深海揮發(fā)性油藏注氣開發(fā)氣油比變化規(guī)律研究及應(yīng)用*

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任公司 北京 100028;2.中國海洋石油國際有限公司 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。國內(nèi)外學者以巴西深水[1]、英國北海[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]、組分梯度形成機理[4-5]及存在組分梯度油藏注采比計算[6]等，但針對揮發(fā)性油藏注氣驅(qū)氣油比變化規(guī)律的研究相對較少，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)整時機的選擇提供依據(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)開發(fā)含水上升規(guī)律的研究思想[7]，可通過對氣驅(qū)特征曲線的理論研究，分析氣油比上升規(guī)律，但目前關(guān)于氣驅(qū)特征曲線的研究較少[8-10]，且無法準確表征氣油比上升規(guī)律。

為準確表征揮發(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，建立了注氣開發(fā)油藏氣驅(qū)特征曲線，推導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、邊部采油的開發(fā)方式，頂部2口水平注氣井，底部4口水平采油井，標定采收率為75%。截止到2018年底，油藏采出程度已達70%。

1.1 構(gòu)造特征

M油藏位于西非被動大陸邊緣尼日爾三角洲盆地，受泥拱及擠壓雙重應(yīng)力機制控制，形成了現(xiàn)今的背斜構(gòu)造形態(tài)。M油藏構(gòu)造高點埋深-3 166 m，油柱高度高達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、邊部采油的開發(fā)方式提供了先天有利條件。

1.2 儲層特征

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、相互疊置，同時伴生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，井間對比關(guān)系單一；儲層平均滲透率895 mD，平均有效孔隙度21.6%，為中孔、高滲儲層；滲透率級差3.3，突進系數(shù)1.5，非均質(zhì)性較弱?？傮w來說，M油藏儲層空間展布穩(wěn)定，物性好，儲層較為均質(zhì)，具備優(yōu)越的儲層條件，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油藏開發(fā)前進行了4口井5井次的流體取樣，取樣深度在3 283～3 382 m。根據(jù)樣品組分數(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，說明該油藏流體縱向上具有明顯的組分梯度特征。同時根據(jù)樣品P-T相圖分析可知，樣品位于臨界點左側(cè)，為典型揮發(fā)性油，具有地飽壓差小、高收縮性的特點。

2 注氣開發(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。為了準確表征油藏流體的組分梯度特征，利用油藏數(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，以實際生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)及油藏數(shù)值模擬結(jié)果相互驗證，表征流體性質(zhì)對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個取樣點測試結(jié)果，對輕組分C1+N2和重組分C9～C13隨深度變化規(guī)律進行擬合。C1+N2組分摩爾分數(shù)隨深度變化對比結(jié)果如圖2所示，C9～C13組分摩爾分數(shù)隨深度變化對比結(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組分摩爾分數(shù)隨深度變化曲線Fig.2 Variation of mole fraction of C1+N2 in M reservoir fluid with depth

圖3 M油藏流體C9～C13組分摩爾分數(shù)隨深度變化曲線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)，利用油藏數(shù)值模擬PVT模型計算了油藏深度內(nèi)氣油比分布，并將模型結(jié)果與實測點進行對比，如圖4所示，其中油藏數(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。M油藏P1井注入氣突破前氣油比實際數(shù)據(jù)和數(shù)值模擬結(jié)果對比表明(圖6)，該油藏實際生產(chǎn)動態(tài)與數(shù)值模擬結(jié)果一致，P1井氣油比呈逐漸上升趨勢。

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

圖5 油藏數(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，首先建立了注氣開發(fā)油藏氣驅(qū)特征曲線，然后通過理論推導，建立了氣油比上升規(guī)律圖版。

2.2.1氣驅(qū)特征曲線

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

(1)

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

在僅考慮油氣兩相流動時，油氣兩相的相對滲透率比值關(guān)系與地層條件下的油氣兩相流量可以用達西定律來確定[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)，同時可得平均含氣飽和度的表達式，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發(fā)油藏穩(wěn)定滲流條件下的氣驅(qū)特征曲線為

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

(9)

2.2.2氣油比上升規(guī)律圖版

對式(9)進行求導并移項，可得注氣開發(fā)油藏氣油比與采出程度關(guān)系表達式為

GOR=BeA+BNRRf+D

(10)

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

根據(jù)實際油藏生產(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用儲量采出程度關(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與圖版對應(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，且實際氣油比上升呈加快趨勢。因此，注入氣一旦突破，急需開展注氣優(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井氣油比和可動油儲量采出程度關(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%動用地質(zhì)儲量氣油比的上升值。對式(10)求導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用儲量采出程度關(guān)系制作成圖版。P1井注氣突破后氣油比上升率與可動用儲量采出程度曲線與理論圖版對應(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。

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油儲量采出程度關(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)注氣開發(fā)油藏氣油比變化規(guī)律研究認識可知，注入氣突破后氣油比呈快速上升趨勢,因此，注入氣一旦突破，需盡快開展工作制度優(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：對于一注一采井組，采用減注減產(chǎn)策略，同時結(jié)合生產(chǎn)狀況實時調(diào)整，控制注氣突破優(yōu)勢通道的氣竄速度；對于一注多采井組，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)域動用程度，擴大波及范圍，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、產(chǎn)量快速遞減，2014年12月到2015年1月，月平均遞減率達到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油藏注氣開發(fā)時，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；注入氣突破后，油藏內(nèi)部為油氣兩相滲流，大量注入氣無效循環(huán)，生產(chǎn)井氣油比呈指數(shù)式上升,因此需盡快開展工作制度優(yōu)化調(diào)整。

2)提出了以“擴大注氣波及”為核心的注氣突破后優(yōu)化調(diào)整方法，對于一注一采井組，采用減注減產(chǎn)策略，同時結(jié)合生產(chǎn)狀況實時調(diào)整；對于一注多采井組，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，擴大波及范圍。M油藏實際應(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。