喬石石 耿文爽 張雪娜 譚 靜

（1.中國(guó)石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院；2.中海油田服務(wù)股份有限公司）

冀東油田南堡凹陷柳贊北區(qū)（簡(jiǎn)稱柳北）古近系沙三2+3亞段油藏（Es32+3）埋深達(dá) 2300～3300m，為中孔中滲透儲(chǔ)層（孔隙度平均為19.1%，滲透率平均為232mD），儲(chǔ)層以正韻律和復(fù)合韻律為主，非均質(zhì)性強(qiáng)；平均油層厚31m，為常規(guī)輕質(zhì)原油，正常溫壓系統(tǒng)（原始平均地層壓力為30MPa，地層溫度為102℃），為層狀斷塊巖性—構(gòu)造油藏[1-3]。構(gòu)造主體井網(wǎng)完善，油藏壓力保持水平較高，注水見效比例高，受長(zhǎng)期注水沖刷影響，優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育，目前水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低（49.4%），采出程度低（23.73%），綜合含水率達(dá)90%，水驅(qū)效果逐年變差。水驅(qū)介質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)闅怛?qū)介質(zhì)，對(duì)注水開發(fā)油藏有許多不確定性[4-10]，需要立足油藏地質(zhì)條件[11-12]及天然氣重力驅(qū)提高采收率機(jī)理[13-17]等進(jìn)行研究分析，開展天然氣重力驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)政策研究[18-22]，保障技術(shù)政策的合理性。

1 天然氣重力驅(qū)可行性

1.1 油藏地質(zhì)條件

柳北Es32+3油藏位于渤海灣盆地南堡凹陷沿柏各莊斷層下降盤分布的裙邊斷鼻構(gòu)造帶的一部分，斷鼻繼承性較好，地層傾角達(dá)到30°～50°，圈閉高點(diǎn)位于斷層根部，為典型的構(gòu)造圈閉，儲(chǔ)層主要為碎屑巖，四周封閉條件良好。縱向上，上覆地層Es320油組泥巖穩(wěn)定發(fā)育，是良好的區(qū)域蓋層，厚度為54～266m，平均厚度約為136m；累計(jì)泥巖厚度為52～232m，平均厚102m；泥地比為0.70～0.88，平均泥地比為0.75，區(qū)域蓋層封閉性強(qiáng)。側(cè)向邊界為柏各莊斷層，上升盤為基底花崗巖，柳北Es32+3已形成油藏，證實(shí)柏各莊斷層對(duì)原油具有良好的封閉性。Es32+3油藏頂部發(fā)育巨厚泥巖蓋層，且斷層垂向滑距大，易形成泥巖涂抹封閉；地應(yīng)力方向?yàn)?03°，與柏各莊斷層成47°夾角，地應(yīng)力對(duì)斷層形成擠壓作用，進(jìn)一步保證了斷層的封閉性。綜上，地質(zhì)條件有利于形成重力驅(qū)開發(fā)。

重力數(shù)是判別氣驅(qū)開發(fā)相態(tài)界面穩(wěn)定性的關(guān)鍵參數(shù)，可以衡量驅(qū)替時(shí)重力與黏滯力的相對(duì)作用[23]，計(jì)算公式為：

式中NG——重力數(shù)；

K——滲透率，mD；

v——重力穩(wěn)定注氣通量，m/d；

Δρo，g——油氣密度差，g/cm3；

g——重力加速度，取值9.8m/s2；

α——地層傾角，°；

μo——原油黏度，mPa·s；

μg——?dú)怏w黏度，mPa·s；

C——單位換算常數(shù)，取值8.64×10-5。

地層傾角一定時(shí)，重力數(shù)越大，垂向流越有利，無量綱傾角（油氣界面傾角β、地層傾角α）越小，油氣界面推進(jìn)越均勻（圖1）。

圖1 相態(tài)界面推進(jìn)示意圖

柳北區(qū)平均地層傾角為40°，平均滲透率為232mD，地下原油密度為0.776g/cm3，天然氣密度為0.15g/cm3，平均單井地下注入速度為265m3/d，注氣通量為0.08m/d，計(jì)算重力數(shù)為0.77，可形成較為穩(wěn)定的相態(tài)界面。

通過油藏工程分析、鉆井取心、更新井、挖潛措施、數(shù)值模擬等多方法精細(xì)刻畫剩余油分布，構(gòu)造高部位、油層頂部、井間滯留的剩余油占比分別為25.8%、18.1%、19.3%，剩余油分布形態(tài)及位置對(duì)水驅(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)闅忭斨亓︱?qū)開發(fā)極為有利。

1.2 氣驅(qū)提高采收率機(jī)理

注氣膨脹實(shí)驗(yàn)可反映注入天然氣后地下原油性質(zhì)的改變狀況，從表1可以看出，注天然氣具有較好的增溶膨脹能力，可有效降低原油黏度，增大原油流動(dòng)性。

表1 地層溫度下注天然氣膨脹數(shù)據(jù)

長(zhǎng)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可反映水驅(qū)后氣驅(qū)提高采收率狀況。選取0.9m長(zhǎng)的天然巖心，巖心外徑為25mm，實(shí)驗(yàn)溫度為104℃，地面原油密度為0.83g/cm3，地下原油黏度為1.2mPa·s。巖心水平放置，完全水驅(qū)后實(shí)施氣驅(qū)。在30MPa條件下，恒壓向巖心內(nèi)注入地層水，含水率達(dá)到90%以上時(shí)停止驅(qū)替；30MPa條件下，恒壓向巖心內(nèi)注入天然氣，不再產(chǎn)油時(shí)停止驅(qū)替。該實(shí)驗(yàn)條件下，水驅(qū)采收率為59.55%，水驅(qū)后注天然氣采收率為72.23%，提高采收率12.68個(gè)百分點(diǎn)。

實(shí)驗(yàn)反映不同壓力下天然氣與原油的混相狀況。本次共設(shè)置了5組實(shí)驗(yàn)壓力：24MPa、27MPa、30MPa、33MPa、36MPa下 的 驅(qū) 油 效 率 分 別 為78.96%、84.53%、88.95%、92.47%、93.12%。 油 藏溫度下注天然氣最小混相壓力約為31.98MPa，表明在保持原始地層壓力條件下可實(shí)現(xiàn)近混相驅(qū)，驅(qū)油效率達(dá)到90.0%左右。

2 關(guān)鍵技術(shù)政策

堅(jiān)持技術(shù)與經(jīng)濟(jì)相結(jié)合，構(gòu)建天然氣重力驅(qū)開發(fā)有效模式。通過重構(gòu)高注低采驅(qū)替井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)對(duì)剩余油富集區(qū)的最大控制，利用氣體重力分異作用動(dòng)用油層頂部、構(gòu)造高部位剩余油，圍繞提高波及體積及驅(qū)油效率優(yōu)化關(guān)鍵注采參數(shù)。

2.1 開發(fā)模式設(shè)計(jì)

根據(jù)油藏地質(zhì)及開發(fā)狀況，采用天然氣重力驅(qū)提高采收率與資源回收開發(fā)模式，劃分為3個(gè)階段：（1）溫和注氣采油階段，形成次生氣頂，油氣界面平穩(wěn)運(yùn)移，有效提高采收率；（2）強(qiáng)化注氣采油階段，擴(kuò)大波及體積與提高驅(qū)油效率兼顧，大幅提高采收率；（3）注水采氣增效階段，天然氣資源回收利用，提質(zhì)增效。

2.2 驅(qū)替系統(tǒng)設(shè)計(jì)

2.2.1 井網(wǎng)設(shè)計(jì)

選取典型井組，利用數(shù)值模擬對(duì)比相同注采高差下交錯(cuò)注采井網(wǎng)與正對(duì)注采井網(wǎng)的氣驅(qū)效果。據(jù)氣驅(qū)5年后剩余油分布可以看出，交錯(cuò)注采井網(wǎng)相比正對(duì)注采井網(wǎng)波及范圍更大，剩余油量更少。分析認(rèn)為交錯(cuò)注采井網(wǎng)注采井距大，有利于延緩氣竄，擴(kuò)大氣體波及范圍，形成的相態(tài)界面更穩(wěn)定。模擬結(jié)果顯示，氣驅(qū)5年后交錯(cuò)注采井網(wǎng)氣體波及系數(shù)為0.58，而正對(duì)注采井網(wǎng)氣體波及系數(shù)僅為0.36。

2.2.2 井型設(shè)計(jì)

根據(jù)油層發(fā)育狀況，研究了水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采4種井型開發(fā)模式。在相同注采高差及注采速度下，4種井型累計(jì)產(chǎn)油量從高到低依次為水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采，生產(chǎn)氣油比從低到高依次為水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采。

參考二氧化碳驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)際，對(duì)比高注低采井中水平井（LB-P3井）與定向井（LB1-27井）開發(fā)效果。水平井穩(wěn)產(chǎn)期日產(chǎn)氣量小于200m3，見氣濃度小于40%，定向井日產(chǎn)氣量大于500m3，見氣濃度80%；水平井注氣推進(jìn)速度為定向井的0.5倍，見效周期長(zhǎng)，凈增油為定向井的2倍以上（表2）。在注采高差與井距基本一致的情況下，水平井見效增油幅度明顯優(yōu)于定向井，見效后日產(chǎn)氣量、氣油比等指標(biāo)均小于定向井。相比定向井，水平井?dāng)U大了泄油面積，特別是在油層頂部吸氣，更能充分利用油氣本身的重力分異作用，LB-P3井、LB1-27井重力數(shù)分別為0.57、0.23，水平井重力驅(qū)作用更加明顯，水平井注采模式更優(yōu)。考慮老井（定向井）利用，采用定向井、水平井結(jié)合，構(gòu)建驅(qū)替井網(wǎng)。

表2 不同井型氣驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比表

2.2.3 注采高差及井距設(shè)計(jì)

建立地層傾角40°概念模型（注氣井2口、采油井3口，交錯(cuò)排列），數(shù)值模擬計(jì)算注采高差10～100m的驅(qū)油效果。設(shè)置水驅(qū)后氣驅(qū)速度0.1HCPV/a、注采比1∶1的模擬條件。模擬結(jié)果顯示，注采高差越大，增油量越大，換油率越高，驅(qū)油效果越好，當(dāng)注采高差大于90m后無增油量。為保證氣驅(qū)效果最優(yōu)，確定注采高差不小于90m。根據(jù)油藏實(shí)際井網(wǎng)分布，確定注采高差為100～120m。

油藏地層傾角為30°～50°，地層傾角為50°條件下對(duì)應(yīng)最小井距，根據(jù)三角函數(shù)關(guān)系，建立研究區(qū)不同地層傾角條件下注采高差與井距的關(guān)系，按照合理注采高差不小于100m考慮，對(duì)應(yīng)注采井距為100～200m。設(shè)計(jì)相同注采高差，注采井距分別為70m、100m、150m、200m和250m，論證注采井距對(duì)氣驅(qū)效果的影響。模擬結(jié)果表明，隨著注采井距的增加，提高采收率的幅度先增大后減小，最優(yōu)注采井距為100～150m（表3）。綜合考慮井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度、注采見效時(shí)間、老井利用等因素，注采井距控制為 100～150m。

表3 不同井距氣驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比表

2.3 注采參數(shù)設(shè)計(jì)

在構(gòu)建最優(yōu)驅(qū)替系統(tǒng)條件下，以開發(fā)模式為指導(dǎo)，利用數(shù)值模擬技術(shù)，分階段開展天然氣重力驅(qū)提高采收率方案中開發(fā)方式、注采方式、注氣速度、采液速度、壓力保持水平、關(guān)井時(shí)機(jī)、轉(zhuǎn)第二階段時(shí)機(jī)7項(xiàng)注采參數(shù)論證，研究相關(guān)參數(shù)對(duì)氣驅(qū)效果的影響。

2.3.1 第一階段注采參數(shù)設(shè)計(jì)

（1）開發(fā)方式。設(shè)計(jì)高部注氣+中部采油+低部位注水、高部注氣+中部采油和高部注氣+中部采油+低部排液3套方案，利用數(shù)值模擬方法確定第一階段最優(yōu)開發(fā)方式。結(jié)果表明，高部注氣+中部采油+低部注水開發(fā)方式驅(qū)油效果最佳，既能維持地層壓力，又可增加累計(jì)產(chǎn)油量。

（2）注采方式。設(shè)計(jì)連續(xù)注采、注氣井連續(xù)注氣+一線油井間歇采油、注氣井連續(xù)注氣+生產(chǎn)井間歇采油3種方式，論證結(jié)果表明，連續(xù)注采增油量高于其他兩種注采方式，且氣油比不高于800，因此推薦注采方式為連續(xù)注采。

（3）注氣速度。注氣速度分別設(shè)計(jì)為0.02HCPV/a、0.04HCPV/a、0.06HCPV/a、0.08HCPV/a 和 0.10HCPV/a，論證結(jié)果表明，累計(jì)產(chǎn)油量隨著注氣速度的增加先增大后減小，最優(yōu)注氣速度為0.06HCPV/a（圖2）。

圖2 不同注氣速度氣驅(qū)效果對(duì)比

（4）采液速度。采液速度分別設(shè)計(jì)為4%、5%、6%和7%，論證結(jié)果表明，累計(jì)產(chǎn)油量隨著采液速度增加先增大后減小，最優(yōu)采液速度為6%（圖3）。分析認(rèn)為，采液速度過小會(huì)影響采油速度，采液速度過快則會(huì)因氣竄關(guān)井影響產(chǎn)量，推薦最優(yōu)采液速度為6%。

圖3 不同采液速度提高采出程度曲線

（5）壓力保持水平。壓力保持水平設(shè)計(jì)時(shí)需考慮3個(gè)因素：一是油藏原有密封性未遭到破壞，油藏平均地層壓力不超過原始地層壓力；二是蓋層的側(cè)向壓力及注氣安全系數(shù)；三是增油效果。數(shù)值模擬結(jié)果顯示，增油量隨著壓力上限的提升而增大，但增幅較緩。綜合考慮油藏密封性和增油效果，確定油藏壓力保持水平為1.0，即原始地層壓力為30MPa。

（6）關(guān)井時(shí)機(jī)。隨著注氣量增加，受油藏非均質(zhì)性影響，相同注采高差條件下生產(chǎn)井見氣時(shí)間有早有晚，見氣量有大有小。數(shù)值模擬論證結(jié)果顯示，在合適的時(shí)機(jī)實(shí)施氣竄關(guān)井，可大幅提高氣體利用率與增油效果。關(guān)井時(shí)機(jī)以氣油比為判斷參數(shù)，氣油比分別設(shè)計(jì)為1500、2000、2500和3000，論證關(guān)井時(shí)機(jī)對(duì)氣驅(qū)效果的影響。結(jié)果表明，累計(jì)產(chǎn)油量隨關(guān)井時(shí)機(jī)的延遲先增大后減小，最優(yōu)關(guān)井時(shí)機(jī)在氣油比為2500時(shí)。目前剩余油在一線油井附近富集，一線油井在大量產(chǎn)氣的同時(shí)可產(chǎn)出相對(duì)較多的油量，過早關(guān)井會(huì)使剩余油滯留在地下無法采出；而關(guān)井時(shí)機(jī)過晚會(huì)降低氣體利用率，無法最大限度擴(kuò)大氣體波及范圍，最終影響氣驅(qū)效果。

（7）轉(zhuǎn)第二階段時(shí)機(jī)。隨著注氣量增加，油氣界面逐步下移至一線油井附近時(shí)，對(duì)應(yīng)的油藏深度為2880m，一線油井逐步達(dá)到關(guān)井條件，此時(shí)氣頂指數(shù)為0.27。延續(xù)0.06HCPV/a注氣速度開發(fā)至2035年末，氣頂指數(shù)為0.41，提升注氣速度至0.08HCPV/a開發(fā)，預(yù)計(jì)2035年末氣頂指數(shù)為0.61，有利于形成氣頂。因此當(dāng)油氣界面推進(jìn)至2880m，提高注氣速度轉(zhuǎn)入第二階段（強(qiáng)化注氣采油階段）,有利于擴(kuò)大氣體波及范圍，提高產(chǎn)油量，效果最優(yōu)。

2.3.2 第二階段注采參數(shù)設(shè)計(jì)

（1）開發(fā)方式。第二階段井網(wǎng)部署與第一階段相同，設(shè)計(jì)3套方案論證最優(yōu)開發(fā)方式。結(jié)果表明，第二階段低部位繼續(xù)注水，含水率上升，導(dǎo)致累計(jì)產(chǎn)油量下降；注水井停注，增加低部位排液井，油藏壓力下降快，影響氣驅(qū)效果；高部注氣+中部采油方案在保持較高的壓力水平下，累計(jì)產(chǎn)油量最大，因此推薦采用此開發(fā)方式。

（2）注氣速度。設(shè)計(jì)注氣速度為0.06HCPV/a、0.08HCPV/a、0.10HCPV/a、0.12HCPV/a，模擬結(jié)果表明，累計(jì)產(chǎn)油量隨著注氣速度的增加先增大后減小，最優(yōu)注氣速度為0.08HCPV/a。

（3）采液速度。采液速度優(yōu)化結(jié)果與第一階段一致，推薦最優(yōu)采液速度為6%。

（4）轉(zhuǎn)第三階段時(shí)機(jī)。隨著注氣量增加，油氣界面逐步下移，當(dāng)油氣界面達(dá)到二線油井附近時(shí)，對(duì)應(yīng)油藏深度為3040m，此時(shí)氣頂已經(jīng)形成，氣頂指數(shù)達(dá)0.61，累計(jì)注氣量為1.0HCPV。繼續(xù)實(shí)施氣驅(qū)采油時(shí)，增油量、氣頂指數(shù)明顯減緩，無經(jīng)濟(jì)效益。此時(shí)可轉(zhuǎn)下一階段采氣，提高經(jīng)濟(jì)效益。

2.3.3 第三階段注采參數(shù)設(shè)計(jì)

（1）開發(fā)方式。設(shè)計(jì)高部采氣+中部采油+低部注水、高部采氣+中部采油2套方案，論證最優(yōu)開發(fā)方式。結(jié)果表明，高部采氣+中部采油+低部注水的開發(fā)方式能夠較好地維持地層壓力，油氣產(chǎn)量最大且經(jīng)濟(jì)效益最好。

（2）采氣方式。根據(jù)井網(wǎng)設(shè)置，設(shè)計(jì)3種采氣方式進(jìn)行對(duì)比（表4）。方案一為采氣井冬季采氣+采油井四季采氣，方案二為整體冬季采氣，方案三為整體四季采氣。模擬結(jié)果顯示，方案三油氣產(chǎn)量最大且經(jīng)濟(jì)效益最好，因此推薦整體四季采氣的開發(fā)方式。

表4 第三階段注采參數(shù)設(shè)計(jì)方案及效果對(duì)比表

2.4 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

各階段注采參數(shù)優(yōu)化結(jié)果見表5。通過最優(yōu)技術(shù)政策組合，采用數(shù)值模擬技術(shù)預(yù)測(cè)各階段開發(fā)指標(biāo)，評(píng)價(jià)期20年，累計(jì)產(chǎn)油量為68.85×104t，其中第一階段、第二階段、第三階段分別產(chǎn)油23.3×104t、36.1×104t、9.5×104t，預(yù)計(jì)可提高采收率20個(gè)百分點(diǎn)。

表5 不同開發(fā)階段注采參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）柳北Es32+3油藏具有地層傾角大、圈閉封閉性好、儲(chǔ)層物性好、連通率高等優(yōu)勢(shì)，油藏地質(zhì)條件滿足氣驅(qū)開發(fā)建設(shè)要求，重力數(shù)為0.77，有利于實(shí)現(xiàn)氣頂重力驅(qū)，擴(kuò)大波及體積。

（2）柳北Es32+3油藏埋藏深、流體性質(zhì)好、地層壓力保持水平高，天然氣驅(qū)開發(fā)可達(dá)到近混相驅(qū)替，提高原油流動(dòng)性，大幅提高驅(qū)油效率。

（3）柳北Es32+3油藏天然氣重力驅(qū)井網(wǎng)最優(yōu)注采高差為100～120m，注采井距為100～150m，新鉆水平井與定向井結(jié)合，構(gòu)建高注低采交錯(cuò)驅(qū)替井網(wǎng)。

（4）柳北Es32+3油藏采用天然氣重力驅(qū)與資源回收開發(fā)模式，由溫和注氣逐步過渡到強(qiáng)化注氣，擴(kuò)大波及體積與提高驅(qū)油效率兼顧，大幅提升采收率，末期注水采氣可實(shí)現(xiàn)天然氣資源回收利用，提質(zhì)增效，對(duì)渤海灣地區(qū)同類型油藏開發(fā)具有較好的借鑒意義。