標(biāo)定采收率為75%。截止到2018年底，油藏采出程度已達(dá)70%。

1.1 構(gòu)造特征

M油藏位于西非被動(dòng)大陸邊緣尼日爾三角洲盆地，受泥拱及擠壓雙重應(yīng)力機(jī)制控制，形成了現(xiàn)今的背斜構(gòu)造形態(tài)。M油藏構(gòu)造高點(diǎn)埋深-3 166 m，油柱高度高達(dá)284 m，翼部地層傾角約10°，為典型的層狀邊水構(gòu)造油藏，為采用頂部注氣、邊部采油的開(kāi)發(fā)方式提供了先天有利條件。

1.2 儲(chǔ)層特征

M油藏為中新統(tǒng)—上新統(tǒng)深海濁積復(fù)合朵葉體沉積體系，物源自北向南，主體區(qū)由4期朵葉體構(gòu)成，不同期次朵葉體橫向擺動(dòng)、相互疊置，同時(shí)伴生3期水道，疊覆于先期沉積的朵葉體之上(圖1)；該油藏隔夾層不發(fā)育，垂向具備較好的連通條件，側(cè)向連通性整體較好，但局部區(qū)域受斷層封堵性及沉積相變影響而連通性略差。M油藏平均砂層厚度14.8 m，砂層橫向分布穩(wěn)定，厚度變化不大，井間對(duì)比關(guān)系單一；儲(chǔ)層平均滲透率895 mD，平均有效孔隙度21.6%，為中孔、高滲儲(chǔ)層；滲透率級(jí)差3.3，突進(jìn)系數(shù)1.5，非均質(zhì)性較弱?？傮w來(lái)說(shuō)，M油藏儲(chǔ)層空間展布穩(wěn)定，物性好，儲(chǔ)層較為均質(zhì)，具備優(yōu)越的儲(chǔ)層條件，為提高氣驅(qū)波及效率奠定了基礎(chǔ)。

圖1 AKPO油田M油藏深水濁積復(fù)合朵葉沉積體系圖Fig.1 Sedimentary system of the deep water turbidity of the M reservoir in AKPO oilfield

1.3 流體特征

M油藏開(kāi)發(fā)前進(jìn)行了4口井5井次的流體取樣，取樣深度在3 283～3 382 m。根據(jù)樣品組分?jǐn)?shù)據(jù)可知，油藏頂、底部C1組分摩爾含量分別為69.51%、64.08%，頂部明顯高于底部；油藏頂、底部C5+組分摩爾含量分別為14.9%、20.9%，頂部明顯低于底部；隨著深度增加，取樣點(diǎn)的C1含量逐漸減小，C5+含量逐漸增加。油藏頂部、底部體積系數(shù)分別為3.61和2.39，溶解氣油比分別為842 m3/m3和487 m3/m3，體積系數(shù)和溶解氣油比均呈隨深度增加而逐漸減小的趨勢(shì)，說(shuō)明該油藏流體縱向上具有明顯的組分梯度特征。同時(shí)根據(jù)樣品P-T相圖分析可知，樣品位于臨界點(diǎn)左側(cè)，為典型揮發(fā)性油，具有地飽壓差小、高收縮性的特點(diǎn)。

2 注氣開(kāi)發(fā)氣油比變化規(guī)律

2.1 注入氣突破前氣油比變化規(guī)律

M油藏注氣開(kāi)發(fā)注入氣突破前，注氣井與采油井之間形成氣驅(qū)前緣，油藏頂部原油逐步驅(qū)替到底部，生產(chǎn)井氣油比變化規(guī)律與油藏頂部到底部的氣油比分布規(guī)律一致。為了準(zhǔn)確表征油藏流體的組分梯度特征，利用油藏?cái)?shù)值模擬軟件(ECLIPSE)PVT模型，建立流體狀態(tài)方程；在此基礎(chǔ)上，以實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)及油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果相互驗(yàn)證，表征流體性質(zhì)對(duì)注入氣突破前氣油比變化規(guī)律的影響。

首先根據(jù)組分梯度理論模型[4]及5個(gè)取樣點(diǎn)測(cè)試結(jié)果，對(duì)輕組分C1+N2和重組分C9～C13隨深度變化規(guī)律進(jìn)行擬合。C1+N2組分摩爾分?jǐn)?shù)隨深度變化對(duì)比結(jié)果如圖2所示，C9～C13組分摩爾分?jǐn)?shù)隨深度變化對(duì)比結(jié)果如圖3所示，可以看出二者擬合效果均較好。

圖2 M油藏流體C1+N2組分摩爾分?jǐn)?shù)隨深度變化曲線(xiàn)Fig.2 Variation of mole fraction of C1+N2 in M reservoir fluid with depth

圖3 M油藏流體C9～C13組分摩爾分?jǐn)?shù)隨深度變化曲線(xiàn)Fig.3 Variation of mole fraction of C9～C13 in M reservoir fluid with depth

然后根據(jù)擬合得到的狀態(tài)方程參數(shù)，利用油藏?cái)?shù)值模擬PVT模型計(jì)算了油藏深度內(nèi)氣油比分布，并將模型結(jié)果與實(shí)測(cè)點(diǎn)進(jìn)行對(duì)比，如圖4所示，其中油藏?cái)?shù)值模擬中氣油比分布如圖5所示。由于油藏高部位輕組分含量高，氣油比高達(dá)1 100 m3/m3，重組分隨深度單調(diào)遞增，低部位氣油比降為550 m3/m3。

由以上分析可知，受流體縱向組分特征影響，注入氣突破前，生產(chǎn)井氣油比應(yīng)表現(xiàn)為逐漸上升趨勢(shì)。M油藏P1井注入氣突破前氣油比實(shí)際數(shù)據(jù)和數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比表明(圖6)，該油藏實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與數(shù)值模擬結(jié)果一致，P1井氣油比呈逐漸上升趨勢(shì)。

圖4 M油藏氣油比隨深度變化曲線(xiàn)Fig.4 Curve of theoretical calculation of gas-oil ratio in M reservoir and measured value changing with depth

圖5 油藏?cái)?shù)值模擬中M油藏氣油比分布圖Fig.5 Gas-oil ratio distribution of M reservoir in reservoir numerical simulation

圖6 M油藏P1井注入氣突破前氣油比曲線(xiàn)Fig.6 Gas-oil ratio curve compared with the actual gas-oil ratio before injection gas breakthrough in Well P1 of M reservoir

2.2 注入氣突破后氣油比變化規(guī)律

注入氣突破后，油藏內(nèi)部為油氣兩相滲流。為了表征注入氣突破后的氣油比變化規(guī)律，從油氣兩相滲流規(guī)律和物質(zhì)平衡出發(fā)，結(jié)合出口端含氣飽和度和平均含氣飽和度的關(guān)系，首先建立了注氣開(kāi)發(fā)油藏氣驅(qū)特征曲線(xiàn)，然后通過(guò)理論推導(dǎo)，建立了氣油比上升規(guī)律圖版。

2.2.1氣驅(qū)特征曲線(xiàn)

非混相驅(qū)的油氣相對(duì)滲透率與出口端含氣飽和度關(guān)系式為[10]

(1)

式(1)中：krg為氣相相對(duì)滲透率，小數(shù)；kro為油相相對(duì)滲透率，小數(shù)；m，n為相對(duì)滲透率曲線(xiàn)回歸方程系數(shù)；Sg為出口端含氣飽和度，小數(shù)。

在僅考慮油氣兩相流動(dòng)時(shí)，油氣兩相的相對(duì)滲透率比值關(guān)系與地層條件下的油氣兩相流量可以用達(dá)西定律來(lái)確定[11],即

(2)

式(2)中：qga為地層產(chǎn)氣量，m3/d；qoa為地層產(chǎn)油量，m3/d；μg為地層天然氣黏度，mPa·s；μo為地層原油黏度，mPa·s。

地面條件下產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量與地層條件下的產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量關(guān)系為

qga=(qg-qoRsi)Bg

(3)

qoa=qoBo

(4)

式(3)、(4)中：qg為地面產(chǎn)氣量，m3/d；qo為地面產(chǎn)油量，m3/d；Rsi為溶解氣油比，m3/m3；Bg為天然氣體積系數(shù)；Bo為地層原油體積系數(shù)。

根據(jù)物質(zhì)平衡原理，可得地面產(chǎn)油量與平均含氣飽和度關(guān)系式，即式(5)，同時(shí)可得平均含氣飽和度的表達(dá)式，即式(6)。

(5)

(6)

出口端含氣飽和度可以用下式[12]表征：

式(7)中：J1、J2為常數(shù)；Swi為初始含水飽和度，小數(shù)；Soi為初始含油飽和度，小數(shù)；Sgi為初始含氣飽和度，小數(shù)；Sor為殘余油飽和度，小數(shù)；No為原始地質(zhì)儲(chǔ)量，m3。

將式(6)代入式(7)，可得出口端含氣飽和度和地層平均含氣飽和度的關(guān)系式為

(8)

綜合式(1)～(8)可得能夠反映注氣開(kāi)發(fā)油藏穩(wěn)定滲流條件下的氣驅(qū)特征曲線(xiàn)為

ln(Gp-DNp+C)=A+BNp

(9)

2.2.2氣油比上升規(guī)律圖版

對(duì)式(9)進(jìn)行求導(dǎo)并移項(xiàng)，可得注氣開(kāi)發(fā)油藏氣油比與采出程度關(guān)系表達(dá)式為

GOR=BeA+BNRRf+D

(10)

式(10)中：GOR為氣油比，m3/m3；NR為可動(dòng)油地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；Rf為采出程度，小數(shù)。

根據(jù)實(shí)際油藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用式(9)擬合得到系數(shù)A、B和D，然后代入到式(10)中，可得不同采出程度條件下氣油比與可動(dòng)用儲(chǔ)量采出程度關(guān)系圖版。M油藏P1井注入氣突破后氣油比和采出程度曲線(xiàn)與圖版對(duì)應(yīng)關(guān)系如圖7所示。由圖7可知，注入氣突破后(以油藏原始狀態(tài)下頂部氣油比1 100 m3/m3為界，當(dāng)生產(chǎn)氣油比大于該值后，表明注入氣已突破)氣油比隨采出程度的增加呈指數(shù)式增加，P1井氣油比上升規(guī)律與理論分析結(jié)果基本吻合，且實(shí)際氣油比上升呈加快趨勢(shì)。因此，注入氣一旦突破，急需開(kāi)展注氣優(yōu)化工作，控制氣油比上升速度，減緩產(chǎn)量遞減。

圖7 M油藏P1井氣油比和可動(dòng)油儲(chǔ)量采出程度關(guān)系圖版Fig.7 Chart of relationship between GOR and movable oil in place recovery degree of Well P1 in M reservoir

定義氣油比上升率為每采出1%動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量氣油比的上升值。對(duì)式(10)求導(dǎo)可得氣油比上升率與采出程度的關(guān)系，即式(11)，將不同采出程度條件下氣油比上升率與可動(dòng)用儲(chǔ)量采出程度關(guān)系制作成圖版。P1井注氣突破后氣油比上升率與可動(dòng)用儲(chǔ)量采出程度曲線(xiàn)與理論圖版對(duì)應(yīng)關(guān)系如圖8所示。從圖8可知，P1井注氣突破后氣油比上升率與理論分析結(jié)果吻合程度較高，且注入氣突破后氣油比上升率單調(diào)遞增，整體呈指數(shù)式上升趨勢(shì)。

GOR′=B2NReA+BNRRf

(11)

式(11)中：GOR′為氣油比上升率。

圖8 M油藏P1井氣油比上升率和可動(dòng)油儲(chǔ)量采出程度關(guān)系圖版Fig.8 Relationship chart of GOR rise and movable oil recovery degree in Well P1 of M reservoir

3 穩(wěn)油控氣效果

根據(jù)注氣開(kāi)發(fā)油藏氣油比變化規(guī)律研究認(rèn)識(shí)可知，注入氣突破后氣油比呈快速上升趨勢(shì),因此，注入氣一旦突破，需盡快開(kāi)展工作制度優(yōu)化調(diào)整，控制氣油比上升和減緩產(chǎn)量遞減。為提高氣驅(qū)波及效率，提出以“擴(kuò)大注氣波及”為核心的注氣井工作制度優(yōu)化調(diào)整方法：對(duì)于一注一采井組，采用減注減產(chǎn)策略，同時(shí)結(jié)合生產(chǎn)狀況實(shí)時(shí)調(diào)整，控制注氣突破優(yōu)勢(shì)通道的氣竄速度；對(duì)于一注多采井組，在保持整體注采平衡條件下，采用降低注氣突破區(qū)域注入量，提高未突破區(qū)域注入量，以改變注氣驅(qū)替方向，提高未突破區(qū)域動(dòng)用程度，擴(kuò)大波及范圍，減緩注氣突破后的氣油比上升速度，維持產(chǎn)量穩(wěn)定。

M油藏北部油井P1井2014年注氣突破，氣油比呈快速上升趨勢(shì)、產(chǎn)量快速遞減，2014年12月到2015年1月，月平均遞減率達(dá)到11%。該油藏南部油井注氣未突破，為提高油藏注氣波及效率，減緩P1井產(chǎn)量遞減，采取降低注氣突破區(qū)的注氣量，提高注氣未突破區(qū)的注氣量的策略，即對(duì)應(yīng)注氣井GI1井采取降低注氣量(注氣量比例由2014年初的50%逐步降低到2015底的30%)、GI2井提高注氣量的策略(注氣量比例由2014年初的50%逐步提高到2015底的70%)，如圖9所示。P1井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明，注氣結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整后氣油比由2 100 m3/m3降低到1 970 m3/m3，且基本保持穩(wěn)定，降幅為6%；產(chǎn)量月均遞減率由11%降低到2%，優(yōu)化注氣效果顯著。

圖9 M油藏 P1、GI1和GI2注采井組生產(chǎn)曲線(xiàn)圖Fig.9 P1、GI1 and GI2 well groups dynamic performance curve in M reservoir

4 結(jié)論

1)存在組分梯度的深海揮發(fā)性M油藏注氣開(kāi)發(fā)時(shí)，注入氣突破前，油藏頂部原油逐漸被驅(qū)替到底部，生產(chǎn)井氣油比呈緩慢上升趨勢(shì)；注入氣突破后，油藏內(nèi)部為油氣兩相滲流，大量注入氣無(wú)效循環(huán)，生產(chǎn)井氣油比呈指數(shù)式上升,因此需盡快開(kāi)展工作制度優(yōu)化調(diào)整。

2)提出了以“擴(kuò)大注氣波及”為核心的注氣突破后優(yōu)化調(diào)整方法，對(duì)于一注一采井組，采用減注減產(chǎn)策略，同時(shí)結(jié)合生產(chǎn)狀況實(shí)時(shí)調(diào)整；對(duì)于一注多采井組，在保持整體注采平衡條件下，采用降低注氣突破區(qū)域注入量，提高未突破區(qū)域注入量，以改變注氣驅(qū)替方向，擴(kuò)大波及范圍。M油藏實(shí)際應(yīng)用結(jié)果表明，P1井單井產(chǎn)量月均遞減率由11%降低到2%，氣油比下降了6%，穩(wěn)油控氣效果顯著。