帶氣頂油藏油氣同采條件下流體界面移動規(guī)律

范子菲，程林松，宋珩，吳學(xué)林，張安剛

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油大學(xué)（北京））

帶氣頂油藏油氣同采條件下流體界面移動規(guī)律

范子菲1，程林松2，宋珩1，吳學(xué)林1，張安剛1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油大學(xué)（北京））

帶氣頂油藏氣頂、油環(huán)同采過程中氣頂與油環(huán)間的壓力容易失衡，為實現(xiàn)氣頂與油環(huán)的協(xié)同高效開采，以哈薩克斯坦讓納若爾氣頂油藏為例，基于油氣水三相相似準則建立了三維可視化物理模型，并結(jié)合物質(zhì)平衡原理建立了帶氣頂油藏流體界面移動速度評價模型。計算結(jié)果表明，油藏工程評價模型得到的流體界面移動速度與物理模擬實驗和油田動態(tài)測試結(jié)果均吻合較好。同時，依據(jù)該油藏工程評價模型分別建立了衰竭、屏障注水以及屏障+面積注水等不同開發(fā)方式下帶氣頂油藏流體界面移動速度變化規(guī)律圖版，確定了帶氣頂油藏油氣同采時影響流體界面穩(wěn)定的主控因素：衰竭開發(fā)方式下的主控因素為采油、采氣速度；屏障注水開發(fā)方式下的主控因素為采油、采氣速度及注采比；屏障注水+面積注水開發(fā)方式下的主控因素為采油、采氣速度、注采比及屏障注水與面積注水比例。圖12參16

讓納若爾油氣田；帶氣頂油藏；氣頂、油環(huán)協(xié)同開發(fā)；流體界面；移動規(guī)律

0 引言

隨著油氣田開發(fā)的不斷深入和世界經(jīng)濟對天然氣需求量的日益增長，帶氣頂油藏的開發(fā)愈來愈受到重視[1-2]。國內(nèi)外在帶氣頂油藏開發(fā)方面，采用氣頂油環(huán)同采的開發(fā)實例較少，主要原因在于帶氣頂油藏氣頂和油環(huán)處于同一壓力系統(tǒng)下，氣頂油環(huán)同采易造成氣頂與油環(huán)之間的壓力失衡，影響油氣藏的整體開發(fā)效果。目前帶氣頂油藏實施氣頂油環(huán)同采的開發(fā)方式主要有2種：一是衰竭式開采；二是保持壓力開采（注水、注氣開發(fā)等）[3-7]，具體采用何種開發(fā)方式主要通過數(shù)值模擬手段對不同開發(fā)方式進行效果評價來完成[8-13]，而有關(guān)氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)機理的認識仍比較匱乏。哈薩克斯坦讓納若爾油氣田為帶氣頂和邊水的層狀碳酸

鹽巖弱揮發(fā)性油藏[3,14]，1983年以來只開發(fā)了油環(huán)，2014年9月A南氣頂氣投入開發(fā)。為實現(xiàn)讓納若爾油氣田氣頂與油環(huán)的協(xié)同高效開采，本文結(jié)合物理模擬實驗和油藏工程方法，分別開展衰竭、屏障注水以及屏障+面積注水等氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)方式下的流體界面移動規(guī)律研究，建立相應(yīng)的流體界面移動規(guī)律圖版，揭示不同開發(fā)方式下流體界面移動規(guī)律及其主控因素，有助于保持氣頂油環(huán)同采時流體界面的相對穩(wěn)定以及氣頂油環(huán)間的壓力平衡，提高油氣藏的整體開發(fā)效果。

1 三維可視化物理模擬實驗

以讓納若爾油氣田的A南氣頂油藏為研究對象，基于三維三相滲流數(shù)學(xué)模型，推導(dǎo)油、氣、水三相相似準則，建立符合幾何相似、壓力相似、物性相似、生產(chǎn)動態(tài)相似的三維可視化物理模擬模型。該實驗裝置具有5種功能：①可視化，能實時動態(tài)監(jiān)測實驗過程中油、氣、水運動規(guī)律；②傾角可變性，用于模擬不同地層傾角的氣頂油藏；③可外接氣源，用于模擬不同氣頂指數(shù)的氣頂油藏；④可實時監(jiān)測地層壓力變化；⑤可模擬衰竭、屏障、屏障+面積注水等開發(fā)方式。實驗?zāi)Ｐ椭饕赡Ｐ椭黧w、壓力測量系統(tǒng)、分離和計量系統(tǒng)等部分組成（見圖1），其中模型主體設(shè)計幾何尺寸為1.0 m×0.3 m×0.3 m。

圖1 氣頂油環(huán)同采物理模擬裝置示意圖

實驗用80目（0.15 mm）的玻璃珠充填三維模型來模擬實際地層，孔隙度約為30%，滲透率約2 000× 10?3μm2。將模型傾斜9°，以模擬A南氣頂油藏實際地層傾角。計算一定氣頂指數(shù)下的油環(huán)孔隙體積，并用煤油作為模擬油將物理模型飽和原油，為便于觀察油氣界面的移動狀況，用蘇丹紅對煤油進行染色處理。最后利用氣體流量計控制注入氣量，以模擬不同氣頂指數(shù)的氣頂油藏。以一定的采油、采氣速度對氣頂油藏進行開采試驗，模擬不同開發(fā)方式下氣頂油藏的生產(chǎn)歷史和流體界面移動規(guī)律。

2 油藏工程評價模型

根據(jù)物質(zhì)平衡原理[15-16]，地面累計產(chǎn)量轉(zhuǎn)換到地層條件下，應(yīng)等于油藏中因地層壓力下降所引起流體膨脹量和注入流體量之和。當帶氣頂油藏地層壓力下降Δp時，油藏流體膨脹體積與侵入流體體積為A+B+C+D，其中A為原油和析出溶解氣的膨脹量，B為氣頂氣的膨脹量，C為束縛水膨脹及地層孔隙體積減少造成的含烴孔隙體積減少量（包括氣頂與油環(huán)兩部分），D為屏障注入水與面積注入水導(dǎo)致的地層含烴孔隙體積減少量。而地面采出流體折算到地層條件下的累計產(chǎn)量為E+F（E為地層條件下油環(huán)流體的累計產(chǎn)量，F(xiàn)為地層條件下氣頂?shù)睦塾嫯a(chǎn)量）。因此，在目前地層壓力下，則有E+F=A+B+C+D。

（1）式左邊為油氣藏地面累計產(chǎn)量在目前地層壓力下的地下體積，右邊為地層流體膨脹體積與注入流體體積。

為計算油環(huán)和氣頂?shù)奶澘阵w積以及流體界面移動速度，首先要確定地層壓力。已知氣頂油藏的原始地層壓力及某一時刻油環(huán)與氣頂?shù)牡孛胬塾嫯a(chǎn)量，根據(jù)（1）式，通過迭代法便可得到當前時刻下的地層壓力。具體的過程為，假設(shè)一個壓力降Δp，則目前地層壓力p=pi?Δp，計算此時的油藏流體膨脹體積與侵入流體體積；然后代入（1）式，對比（1）式兩端是否相等；如果等式成立，則當前時刻的地層壓力即為p=pi?Δp，如果等式不成立，則需要重新假設(shè)一個地層壓力的變化量Δp′，并重復(fù)上述計算過程直到滿足計算精度要求為止。

2.1 衰竭開采方式下油氣界面移動速度

當采用衰竭方式開采氣頂油環(huán)時，WA=WB=0，假設(shè)油氣界面向油環(huán)方向移動，可以得到氣頂侵入體積：

根據(jù)氣頂侵入量，利用容積法可以計算出油氣界面的移動速度。假設(shè)內(nèi)、外油氣界面移動速度相等，即油氣界面平行下移（見圖2）。

圖2 帶氣頂油藏油氣界面移動示意圖

氣頂侵入量又可以表示為：

故油氣界面移動距離為：

油氣界面移動速度為：

當油氣界面向氣頂移動時（即發(fā)生油侵），油氣界面的移動速度與上述計算方法類似。

2.2 屏障注水及屏障+面積注水開發(fā)方式下流體界面移動速度

在實施屏障注水開發(fā)時，當屏障形成后，注入水分別向油環(huán)和氣頂流動，并將帶氣頂油藏的氣頂和油環(huán)分隔開來，屏障注入水則作為能量供給源，分別向氣頂和油環(huán)補充虧空體積。屏障+面積注水開發(fā)相對屏障注水增加了面積注水井，而面積注水僅為油環(huán)補充能量。與屏障注水開發(fā)相同之處是，二者均存在氣水和油水兩個界面的移動問題。

結(jié)合物質(zhì)平衡原理可知，油環(huán)的虧空體積由屏障注水和面積注水共同補充，而氣頂?shù)奶澘阵w積則只由屏障注水補充。因此，根據(jù)（1）式，屏障注入水侵入油環(huán)的體積可以表示為：

而屏障注入水侵入氣頂?shù)捏w積可以表示為：

同樣根據(jù)容積法可以得到屏障注水處油水界面以及氣水界面的移動速度：

根據(jù)上述計算過程編寫相應(yīng)的計算程序，實現(xiàn)對不同氣頂指數(shù)、不同地層傾角帶氣頂油藏的模擬，計算出帶氣頂油藏在衰竭、屏障注水以及屏障+面積注水開發(fā)方式下的油氣、油水和氣水界面移動規(guī)律。

圖3 衰竭式、屏障+面積注水開發(fā)方式下物理模擬結(jié)果與油藏工程方法結(jié)果對比

2.3 評價模型有效性驗證

2.3.1 物理模擬實驗與油藏工程評價模型對比驗證

為驗證理論推導(dǎo)評價模型的準確性，將物理模擬結(jié)果與油藏工程評價模型結(jié)果進行對比。圖3為衰竭式以及屏障+面積注水開發(fā)方式下氣頂油環(huán)同采時的

流體界面移動速度計算結(jié)果。衰竭式開發(fā)采油速度為A南氣頂油藏目前采油速度（0.7%）；屏障+面積注水開發(fā)方式采油速度為0.7%，注采比為0.5，屏障與面積注水分配比例為9∶1。由圖3可見，兩種開發(fā)方式下油藏工程評價模型的計算結(jié)果與物理模擬結(jié)果吻合較好，說明上述油藏工程評價模型具有較強的適用性和有效性。

2.3.2 油田動態(tài)測試結(jié)果與油藏工程評價模型對比驗證

讓納若爾油氣田A南油氣藏自投產(chǎn)以來僅開發(fā)了油環(huán)，由于早期注水不足，油環(huán)壓力保持水平僅為55%，導(dǎo)致氣頂外擴，油氣界面逐漸下移。應(yīng)用長期停產(chǎn)井壓力梯度測試資料可確定油氣界面移動速度：地層流體密度變化導(dǎo)致壓力梯度發(fā)生拐點變化，拐點位置即為當時油氣界面位置，利用根據(jù)不同時間點的壓力梯度測試得到的拐點位置便可確定油氣界面在該期間內(nèi)的移動距離，計算可得油氣界面移動速度。A南油氣藏2007年6月至2011年8月期間平均采油速度為0.72%，根據(jù)兩次壓力梯度測試結(jié)果（見圖4），A南油氣藏在2007年6月的油氣界面深度為2 582.1 m，2011年8月的油氣界面深度為2 601.5 m，其間油氣界面下移了19.4 m，油氣界面向油環(huán)的移動速度為4.48 m/a。然后，通過油藏工程評價模型計算得到，A南油氣藏在采氣速度為0和采油速度為0.72%條件下的油氣界面移動速度為4.20 m/a，與壓力梯度測試結(jié)果接近，由此驗證了油藏工程評價模型能較準確地預(yù)測帶氣頂油藏的油氣界面移動速度。

圖4 A南油氣藏壓力梯度曲線圖

3 流體界面移動規(guī)律

3.1 衰竭開采方式下油氣界面移動規(guī)律

建立衰竭開發(fā)方式下氣頂、油環(huán)同采的三維物理模擬模型（見圖5a），觀察該開發(fā)方式下的流體界面移動規(guī)律。同時，利用油藏工程評價模型分別建立采油速度、采氣速度、氣頂指數(shù)與油氣界面移動速度的關(guān)系圖版，分析衰竭開發(fā)方式下影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

圖5 衰竭式開發(fā)方式下不同采氣、采油速度時油氣界面移動速度（油氣界面移動速度正值表示界面向油區(qū)移動，負值表示界面向氣區(qū)移動）

3.1.1 采油、采氣速度對油氣界面移動速度的影響

圖5b為衰竭開采方式下采油、采氣速度與油氣界面移動速度關(guān)系圖版。當氣頂虧空大于油環(huán)虧空，油氣界面向氣區(qū)移動，相同采氣速度下，采油速度越大，氣頂、油環(huán)間的壓力差越小，油氣界面移動速度越??；相同采油速度下，采氣速度越大，氣頂壓力下降越快，油氣界面移動速度越大。當氣頂虧空小于油環(huán)虧空，油氣界面向油區(qū)移動時，相同采氣速度下，采油速度

越大，油環(huán)壓力下降越快，油氣界面向油區(qū)移動速度越大；相同采油速度下，采氣速度越大，氣頂、油環(huán)間的壓力差降低，油氣界面向油區(qū)的移動速度越小。對于某一采油速度，均存在一個對應(yīng)的合理采氣速度，實現(xiàn)油氣界面相對穩(wěn)定和移動速度為0，可有效防止油侵或氣侵現(xiàn)象的發(fā)生。

3.1.2 氣頂指數(shù)對油氣界面移動速度的影響

在衰竭式油氣同采條件下，利用油藏工程評價模型對不同氣頂指數(shù)油氣藏開展油氣界面移動規(guī)律研究。建立采油速度為0.7%時的氣頂指數(shù)、采氣速度與油氣界面移動速度變化規(guī)律圖版（見圖6）。

圖6 采油速度為0.7%時油氣界面移動速度與氣頂指數(shù)、采氣速度關(guān)系圖版

由圖6可見：①在相同采氣速度下，油氣界面移動速度隨氣頂指數(shù)增加而增大；②在相同氣頂指數(shù)下，油氣界面向油區(qū)的移動速度隨采氣速度的增加而減小，當達到油氣界面移動速度為0后，油氣界面向氣區(qū)的移動速度隨采氣速度的增加而增加；③在相同采油速度條件下，不同氣頂指數(shù)下油氣藏氣頂、油環(huán)同采，油氣界面移動速度為0時采氣速度相同，即此時油氣界面保持平衡所需要的采氣速度與氣頂指數(shù)無關(guān)。

綜上，衰竭開發(fā)方式下，采油速度、采氣速度是影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

3.2 屏障注水開發(fā)方式下流體界面移動規(guī)律

建立屏障注水開發(fā)方式下氣頂油環(huán)同采的三維物理模擬模型（見圖7），觀察該開發(fā)方式下的流體界面移動規(guī)律及形態(tài)。屏障注水開發(fā)在油氣界面處增加了屏障注水井，當注入水形成屏障后，地層流體被分隔為水區(qū)、油區(qū)、氣區(qū)3個系統(tǒng)。屏障注水的水障形成后，帶氣頂油藏就形成了氣水和油水兩個流體界面。通過建立屏障注水開發(fā)方式下氣水、油水界面的移動速度圖版，明確影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

圖7 注入水屏障形成前后注入水移動形態(tài)

圖8 注采比一定時油水、氣水界面移動速度與采油、采氣速度關(guān)系圖版（油水界面移動速度正值表示界面向油區(qū)移動，負值表示界面向氣區(qū)移動；氣水界面移動速度正值表示界面向氣區(qū)移動，負值表示界面向油區(qū)移動）

圖8為注采比一定時油水、氣水界面移動速度與采油、采氣速度關(guān)系圖版。當注采比一定時，油水界

面向油區(qū)的移動速度隨采氣速度的增大而減小，隨采油速度的增大而增大（見圖8a），且采氣速度過大易造成氣頂虧空加劇，油水界面逐漸向氣區(qū)移動。氣水界面移動速度隨采氣速度增加而增大，隨采油速度的增加而減小（見圖8b），且當采油速度過大而采氣速度較小時，油區(qū)虧空加劇，氣水界面逐漸向油區(qū)移動。由此可得，采氣速度、采油速度均對氣水、油水界面的移動速度產(chǎn)生較大的影響。

同樣，采氣速度一定時，油水界面移動速度隨采油速度的增加而增大，隨注采比的增加而加快（見圖9a）；氣水界面的移動速度隨注采比的增加而增加，隨采油速度的增加而降低（見圖9b）。采油速度一定時，油水界面移動速度隨注采比的增加而增加，隨采氣速度的增加而降低（見圖10a）；氣水界面移動速度隨注采比的增加而增大，隨采氣速度的增加而增大（見圖10b）。

圖9 采氣速度一定時油水、氣水界面移動速度與采油速度、注采比關(guān)系圖版

圖10 采油速度一定時油水、氣水界面移動速度與采氣速度、注采比關(guān)系圖版

綜上，屏障注水開發(fā)方式下，采油速度、采氣速度和注采比是影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

3.3 屏障+面積注水開發(fā)方式下流體界面移動規(guī)律

建立屏障+面積注水開發(fā)方式下氣頂油環(huán)開采的三維物理模擬模型，該注水方式下流體界面的移動規(guī)律見圖11。針對屏障注水與屏障+面積注水兩種開發(fā)方式的差異，引入屏障與面積注水分配比例這個影響因素，并建立其與氣水、油水界面移動速度的關(guān)系圖版，分析屏障+面積注水開發(fā)方式下影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

圖11 屏障+面積注水開發(fā)方式下流體界面移動形態(tài)

由圖12a、12b可知：采用屏障+面積注水同時開采氣頂、油環(huán)時，當采氣速度、注采比一定時，油水界面移動速度與采油速度、屏障面積注水分配比例呈正相關(guān)，但氣水界面移動速度與采油速度呈負相關(guān)，且受屏障和面積注水比例影響小（水障形成后）。由圖12c、12d可知：當采油速度、注采比一定時，油

水界面移動速度與采氣速度呈負相關(guān)，和屏障與面積注水比例呈正相關(guān)，氣水界面移動速度僅與采氣速度呈正相關(guān)，受屏障與面積注水分配比例影響?。ㄋ闲纬珊螅?。

綜上，在屏障+面積注水開發(fā)方式下，除了采油、采氣速度和注采比外，屏障與面積注水分配比例也是影響流體界面穩(wěn)定的主控因素。

圖12 油水、氣水界面移動速度與屏障面積注水分配比例關(guān)系圖版

4 結(jié)論

基于物理模擬實驗和油藏工程方法，研究了氣頂、油環(huán)同采條件下衰竭、屏障注水及屏障+面積注水開發(fā)方式下的流體界面移動規(guī)律。油藏工程評價模型計算結(jié)果與物理模擬實驗及油田動態(tài)測試結(jié)果均吻合較好，說明油藏工程評價模型具有較強的適用性。

氣頂、油環(huán)衰竭式同采時，采油速度、采氣速度是影響流體界面穩(wěn)定的主控因素，與氣頂指數(shù)無關(guān)；屏障注水開發(fā)方式下氣頂、油環(huán)同采時，采氣速度、采油速度以及注采比是影響流體界面移動速度的主控因素；屏障+面積注水開發(fā)方式下氣頂油環(huán)同采時，除采油速度、采氣速度和注采比之外，屏障與面積注水分配比例也是影響流體界面穩(wěn)定的關(guān)鍵因素。各主控因素的確定為氣頂油環(huán)協(xié)同開采過程中合理制定開發(fā)技術(shù)政策指明了方向，有助于實現(xiàn)讓納若爾油氣田氣頂、油環(huán)的協(xié)同高效開發(fā)。

符號注釋：

Bg——目前地層壓力下的氣體體積系數(shù)，m3/m3；Bgi——原始條件下的氣體體積系數(shù)，m3/m3；Bo——目前地層壓力下的原油體積系數(shù)，m3/m3；Boi——原始條件下的原油體積系數(shù)，m3/m3；Bw——目前地層壓力下水的體積系數(shù)，m3/m3；Cf——孔隙壓縮系數(shù)，MPa?1；Cw——地層水壓縮系數(shù)，MPa?1；h——油氣界面移動的垂直距離，m；H——油層厚度，m；L——油氣過渡帶寬度，m；m——氣頂指數(shù)；N——油環(huán)的原始儲量，m3；Ng——標準狀態(tài)下氣頂累計產(chǎn)氣量，m3；Np——標準狀態(tài)下油環(huán)累計產(chǎn)油量，m3；p——目前地層壓力，MPa；pi——原始地層壓力，MPa；Δp，Δp′——地層壓力降落差，MPa；Rs——目前地層壓力下原油的溶解氣油比，m3/m3；Rp——生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rsi——原始條件下原油的溶解氣油比，m3/m3； Swc——束縛水飽和度，f；Sor——殘余油飽和度，f；t——生產(chǎn)時間，a；vgoc——油氣界面移動速

度，m/a；vgwc——氣水界面移動速度，m/a；vowc——油水界面移動速度，m/a；VGb——屏障注入水侵入氣頂?shù)捏w積，m3；VGd——氣頂侵入油環(huán)的體積，m3；VOb——屏障注入水侵入油環(huán)的體積，m3；W——地層寬度或井距，m；WA——面積注水量，m3；WB——屏障注水量，m3；WGp——氣頂累計產(chǎn)水量，m3；WOp——油環(huán)累計產(chǎn)水量，m3；x——地層傾向上油氣界面的移動距離，m；α——地層傾角，（°）；φ——孔隙度，f。

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（編輯 郭海莉）

Fluid interface moving for the concurrent production of gas cap and oil rim of gas cap reservoirs

Fan Zifei1,Cheng Linsong2,Song Heng1,Wu Xuelin1,Zhang An’gang1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The pressure balance between gas cap and oil rim is likely to be broken during their concurrent production in gas cap reservoirs.In order to increase the whole development efficiency of the concurrent production of gas cap and oil rim,the Zhanzhol gas cap reservoir of Kazakhstan was taken as example to carry out the research,a three-dimensional visualization physical model was established based on the similarity criterion of oil phase,gas phase and water phase,and a reservoir engineering model of fluid interface moving rate was also set up according to the material balance principle.The calculation results of reservoir engineering model tally with the results of physical simulation experiment and reservoir dynamic test data.The moving rate template of fluid interface under three development modes,depletion development,barrier water injection development and barrier plus pattern water injection development have been also established by reservoir engineering method.The main controlling factors under different development modes have been figured out:for depletion development,the main controlling factors on the stabilization of oil-gas contact are oil recovery rate and gas recovery rate;for barrier water injection development,the main controlling factors are oil recovery rate,gas recovery rate and production-injection ratio;and for barrier plus pattern water injection development,the main controlling factors are oil recovery rate,gas recovery rate,production-injection ratio and the ratio of barrier water injection to pattern water injection.

Zhanzhol oil field;gas cap reservoir;concurrent production of gas cap and oil rim;fluid interface;moving rule

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項（2011E-2504）

TE349

A

1000-0747(2015)05-0624-08

10.11698/PED.2015.05.09

范子菲（1966-），男，湖南隆回人，中國石油勘探開發(fā)研究院教授級高級工程師，主要從事海外油氣田開發(fā)研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院中亞俄羅斯研究所，郵政編碼：100083。E-mail：fzf@petrochina.com.cn

2015-01-29

2015-07-30