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    氣驅(qū)-水驅(qū)聯(lián)合特征曲線(xiàn)在氣頂邊水油藏中的應(yīng)用

    2022-04-08 09:51:16岳寶林王雙龍祝曉林陳存良
    石油鉆探技術(shù) 2022年2期
    關(guān)鍵詞:氣驅(qū)氣油產(chǎn)油量

    岳寶林,王雙龍,祝曉林,劉 斌,陳存良

    (中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300459)

    氣頂邊水油藏是特殊類(lèi)型的油藏,其基本特征是在一個(gè)油層內(nèi)同時(shí)存在著沒(méi)有隔離的油藏和氣藏,氣藏在上,油藏在中,下部一般還有邊水或底水存在。該類(lèi)油藏中的油氣水在漫長(zhǎng)的成藏過(guò)程中,已經(jīng)形成了水動(dòng)力學(xué)平衡、熱力學(xué)平衡及多組分相態(tài)平衡的狀態(tài)[1-5]。油氣層一旦鉆開(kāi)投入開(kāi)發(fā),這種平衡狀態(tài)就被打破,油氣層內(nèi)出現(xiàn)物質(zhì)和能量的交換,如流體流動(dòng)、壓力傳遞、界面移動(dòng)和相態(tài)轉(zhuǎn)化等,給開(kāi)發(fā)生產(chǎn)帶來(lái)困難。海上油田對(duì)于該類(lèi)油藏,部署平行于油氣水界面的水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā),并取得了較好的開(kāi)發(fā)效果[6-8]。但隨著油藏進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期,不可避免會(huì)出現(xiàn)氣竄與水侵,油藏面臨著地層壓力下降快、產(chǎn)液量逐漸降低和氣驅(qū)效率低等難題[9-15]。因此,需要評(píng)價(jià)該類(lèi)油藏的開(kāi)發(fā)效果,并根據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)果挖掘油藏開(kāi)發(fā)潛力。

    目前,普遍采用童氏水驅(qū)曲線(xiàn)評(píng)價(jià)水驅(qū)油藏的開(kāi)發(fā)效果;而對(duì)于氣驅(qū)油藏,人們借鑒水驅(qū)曲線(xiàn)的思路,采用氣驅(qū)特征曲線(xiàn)評(píng)價(jià)氣驅(qū)油藏的開(kāi)發(fā)效果,形成了評(píng)價(jià)水驅(qū)油藏和氣驅(qū)油藏開(kāi)發(fā)效果的方法[16-23]。氣頂邊水油藏受氣驅(qū)與水驅(qū)的雙重影響,無(wú)法直接應(yīng)用氣驅(qū)特征曲線(xiàn)或水驅(qū)特征曲線(xiàn)評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)效果。因此,筆者基于穩(wěn)定滲流理論,推導(dǎo)了氣驅(qū)特征曲線(xiàn)關(guān)系式,并將其與水驅(qū)特征曲線(xiàn)關(guān)系式聯(lián)立,建立了計(jì)算氣驅(qū)產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量比例的方法,實(shí)現(xiàn)了氣頂邊水油藏水驅(qū)與氣驅(qū)綜合影響下開(kāi)發(fā)效果的評(píng)價(jià)、油藏潛力的量化,并以錦州X 油田3 井區(qū)為例進(jìn)行了應(yīng)用分析,提出了挖掘氣頂邊水油藏開(kāi)發(fā)潛力的措施。

    1 氣驅(qū)-水驅(qū)聯(lián)合特征曲線(xiàn)的建立

    1.1 氣驅(qū)特征曲線(xiàn)

    水驅(qū)特征曲線(xiàn)以油水相對(duì)滲透率曲線(xiàn)為基礎(chǔ)推導(dǎo)而來(lái),基本假設(shè)是,在油-水兩相穩(wěn)定滲流條件下,中含水階段Krw/Kro?Sw呈半對(duì)數(shù)直線(xiàn)關(guān)系。該思想同樣適用于氣驅(qū)油的情況,二者的區(qū)別主要是黏度比的差異。對(duì)于油-氣兩相穩(wěn)定滲流,認(rèn)為Krg/Kro?Sg也滿(mǎn)足指數(shù)函數(shù)關(guān)系:

    式中:Krg為氣相相對(duì)滲透率;Kro為油相相對(duì)滲透率;Sg為含氣飽和度;m和n為回歸系數(shù)。

    忽略毛細(xì)管力的影響,對(duì)于氣驅(qū)穩(wěn)定滲流,根據(jù)平面徑向流公式,可以得出產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量與油氣黏度、體積系數(shù)及相對(duì)滲透率的關(guān)系:

    式中:Qg為 地面條件下的產(chǎn)氣量,m3/d;Qo為地面條件下的產(chǎn)油量,m3/d;Rsi為 氣油比,m3/m3;μo為地層原油黏度,mPa·s;μg為 地層天然氣黏度,mPa·s;Bo為原油體積系數(shù),m3/m3;Bg為天然氣體積系數(shù),m3/m3。

    在氣驅(qū)油條件下,水相僅以束縛水形式存在于地層中,氣驅(qū)油藏任意時(shí)刻的含油飽和度為油藏中剩余油體積與油藏孔隙體積之比。根據(jù)物質(zhì)平衡方程,氣驅(qū)油過(guò)程中油藏的含氣飽和度為:

    式中:Np為 累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;N為地質(zhì)儲(chǔ)量,104m3;Swi為束縛水飽和度。

    油藏的累計(jì)產(chǎn)氣量可表示為:

    式中:Gp為累計(jì)產(chǎn)氣量,104m3。

    由式(1)—式(4)可得:

    由瞬時(shí)產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系可得:

    將式(6)代入式(5),進(jìn)行積分、求對(duì)數(shù),可得:

    與水驅(qū)特征曲線(xiàn)相比,累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系受溶解氣油比的影響。隨著大氣頂油藏持續(xù)開(kāi)發(fā),氣頂氣因膨脹向油區(qū)擴(kuò)張,并依靠氣體前緣的推進(jìn)而驅(qū)油,由于油氣黏度差異大,進(jìn)入油區(qū)的氣體容易在油井井底泄壓區(qū)形成“指進(jìn)”,發(fā)生氣竄,生產(chǎn)氣油比不斷增大,溶解氣油比與常數(shù)項(xiàng)的影響越來(lái)越小。生產(chǎn)氣油比與溶解氣油比的比值達(dá)到10、累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)到1 000×104m3時(shí),式(7)左側(cè)忽略溶解氣油比時(shí)的計(jì)算結(jié)果與考慮溶解氣油比時(shí)的計(jì)算結(jié)果相差很小。因此,大氣頂油藏開(kāi)發(fā)中后期,可以認(rèn)為累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)油量在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上呈直線(xiàn)關(guān)系,即:

    1.2 氣驅(qū)-水驅(qū)聯(lián)合特征曲線(xiàn)

    采用水平井開(kāi)發(fā)氣頂邊水油藏時(shí),可以認(rèn)為上部?jī)?chǔ)量氣驅(qū)動(dòng)用,下部?jī)?chǔ)量水驅(qū)動(dòng)用。氣頂邊水油藏下部水驅(qū)與甲型水驅(qū)曲線(xiàn)相符,即:

    式中:Wp為累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;Np1為水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;n1為 水相指數(shù);N1為水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,104m3。

    上部氣驅(qū)特征曲線(xiàn)的關(guān)系式為:

    式中:Np2為氣驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;n2為氣相指數(shù);N2為氣驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,104m3。

    利用式(10)和式(12),可求得各階段間水驅(qū)產(chǎn)油量與氣驅(qū)產(chǎn)油量的比:

    利用式(14),根據(jù)各階段累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)水量,可計(jì)算得到上部氣驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量與下部水驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油量的比,從而得到各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量與總產(chǎn)油量的比,以評(píng)價(jià)不同階段的開(kāi)發(fā)效果及指導(dǎo)下步開(kāi)發(fā)策略的調(diào)整。

    2 應(yīng)用分析

    以錦州X 油田3 井區(qū)為例進(jìn)行應(yīng)用分析。錦州X 油田古近系沙河街組發(fā)育了一系列受構(gòu)造控制的短軸半背斜氣頂油藏,該油田3 井區(qū)開(kāi)發(fā)的I 油組是以大氣頂、強(qiáng)邊水和窄油環(huán)為特征的砂巖油藏(見(jiàn)圖1),氣頂指數(shù)為2.03,水體倍數(shù)為50~80,油環(huán)平面寬度小于600.00 m。目前已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期,采出程度35.1%,氣油比1 832 m3/m3,含水率85.4%,出現(xiàn)了含水率和氣油比高的問(wèn)題,需要評(píng)價(jià)油藏開(kāi)發(fā)潛力,以指導(dǎo)開(kāi)發(fā)策略的調(diào)整。

    圖1 錦州X 油田3 井區(qū)I 油組油氣水界面示意Fig.1 Oil-gas-water interface of Oil Group I in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

    3 井區(qū)采用水平井開(kāi)發(fā),水平井部署于油柱高度的下1/3—1/2 處(見(jiàn)圖1),受氣、水兩相驅(qū)替,在上下部分原油不發(fā)生大幅度竄流的情況下,可以認(rèn)為水平井上部為氣驅(qū),下部為水驅(qū)。甲型、乙型、丙型和丁型等4 種水驅(qū)曲線(xiàn)含水率上升的規(guī)律不相同。將錦州X 油田水驅(qū)曲線(xiàn)含水率的上升規(guī)律與4 種水驅(qū)曲線(xiàn)含水率的上升規(guī)律進(jìn)行對(duì)比,發(fā)現(xiàn)該油田含水率的上升規(guī)律與甲型水驅(qū)曲線(xiàn)相符。

    結(jié)合地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算方法,計(jì)算出3 井區(qū)水驅(qū)和氣驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量比為0.45∶0.55。

    針對(duì)水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量與水驅(qū)特征曲線(xiàn)的關(guān)系,童憲章院士根據(jù)國(guó)內(nèi)外25 個(gè)油田的生產(chǎn)資料提出的“7.5B”公式,已經(jīng)成為水驅(qū)油田計(jì)算水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量的主要方法[19]。但由于海上油田考慮經(jīng)濟(jì)效益問(wèn)題,普遍選用少井高產(chǎn)的開(kāi)發(fā)策略,如采用陸地油田回歸參數(shù)計(jì)算海上油田的水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,計(jì)算結(jié)果較高,因此選用渤海油田典型水驅(qū)區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)式(11)進(jìn)行回歸修正,得到:

    借鑒計(jì)算海上油田水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量的思路,選用渤海油田典型氣驅(qū)區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)式(13)進(jìn)行回歸,可得:

    將式(15)和式(16)代入式(14),消去B1和B2,得到應(yīng)用動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)計(jì)算水驅(qū)產(chǎn)油量與氣驅(qū)產(chǎn)油量比的公式:

    錦州X 油田3 井區(qū)水驅(qū)和氣驅(qū)特征曲線(xiàn)如圖2所示。從圖2可以看出,隨著氣驅(qū)和水驅(qū)的進(jìn)行,累計(jì)產(chǎn)氣量、累計(jì)產(chǎn)水量與累計(jì)產(chǎn)油量在各階段均呈半對(duì)數(shù)直線(xiàn)關(guān)系?;A(chǔ)井網(wǎng)發(fā)生氣竄后,氣油比上升速度越來(lái)越快,反映到氣驅(qū)曲線(xiàn)上,斜率不斷增大;綜合調(diào)整后,氣油比上升速度有所放緩,氣驅(qū)曲線(xiàn)的斜率有所減小;伴隨著油田整體進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期,氣竄矛盾不斷激化,當(dāng)前油田氣驅(qū)曲線(xiàn)斜率也不斷增大。利用式(17),計(jì)算出各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量占比,就能評(píng)價(jià)當(dāng)前氣驅(qū)的采出程度。

    圖2 錦州X 油田3 井區(qū)氣驅(qū)特征曲線(xiàn)和水驅(qū)特征曲線(xiàn)Fig.2 Characteristic curves of gas drive and water drive in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

    3 井區(qū)投產(chǎn)初期,井距600.00 m,單井井控儲(chǔ)量66×104t,上部氣驅(qū)與下部水驅(qū)較為均衡,氣驅(qū)產(chǎn)油量占比52.6%,氣驅(qū)與水驅(qū)的產(chǎn)油量基本相同。隨著油藏進(jìn)入開(kāi)發(fā)中期,該井區(qū)地層壓力降低,一方面氣頂膨脹,油氣界面移動(dòng)速度快于油水界面,氣竄快于水竄;另一方面氣竄后氣體在近井地帶膨脹,占據(jù)流體流動(dòng)空間。當(dāng)氣油比升至706 m3/m3時(shí),氣驅(qū)產(chǎn)油量占比降至41.9%。該井區(qū)以挖潛井間剩余油為目的調(diào)整開(kāi)發(fā)方案后,井的數(shù)量增加1 倍,井距縮至300.00 m,單井井控儲(chǔ)量33×104t,氣竄有所緩解,氣驅(qū)產(chǎn)油量占比增至42.8%(見(jiàn)圖3)。

    圖3 錦州X 油田3 井區(qū)各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量占比Fig.3 Proportion of oil production by gas drive in each stage in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

    結(jié)合動(dòng)用儲(chǔ)量劈分結(jié)果和氣驅(qū)、水驅(qū)產(chǎn)油量占比,計(jì)算上部?jī)?chǔ)量當(dāng)前氣驅(qū)采出程度為24.3%,預(yù)測(cè)以天然能量開(kāi)發(fā)的采收率為25.9%;下部?jī)?chǔ)量當(dāng)前水驅(qū)采出程度為48.4%,預(yù)測(cè)采收率為51.7%。

    與水驅(qū)相比,由于氣油黏度比小,氣驅(qū)易發(fā)生氣竄,波及程度與氣驅(qū)效率都較低,造成儲(chǔ)層上部采出程度低,若以當(dāng)前的開(kāi)發(fā)方式繼續(xù)開(kāi)發(fā),上部氣驅(qū)的采收率要遠(yuǎn)低于下部水驅(qū)的采收率,因此,需改變開(kāi)發(fā)方式挖掘油藏的潛力。采用數(shù)值模擬方法,模擬不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置的開(kāi)發(fā)效果,發(fā)現(xiàn)在原始油氣界面上實(shí)施水平井平行立體注采井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)效果最好。注入水一方面起屏障功能,將大氣頂油藏分割為氣藏+小氣頂油藏2 個(gè)獨(dú)立的開(kāi)發(fā)單元;另一方面下驅(qū)油藏,水和氣混合驅(qū)替油環(huán),具有較好的驅(qū)替效果,可以提高驅(qū)油效率(見(jiàn)圖4)。

    圖4 屏障注水示意Fig.4 Barrier water injection

    氣頂邊水窄油環(huán)油藏具有特殊性,而錦州X 油田尚無(wú)該類(lèi)油藏轉(zhuǎn)屏障注水的經(jīng)驗(yàn)。因此,以水驅(qū)程度高、氣竄嚴(yán)重、縱向驅(qū)替不均衡、剩余油多和增產(chǎn)效果顯著為原則,選擇在D4H 井、D15HS 井組補(bǔ)鉆水平注水井。D4H 井、D15HS 井組控制地質(zhì)儲(chǔ)量98×104t,當(dāng)前采出程度27.6%,氣油比2570 m3/m3,含水率85%。受氣竄影響,單井平均產(chǎn)液量由初期的100 m3/d 降至當(dāng)前的20 m3/d,開(kāi)發(fā)效果較差。水平注水井開(kāi)始注水后,初期注采比為1.0,后期跟蹤油井產(chǎn)液量變化靈活調(diào)整,預(yù)測(cè)4 個(gè)月左右水障基本形成,適時(shí)對(duì)油井采取提液措施,放大生產(chǎn)壓差,在油藏中將注入水引向油井,一方面防止注入水大量進(jìn)入氣頂,造成氣頂水侵;另一方面實(shí)現(xiàn)水障驅(qū)油效果。因?yàn)? 口注水井無(wú)法實(shí)現(xiàn)油田的水障連片,對(duì)氣竄只能實(shí)現(xiàn)部分屏障,對(duì)開(kāi)發(fā)效果的改善主要以氣驅(qū)轉(zhuǎn)水驅(qū)的增油效果為主,預(yù)測(cè)實(shí)施注水后可累計(jì)增產(chǎn)油量5.4×104t,井組采收率提高5.5 百分點(diǎn)。

    3 結(jié)論

    1)基于穩(wěn)定滲流理論,推導(dǎo)了氣驅(qū)特征曲線(xiàn)關(guān)系式,即累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)系式。該關(guān)系式表明,在大氣頂油藏開(kāi)發(fā)中后期,累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)油量在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上呈直線(xiàn)關(guān)系。

    2)將水驅(qū)和氣驅(qū)特征曲線(xiàn)關(guān)系式聯(lián)立,建立了氣驅(qū)產(chǎn)油量占比的計(jì)算方法,從而實(shí)現(xiàn)氣頂邊水油藏水驅(qū)與氣驅(qū)綜合影響下開(kāi)發(fā)效果的評(píng)價(jià)。以錦州X 油田3 井區(qū)為例,分析了所建方法在氣頂邊水油藏中的應(yīng)用問(wèn)題。

    3)氣頂邊水油藏上部氣驅(qū)采出程度低,要提高采出程度,需改變開(kāi)發(fā)方式,可在油氣邊界附近實(shí)施屏障注水,一方面通過(guò)注入水分割氣頂,另一方面利用注入水驅(qū)油,實(shí)現(xiàn)水和氣混合驅(qū)替油環(huán)。

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