岳寶林 祝曉林 劉 斌 陳存良 王欣然

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

氣頂邊水油藏作為一種特殊的油藏類型,其滲流機理較常規(guī)油藏的滲流機理更為復雜,氣頂與邊水系統(tǒng)在成藏過程中已形成動力學平衡,開發(fā)過程中,伴隨著油環(huán)區(qū)投入開采,其地層壓力下降,氣頂氣與邊底水向井底推進,過早的氣竄與水錐均對生產過程產生不利的影響[1-3]。伴隨著水平井的廣泛應用,海上油田以平行于油氣水界面的方式部署水平井開發(fā)氣頂邊水油藏取得了較好的成效[4-6]。合理的水平井垂向位置設計和開發(fā)方式可以使氣頂氣與邊底水均衡驅替以延遲氣頂與邊水的突進,優(yōu)化開發(fā)效果[7-9]。目前,對此類油藏的研究以數(shù)值模擬為主[10-14],該方法對氣頂邊水油藏的開發(fā)有一定的指導意義,但模擬結果與礦場實踐仍然存在較大的差別[14-18],如數(shù)值模擬中油氣與油水界面推進都比較穩(wěn)定,而實際生產跟蹤中有明顯沿高滲條帶舌進造成快速氣竄與水竄的現(xiàn)象[19]。本文以典型的大氣頂窄油環(huán)油藏錦州X油藏為研究對象,應用填砂建立二維可視化物理模型,開展天然能量開發(fā)模擬實驗,研究氣頂氣、邊底水推進特征,應用油藏工程方法[20]完成油氣界面運移距離計算,從而為油田開發(fā)提供重要參考。

1 研究區(qū)油田概況

錦州X油藏是具有大氣頂、窄油環(huán)、弱邊水等典型特征的砂巖油藏,由于天然能量較強,以天然能量水平井開發(fā)為主,見圖1。在開發(fā)過程中同時受氣頂與邊水雙相驅替,油環(huán)跨度窄,流體界面運移復雜,開發(fā)難度大。經(jīng)過不斷摸索和研究,當前的開發(fā)方式初期取得了較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益,但隨著油藏進入中晚期,開發(fā)矛盾越來越突出,氣竄對單井產油量的影響日益嚴重,剩余油分布零散且研究手段有限,油田挖潛難度大。需要明確今后的能量驅動方式,了解界面運移規(guī)律,評價當前開發(fā)方式的合理性,提出改進方法。

圖1 錦州X油藏水平井布井示意圖Fig.1 Schematic diagram of horizontal well layout in JZ-X reservoir

2 氣頂邊水驅油實驗

2.1 實驗目的

通過二維物理模擬驅替實驗進行錦州X油藏天然能量開發(fā)驅油模擬,觀察氣頂與底水驅油過程,對比氣竄與水錐對開發(fā)效果的影響,評價當前井網(wǎng)適應性,研究原油采收率的影響因素,為后續(xù)開發(fā)方式選擇提供依據(jù)。

2.2 實驗儀器

應用模型規(guī)格為500 mm×500 mm×40 mm(內部尺寸)的大型可視化二維物理模擬實驗裝置開展相關研究,見圖2。實驗用氣為天然氣,無色(不易染色);實驗用油為煤油或標準黏度油(透明),通過油溶性染色劑染成紅色;實驗用水為按照地層水離子組成配制模擬的地層水(透明),通過水溶性染色劑染成藍色或綠色。

圖2 實驗裝置與模擬示意圖Fig.2 Experimental device and simulation diagram

2.3 實驗模型參數(shù)

以幾何相似(油環(huán)長度與寬度之比、油環(huán)長度與厚度之比、氣頂指數(shù)、油藏傾角),物性相似(油水密度比、油氣密度比、初始飽和度場、氣相體積系數(shù)),生產動態(tài)相似(產量與地質儲量之比)為原則,對目標油藏原型進行剖面模型化,見圖3。

圖3 油藏模型圖Fig.3 Reservoir model diagram

錦州X油藏滲透率285×10-3μm2、孔隙度31.6%、原始含油飽和度0.67、束縛水飽和度0.33、油藏溫度68 ℃、油藏壓力16 MPa、油層寬度700 m、原油黏度3 mPa·s、油層厚度10 m、隔夾層厚度3 m、水平井部署于油柱高度下1/3處、水平井長度400 m、油層傾角15°。依據(jù)512的比例系數(shù)完成模型參數(shù)設計:油層厚度5.9 cm,隔夾層厚度1.7 cm,水平井長度28.2 cm。該模型填砂厚度為4.2 cm,可以計算油層體積為770 mL,氣頂和邊水部分的模型體積均為503 mL。根據(jù)孔隙度和含油飽和度計算油層內油的體積為160 mL,氣頂內氣體體積為505 mL×31%=157 mL,氣頂指數(shù)為2的情況下,氣瓶中氣體體積為163 mL,邊水體積倍數(shù)為40倍的情況下,邊水模擬氣瓶體積213 mL,邊水體積部數(shù)為5倍的情況下,邊水模擬氣瓶體積26 mL,依據(jù)實際油田3%的采油速度計算模型產油量為0.1 mL/min。

2.4 實驗過程

制作填砂模型,進行油水染色,先飽和水,再飽和油,模型的氣頂端通過一口(或多口)井與儲氣罐相連,通過調整儲氣罐的體積模擬合適的氣頂指數(shù)。將儲氣罐與裝水的中間容器相連,通過儲氣罐體積來模擬邊水的能量及其衰竭過程。以 0.1 mL/min 恒速采油模擬油田開發(fā),進行油氣水計量和界面特征的記錄。

2.5 實驗設計

油環(huán)受氣頂與邊水的雙重影響,由于氣黏度遠低于油、水黏度,一般認為氣竄速度大于水竄速度,水平井部署于油柱高度下1/3處。對油藏的氣頂指數(shù)與油藏體積認識確定性較高,而邊底水倍數(shù)的認識存在一定不確定性,對強邊水(40倍)和弱邊水(5倍)分別進行了實驗。

2.6 流體產出

強邊水:200 min時氣體產量急劇增加,之后伴隨著邊底水突破,油井附近壓力得到補充,氣竄現(xiàn)象得到一定緩解,采氣速度下降。隨后含水逐步增加,邊底水能量下降,采氣速度逐漸升高,采油速度逐漸降低,最終采出油量81.3 mL,見圖4-a)。

弱邊水:200 min時氣體產量急劇增加,見水后采氣速度有所降低,在1 200 min含水達到100%,最終采油量51.8 mL,見圖4-b)。

a)強邊水模型產出計量圖a)Output measurement chart of strong edge water

不同邊底水能量下,氣頂推進速度基本相同,200 min 左右發(fā)生氣竄,弱邊水的見水時間要長很多。

2.7 產出特征

強邊水:氣油比最高到4 000 m3/m3,無水采油期短,含水上升快,最終采收率42%,見圖5-a)。

弱邊水:氣油比最高到10 000 m3/m3,無水采油期長,含水上升慢,最終采收率26%,見圖5-b)。

a)強邊水模型產出特征圖a)Characteristics of strong edge water

因氣黏度遠低于油、水黏度,氣驅效果要遠差于水驅效果。

2.8 界面特征

觀察驅替過程中油水界面變化,由于氣頂不動用,伴隨著開發(fā)的進行,壓力的降低,氣體體積膨脹并沿模型頂部侵入油環(huán),油氣界面有明顯的下移現(xiàn)象,見圖6。同時,由于邊水體積變化較小,水侵入主要以水錐的形式發(fā)生,油水界面運移不明顯。

圖6 二維物理模擬實驗圖Fig.6 Two dimensional physical simulation experiment image

3 實際油田界面運移預測

根據(jù)實驗結果與現(xiàn)場動態(tài)跟蹤可知,氣竄是影響氣頂邊水油藏開發(fā)效果的主要因素,對油氣界面運移規(guī)律的研究是該類油田開發(fā)的關鍵技術,該類油田氣頂和油區(qū)是一個統(tǒng)一的水動力系統(tǒng),開發(fā)前處于壓力平衡狀態(tài),伴隨著開發(fā)的進行,氣頂與油區(qū)產生壓降,氣頂體積膨脹,油氣界面出現(xiàn)下移,以物質平衡方程與氣體狀態(tài)方程為基礎,推導氣體侵入油環(huán)體積為:

(1)

式中:VGO為氣體侵入油環(huán)體積,m3;VG為原始狀態(tài)下氣頂體積,m3;NG為原始狀態(tài)下氣頂氣儲量,m3;NGi為某階段氣頂氣儲量,m3;BG為原始狀態(tài)下氣頂氣體積系數(shù);BGi為某階段氣頂氣體積系數(shù);NPG為某階段累積產氣量,m3;NPO為某階段累積產油量,m3;RS為溶解氣油比,m3/m3;p為原始狀態(tài)地層壓力,MPa;pi為某階段地層壓力,MPa。

將實際油藏抽提為一個帶有同樣地層傾角的平行六面體,油氣水分布與原區(qū)塊油氣水分布相同,儲量分布等同,見圖7。同時對目標儲層的孔隙度、滲透率、飽和度采用平均值處理,氣侵高度為:

(2)

式中:HGO為氣侵高度，m;LOG為模型側面長度(模擬油氣界面長度),m;W為模型正面長度(模擬井距),m;φ為油層孔隙度，小數(shù)；Swc為束縛水飽和度;Sor為束縛油飽和度;α為地層傾角,(°)。

圖7 模型示意圖Fig.7 Model diagram

選擇錦州X油藏3井區(qū)I油組開展油藏工程方法計算,選取儲層及流體靜態(tài)參數(shù)(油儲量、氣儲量、氣頂指數(shù)、孔隙度、巖石壓縮系數(shù)、油柱高度、水體倍數(shù)、油藏原始壓力、原始溶解氣油比)、流體生產參數(shù)(累積產氣與地層壓力關系、采油速度、采氣速度)、流體高壓物性參數(shù)(原油體積系數(shù)、氣相體積系數(shù)、溶解氣油比),計算油氣界面垂直運移距離，見表1。

表1 錦州X油藏油氣界面垂直運移距離計算表

截至2020年底,油氣界面垂直下移距離13.4 m,油柱高度33.0 m,水平井部署在油柱高度下1/3處,距離原始油氣界面垂直距離22.0 m,該油田2015年通過補充采氣井實現(xiàn)油氣同采的方式,預測2035年油氣界面整體推移至油井處。表明當前氣頂體積雖然膨脹侵入油環(huán),但通過采氣控制氣侵速度,可以使油氣界面運移周期與油田開發(fā)周期基本一致,以油氣同采的方式優(yōu)化油田開發(fā)。對當前出現(xiàn)的部分氣竄井,可采用暫停關井的方式恢復油氣界面,緩解氣竄。

4 結論

1)開展二維物理實驗模擬氣頂邊水油藏天然能量開發(fā),隨著壓力的降低,氣體體積膨脹并沿模型頂部侵入油環(huán),油氣界面有明顯的下移現(xiàn)象。同時,由于邊水體積變化較小,水侵入主要以水錐的形式發(fā)生,油水界面運移不明顯。

2)因氣黏度遠低于油、水黏度,氣驅效果要遠低于水驅效果,發(fā)生氣竄后會嚴重影響開發(fā)效果。

3)錦州X油藏通過補充采氣井,氣頂膨脹得到有效控制,緩解了油氣界面侵入速度,預測油氣界面運移周期與油田開發(fā)周期基本一致,表明油氣同采的方式有利于該類油藏高效、合理開發(fā)。