孟智強(qiáng) 祝曉林 王永平 文佳濤 劉 超

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459)

0 前 言

開發(fā)效果評(píng)價(jià)對(duì)評(píng)價(jià)油田重大措施、調(diào)整開發(fā)實(shí)施效果以及指導(dǎo)決策后續(xù)開發(fā)方向等都具有重要作用。目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在氣驅(qū)油藏方面開展了很多研究，尤其在CO2驅(qū)、N2驅(qū)、氣水交替驅(qū)油等方面取得了大量的研究成果[1-4]。胡偉、趙騰、任宇軒、袁士義等人研究了氣驅(qū)開發(fā)提高采收率的機(jī)理，研究主要集中在水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)后對(duì)波及體積、采收率等方面的影響，研究手段以室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)為主[5-8]。薛穎、李梅等人研究了氣驅(qū)開發(fā)的效果評(píng)價(jià)方法[9-10]，研究主要以數(shù)值模擬手段評(píng)價(jià)CO2驅(qū)油效果為主。楊國(guó)緒、顧喬元、童凱軍等人首次提出了甲型氣驅(qū)特征曲線，建立了基于甲型氣驅(qū)特征曲線的油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)方法，但該方法存在形式復(fù)雜、礦場(chǎng)應(yīng)用不便等問題[11-13]。本次研究基于油氣兩相滲流理論，結(jié)合物質(zhì)平衡和達(dá)西滲流理論，建立了一種評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的新方法，并針對(duì)X油田氣驅(qū)油藏全壽命開發(fā)策略作出評(píng)價(jià)，用于指導(dǎo)海上氣驅(qū)油藏的開發(fā)。

1 研究區(qū)概況

X油田位于渤海遼東灣海域，油田整體為斷裂半背斜構(gòu)造，構(gòu)造北西高南東低，油田內(nèi)部斷層較發(fā)育。油田平面上受大斷層分割，被分為東、西2個(gè)高帶，內(nèi)部受次級(jí)斷層分割，東、西高帶被劃分為多個(gè)井區(qū)；油田縱向上包括古近系沙河街組、太古宇潛山2套含油氣層系。

本次研究的氣驅(qū)油藏位于X油田古近系沙河街組沙二段S井區(qū)I油組。X油田為帶氣頂和邊水的層狀構(gòu)造油氣藏(見圖1)，油氣藏埋深為-1 450.0～-1 750.0 m，為辮狀河三角洲前緣亞相沉積。測(cè)井解釋儲(chǔ)層孔隙度平均26.4%、滲透率平均279×10-3μm2，具有高孔中滲的儲(chǔ)集物性特征。油藏氣頂指數(shù)2.2，天然能量充足，油田開發(fā)采用水平井穿多層平行流體界面的天然能量開發(fā)，采油井共11口。目前日產(chǎn)油量393 m3，日產(chǎn)氣量53×104m3，氣油體積比1 343，動(dòng)用原油地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度32.0%，采油速度2.4%。

圖1 X油田S井區(qū)油藏剖面圖

2 開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型

2.1 開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型的建立

以X油田S井區(qū)I油組油藏為原型，建立氣驅(qū)油藏模式(見圖2)。其中,圖2a表示原始狀態(tài)下，油、氣兩相平衡；圖2b表示開采狀態(tài)下，油環(huán)中原油被采出、氣頂氣侵入純油區(qū)。隨著氣頂氣的不斷侵入，若水平井段出現(xiàn)氣竄通道，那么油井的產(chǎn)油量將逐漸被抑制，氣頂能量損耗加快，開發(fā)效果變差；反之，若氣油界面均衡推進(jìn)，氣頂能量利用充分，則開發(fā)效果變好。因此，采用氣油體積比和采出程度之間的關(guān)系來判斷氣頂能量的利用情況是建立氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型的關(guān)鍵。大氣頂油藏氣頂能量充足，水體能量相對(duì)微弱，在研究過程中忽略水體影響，僅考慮油氣兩相流動(dòng)，水相以束縛水形式存在，開發(fā)過程中地層壓力下降緩慢，忽略時(shí)間因素對(duì)流體性質(zhì)變化的影響。

圖2 氣驅(qū)油藏模式圖

地層條件下，穩(wěn)定的油氣兩相滲流規(guī)律可以用達(dá)西定律來表示：

(1)

(2)

式中：Qga為地層條件下氣相流量，m3/d；Qoa為地層條件下油相流量，m3/d；K為油層絕對(duì)滲透率，10-3μm2；Krg為氣相相對(duì)滲透率；Kro為油相相對(duì)滲透率；A為油層橫截面積，m2；ΔP為驅(qū)替壓差，MPa；μg為地層天然氣黏度，mPa·s；μo為地層原油黏度，mPa·s；L為油層長(zhǎng)度，m。

將地層條件下流量轉(zhuǎn)換為地面條件下流量：

Qga=(Qg-QoRsi)Bg

(3)

Qoa=QoBo

(4)

式中：Qg為地面條件下氣相流量，m3/d；Qo為地面條件下油相流量，m3/d；Rsi為原始溶解氣油體積比；Bg為地層條件下天然氣體積系數(shù)；Bo為地層條件下原油體積系數(shù)。

將式(1)—(4)聯(lián)立，可得：

(5)

在氣驅(qū)油過程中，巖心氣相和油相相對(duì)滲透率比值與巖心含氣飽和度的關(guān)系(Krg/Kro-Sg)滿足式(6)所示指數(shù)函數(shù)關(guān)系：

(6)

式中：Sg為含氣飽和度；m、n為擬合系數(shù)。

根據(jù)物質(zhì)平衡理論，在氣驅(qū)油過程中，地下天然氣的侵入體積應(yīng)與地下原油的采出體積一致，氣驅(qū)油藏任意時(shí)刻含氣飽和度可表示為：

(7)

式中：Np為累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；Nd為可動(dòng)用原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；Swi為束縛水飽和度。

對(duì)公式進(jìn)行運(yùn)算、變形，可得乙型氣驅(qū)特征曲線形式，如式(8)所示：

lg(Rgo-Rsi)=A+BNp

(8)

式中：Rgo為生產(chǎn)氣油體積比。

開發(fā)期末經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量下(海上油田一般為5 m3/d)的生產(chǎn)氣油比為經(jīng)濟(jì)極限氣油比，用Rgo,max表示，油田累計(jì)產(chǎn)油量為可采儲(chǔ)量NR，如式(9)所示：

lg(Rgo,max-Rsi)=A+BNR

(9)

將式(8)與式(9)相減，整理可得：

(10)

式中：E為采出程度；ER為采收率。

Rgo=Rsi+10lg(Rgo,max-Rsi)+5.2(E-ER)

(11)

其中，油藏的Rgo,max可以通過該油藏某一井網(wǎng)長(zhǎng)期開發(fā)時(shí)氣油比和產(chǎn)量之間的回歸關(guān)系求得。式(11)就是能夠評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的氣油體積比、采出程度和采收率之間關(guān)系的模型。

2.2 模型的說明及用途

根據(jù)模型繪制其開發(fā)效果評(píng)價(jià)圖版(見圖3)。模型的縱坐標(biāo)最大值為研究目標(biāo)油藏的經(jīng)濟(jì)極限氣油比。該圖版反映了油藏隨采出程度增加，氣油體積比的客觀變化規(guī)律。在穩(wěn)定滲流條件下，生產(chǎn)氣油體積比隨采出程度的加大呈對(duì)數(shù)增加。將實(shí)際油藏或井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)引入到該圖版，通過對(duì)比圖版與實(shí)際曲線判斷氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的變化。

圖3 氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型圖版

3 數(shù)值模擬驗(yàn)證及技術(shù)優(yōu)勢(shì)

3.1 數(shù)值模擬驗(yàn)證

以X油田S井區(qū)I油組地質(zhì)油藏參數(shù)為例，建立相同氣頂指數(shù)和邊水倍數(shù)的大氣頂油藏地質(zhì)模型，通過數(shù)值模擬驗(yàn)證開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型對(duì)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果變化動(dòng)態(tài)響應(yīng)的有效性。油藏?cái)?shù)模模型為一個(gè)由3口井組成的天然能量開發(fā)單元，平面上油井距離為600.0 m，井間加密后油井距離為300.0 m，油層垂厚共30.0 m，分為2個(gè)小層，單層垂厚15.0 m。設(shè)計(jì)平面網(wǎng)格為25.0 m，縱向網(wǎng)格為1.0 m，所有油藏?cái)?shù)模模型均開發(fā)至單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量(5 m3/d)情況下進(jìn)行模擬。

大氣頂油藏開發(fā)過程一般涉及3個(gè)方面的調(diào)整：一是通過對(duì)油井生產(chǎn)制度的調(diào)控，實(shí)現(xiàn)平面流場(chǎng)的調(diào)整；二是通過對(duì)水平井不同防砂段的卡氣作業(yè)，實(shí)現(xiàn)縱向的均衡動(dòng)用；三是通過井間加密等重大調(diào)整措施，實(shí)現(xiàn)井間剩余油的挖潛。根據(jù)上述3類措施的數(shù)值模擬結(jié)果，將生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)用于開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型中，結(jié)合相應(yīng)剩余油分布情況進(jìn)行開發(fā)效果分析檢驗(yàn)，結(jié)果如表1所示。

表1 數(shù)值模擬檢驗(yàn)圖版響應(yīng)特征

措施前后剩余油分布、采出程度的變化表明，上述措施對(duì)油藏剩余油的動(dòng)用均起到了積極作用。從相應(yīng)的開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型響應(yīng)可以看出，在措施實(shí)施后，油田氣油體積比和采出程度關(guān)系在圖版上均向提高采收率方向發(fā)生偏移或者偏折。該模型能夠有效地評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的變化。

3.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

為說明模型的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，將本模型與甲型氣驅(qū)特征曲線推導(dǎo)的開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型[13]進(jìn)行對(duì)比。甲型氣驅(qū)特征曲線開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型如式(12)所示：

(12)

對(duì)比式(11)、(12)發(fā)現(xiàn)，新型評(píng)價(jià)圖版采用氣油體積比作為縱坐標(biāo)，相比甲型氣驅(qū)特征曲線開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型，其物理意義更明確，在礦場(chǎng)使用過程中投影氣油體積比和采出程度關(guān)系更為方便實(shí)用。

4 礦場(chǎng)實(shí)踐

應(yīng)用上述模型對(duì)X油田S井區(qū)I油組大氣頂油藏開發(fā)歷程中3類措施的效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。該油藏2010年6月投入開發(fā)，經(jīng)歷了上產(chǎn)期、快速遞減期、生產(chǎn)穩(wěn)定期、加密調(diào)整期和緩慢遞減期等5個(gè)階段(見圖4)，其間采用了“控、卡、提、加密”的開發(fā)策略。在開發(fā)中后期氣油體積比總體呈上升趨勢(shì)，采用傳統(tǒng)的氣油體積比單一評(píng)價(jià)體系難以評(píng)價(jià)此類油藏的開發(fā)效果，所以嘗試采用本模型對(duì)油藏開發(fā)效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。

圖4 X油田S井區(qū)I油組生產(chǎn)曲線

4.1 工作制度優(yōu)化

以Y5H井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為例，說明開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型對(duì)工作制度優(yōu)化效果的響應(yīng)。Y5H井在開采初期，以氣油體積比為依據(jù)判斷開發(fā)的效果，提出縮油嘴控制氣竄的策略，有效地控制了氣油體積比的上升(見圖5a第1階段)。當(dāng)該井生產(chǎn)至中后期時(shí)(見圖5a第2、3階段)，氣油體積比總體呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，通過氣油體積比這一單一評(píng)價(jià)體系難以判斷開發(fā)效果的變化。

應(yīng)用開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型(見圖5b)時(shí)，第1階段——高采油速度開發(fā)過程中，氣油體積比隨采出程度的增加而急劇上升，通過縮油嘴控產(chǎn)，有效地控制了氣油體積比的上升趨勢(shì)，開發(fā)效果變好。第2階段，通過縮油嘴控制氣竄，依靠氣油體積比曲線判斷開發(fā)的效果難以實(shí)現(xiàn)。但通過圖版可以明顯看出此階段氣油體積比與采出程度同步增加，特別是縮油嘴后，氣油體積比急劇上升，開發(fā)效果變差。第3階段擴(kuò)大油嘴后，氣油體積比保持穩(wěn)定，表明開發(fā)效果逐步穩(wěn)定。

圖5 模型對(duì)工作制度優(yōu)化效果的響應(yīng)

通過圖版對(duì)開發(fā)效果進(jìn)行判別可知，以氣驅(qū)為主的大氣頂油藏開發(fā)初期應(yīng)以低采油速度防止氣竄和縮油嘴控氣為主，中后期擴(kuò)大油嘴、擴(kuò)大生產(chǎn)壓差可有效地提高開發(fā)效果。從機(jī)理上分析，開發(fā)初期防氣、控氣主要是防止高采油速度引起的氣頂推進(jìn)，從而過早形成氣竄通道、降低氣頂氣的波及[14]，開發(fā)中后期提產(chǎn)提氣主要是因?yàn)闅飧Z通道逐步形成后，一味的控產(chǎn)、降低生產(chǎn)壓差將難以動(dòng)用油層，提高氣驅(qū)量有利于擴(kuò)大生產(chǎn)壓差、提高平面波及和氣體的沖刷倍數(shù)，從而達(dá)到提高驅(qū)油效率的效果[15]。

4.2 卡氣措施

以Y3H井的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為例，描述開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型對(duì)卡氣效果的響應(yīng)。Y3H井位于大氣頂油藏油柱高度的上1/3位置，垂向上距離氣油界面10.8 m，平面上距離氣油界面200.0 m。從圖6a可以看出，該井生產(chǎn)1年左右發(fā)生氣竄，識(shí)別氣竄層位并實(shí)施卡氣作業(yè)后，該井氣油體積比顯著下降，從開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型(見圖6b)能夠判斷該井向提高采收率的方向發(fā)展。

圖6 模型對(duì)卡氣效果的響應(yīng)

4.3 井間加密

X油田S井區(qū)I油組油藏為提高井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度，提出了井間加密的綜合調(diào)整策略(圖7a)。從圖4可以看出，S井區(qū)I油組油藏在加密調(diào)整期產(chǎn)油量提高的同時(shí)氣油體積比也逐步上升，開發(fā)效果難以通過氣油體積比這一單一指標(biāo)進(jìn)行衡量、判斷。

應(yīng)用開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型(圖7b)可以看出，X油田S井區(qū)I油組油藏在綜合調(diào)整策略實(shí)施后，開發(fā)效果明顯轉(zhuǎn)好，采收率由30%線轉(zhuǎn)至35%線，這表明通過井間加密的措施改善了原有井間儲(chǔ)量動(dòng)用不充分的問題，提高了油藏采收率，開發(fā)效果向好。

圖7 模型對(duì)氣驅(qū)油藏井間加密效果的響應(yīng)

礦場(chǎng)實(shí)踐表明，開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型能夠有效評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的變化，能夠解決該類油藏在開發(fā)中后期調(diào)控方向選擇難的問題。通過該圖版的判斷，為大氣頂油藏“控、卡、提、加密”的全壽命生產(chǎn)管理策略提供了理論支持。

5 結(jié) 語

通過嚴(yán)格的滲流理論，推導(dǎo)、建立了評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的氣油體積比、采出程度和采收率之間的關(guān)系模型，揭示了穩(wěn)定滲流條件下生產(chǎn)氣油體積比與采出程度呈對(duì)數(shù)增長(zhǎng)的客觀規(guī)律，為氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)奠定了基礎(chǔ)。

充分利用氣頂能量驅(qū)油是大氣頂油藏開發(fā)的關(guān)鍵，其開發(fā)效果評(píng)價(jià)主要取決于單位采出程度下氣油體積比的上升速度。若單位采出程度下氣油體積比上升快則氣竄通道形成，開發(fā)效果變差；相反，則氣油界面驅(qū)動(dòng)相對(duì)均衡，開發(fā)效果變好，開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型是這一指標(biāo)的有效反映。

數(shù)值模擬及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例驗(yàn)證表明，開發(fā)效果評(píng)價(jià)模型能夠指導(dǎo)氣驅(qū)油藏開發(fā)效果評(píng)價(jià)，但該方法在計(jì)算過程中忽略了水體對(duì)開發(fā)的影響，對(duì)于具有一定水體能量的油藏仍有局限性，可參考使用。