擬示蹤劑在凝析油注采研究中的應(yīng)用

李寧，楊志興，陳自立

(中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司，上海 200335)

白美麗

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

擬示蹤劑在凝析油注采研究中的應(yīng)用

李寧，楊志興，陳自立

(中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司，上海 200335)

白美麗

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

凝析油回注是海上油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中為應(yīng)對(duì)海底輸油管線故障而采取的一種工程應(yīng)急措施。海上油氣田輸油管道出現(xiàn)故障后，油井被迫全部關(guān)停，氣井照常生產(chǎn)，氣井產(chǎn)生的凝析油無(wú)法處理，只能回注油層。通過(guò)回注井篩選確定回注可行性并選擇合適的回注井；通過(guò)試驗(yàn)研究明確回注對(duì)地層產(chǎn)生的影響；通過(guò)擬示蹤劑法對(duì)凝析油注采過(guò)程進(jìn)行分析，研究凝析油滲流范圍，分析凝析油對(duì)地層滲流的影響，確定不同液量的凝析油回采率。研究結(jié)果符合實(shí)際，準(zhǔn)確可靠，對(duì)后續(xù)海上油氣田的凝析油回注具有借鑒和參考意義。

海上油氣田；凝析油；回采；擬示蹤劑

海上油氣田輸油管道出現(xiàn)故障后，為避免海上溢油，油井被迫全部關(guān)停。為了保證油氣田產(chǎn)量不要損失太多，氣井要維持生產(chǎn)，通過(guò)氣海管輸送到陸地終端，氣井產(chǎn)生的凝析油無(wú)法處理，只能回注油層[1，2]。

X油氣田位于我國(guó)海域，2012年輸油海管破裂，急需選擇一口油井回注氣井產(chǎn)生的凝析油。筆者利用Pipesim井筒管流軟件、試驗(yàn)方法及Eclipse數(shù)值模擬軟件分別對(duì)凝析油注采進(jìn)行研究，取得了較好的效果。

1 回注井篩選

該海上油氣田有10口油井，長(zhǎng)期生產(chǎn)實(shí)踐中形成以下回注井選井原則：①單層開(kāi)采，采出程度較高；②儲(chǔ)層較厚，物性較好；③地層能量充足；④油井處于生產(chǎn)后期，產(chǎn)量貢獻(xiàn)小。具體每口井選井原則適用性見(jiàn)表1。

表1顯示同時(shí)滿足4個(gè)選井原則的只有A3井和A5井，進(jìn)一步對(duì)A3和A5井的地質(zhì)油藏概況(表2)進(jìn)行分析，選擇最優(yōu)井進(jìn)行回注。A3井與A5井均為水平井，儲(chǔ)層類型相似(中高滲、常壓儲(chǔ)層)，儲(chǔ)層厚度都在10m左右，地層能量充足，十多年生產(chǎn)史，儲(chǔ)層壓降均小于2%。

鑒于2口井地質(zhì)油藏狀況比較相近，引入Pipesim軟件，建立A3和A5井的凝析油回注模型(圖1)，進(jìn)一步對(duì)2口井進(jìn)行凝析油回注可行性分析。分析步驟為：定義井模型；編輯注入源、井筒及水平段；評(píng)估井底流動(dòng)條件；運(yùn)行系統(tǒng)分析。

表2 A3、A5井參數(shù)對(duì)比表

根據(jù)分析結(jié)果，凝析油回注A3井的可行性較高。在井口壓力6MPa，注入量300m3/d的情況下，A3井注入指數(shù)J注入=353m3/(d·MPa)，井底壓力為23.26MPa，高于地層壓力0.85MPa(圖2)。而A5井只有井口壓力在8MPa以上才能注入地層。綜合考慮，最終選擇A3井作為回注油井。

圖1 A3井Pipesim凝析油回注模型 圖2 A3井系統(tǒng)分析計(jì)算結(jié)果示意圖

A3井于2012年8月開(kāi)始回注凝析油，其回注分為2個(gè)階段(圖3)。第1階段回注：2012年8月至2013年4月，回注246d，日均注入量300m3，累計(jì)注入6.38×104m3；第2階段回注：2014年10月至2015年3月，回注166d，日均注入量500m3，累計(jì)注入8.78×104m3。A3井注入狀況良好，注入全程油壓穩(wěn)定在5.5MPa。

2 試驗(yàn)研究

為探討回注對(duì)今后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響，室內(nèi)試驗(yàn)研究以X油氣田C2層為主要研究的目的油層，模擬試驗(yàn)力求最大限度逼近生產(chǎn)實(shí)際，從研究凝析油回注對(duì)油藏表面性質(zhì)、毛細(xì)管壓力特征、滲流特征和水驅(qū)動(dòng)態(tài)的影響，來(lái)評(píng)價(jià)凝析油回注的可行性，為凝析油回注的決策和回注參數(shù)的優(yōu)化提供試驗(yàn)依據(jù)。

2.1 凝析油回注對(duì)油藏巖石潤(rùn)濕性的影響

按照具體的試驗(yàn)設(shè)計(jì)，試驗(yàn)研究測(cè)定了2種狀態(tài)下油層巖石的潤(rùn)濕性，以研究凝析油回注的影響。即恢復(fù)油層狀態(tài)后的原始潤(rùn)濕性及經(jīng)凝析油回注污染后的潤(rùn)濕性。結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可以看出，凝析油回注不會(huì)改變油層原始親水的特征，且回注后油層的親水性略有增強(qiáng)。影響巖石潤(rùn)濕性的是原油的組分以及巖石礦物組成等綜合因素。X油氣田C2層儲(chǔ)油巖石的礦物成分以硅酸鹽為主，石英、長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)達(dá)到83%，該類礦物在表面潔凈的情況下，一般是親水的。

表3 凝析油回注對(duì)油藏巖石潤(rùn)濕性影響試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

2.2 凝析油回注對(duì)油層油水兩相滲流規(guī)律的影響

凝析油回注后，曲線的共滲點(diǎn)發(fā)生右移(圖3)，表明回注后模型的親水性有所加強(qiáng)，這與凝析油回注對(duì)油層潤(rùn)濕性影響的試驗(yàn)結(jié)果是相符的。

凝析油回注后水相滲流能力降低，對(duì)油相的滲流更加有利，表現(xiàn)為模型最大含水飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率最大值在凝析油回注后要下降15%左右，回注后油相與水相滲透率比值上升(圖4)。

圖3 凝析油回注前、后相對(duì)滲透率曲線 圖4 回注前、后油相與水相滲透率比值變化曲線

2.3 凝析油回注前、后驅(qū)油效率及水驅(qū)動(dòng)態(tài)的對(duì)比

凝析油回注前、后模型水驅(qū)油效率見(jiàn)表4。從中可以看出，油藏?zé)o水期驅(qū)油效率與最終期驅(qū)油效率均有所提高。

表4 凝析油回注前、后模型水驅(qū)油效率綜合數(shù)據(jù)表

利用相滲曲線計(jì)算采收率公式求得回注前后原油的采收率(表5)，發(fā)現(xiàn)回注后原油采收率由63.1%提高到了80.1%，回注后凝析油波及區(qū)域的原油采收率得到了提高。

表5 凝析油回注后水驅(qū)動(dòng)態(tài)

3 擬示蹤劑法

傳統(tǒng)凝析油回采率計(jì)算方法是求取回注凝析油時(shí)的產(chǎn)油量(圖5紅色面積圖)與未回注凝析油時(shí)的產(chǎn)油量(圖5綠色面積圖)的差值作為凝析油產(chǎn)量，來(lái)求取回采率。

這種計(jì)算方法無(wú)法準(zhǔn)確顯示回注凝析油的滲流范圍，不區(qū)分回注的凝析油與地層原油；并且忽視回注凝析油對(duì)地層滲流的影響[3]；只考慮A3井的回采量，無(wú)法判斷A3井以外的井是否對(duì)凝析油回采造成影響，因此計(jì)算結(jié)果準(zhǔn)確度低。

圖5 傳統(tǒng)凝析油數(shù)模計(jì)算方法

C2層有4口生產(chǎn)井(A2、A3、A7、A11)(圖6)。分析發(fā)現(xiàn)，A2井在兩次回注凝析油后，產(chǎn)量均有顯著提高(圖7)，第1階段凝析油回注后，A2井產(chǎn)量由10m3/d提高到50m3/d，第2階段凝析油回注后，A2井產(chǎn)量由關(guān)停前的30m3/d提高到265m3/d，由此可以推斷A2井有凝析油產(chǎn)出，A3井的凝析油回注確實(shí)會(huì)對(duì)同層位其他油井造成影響。若采用傳統(tǒng)方法求取回采率，將不符合實(shí)際生產(chǎn)情況。因此，急需尋找一種能夠準(zhǔn)確顯示回注凝析油的滲流范圍，精確計(jì)算凝析油回采率的方法，筆者采用擬示蹤劑法進(jìn)行凝析油回采率研究。擬示蹤劑是指并未在油田實(shí)際生產(chǎn)中注入，只是用于數(shù)值模擬研究的虛擬示蹤劑[4]。在認(rèn)為地質(zhì)模型準(zhǔn)確的基礎(chǔ)上，假定回注凝析油為示蹤劑，通過(guò)研究各生產(chǎn)井示蹤劑的產(chǎn)出特征，來(lái)確定凝析油流動(dòng)方向、各井的回采情況。

圖6 C2層剩余油飽和度豐度疊合圖 圖7 A2井日產(chǎn)曲線

將回注凝析油標(biāo)示上虛擬示蹤劑，觀察示蹤劑在油藏中的滲流方向及滲流范圍，計(jì)算回采示蹤劑的采收率。凝析油回注結(jié)束后，由剩余油飽和度分布圖(圖8)可以看出，在平面上，凝析油主要滲流范圍在A3井水平段周圍；在剖面上，凝析油主要滲流范圍在C2層頂部A3井水平段周圍。

將生產(chǎn)C2層的A2井、A3井、A7井、A11井這4口井同時(shí)開(kāi)井，觀察凝析油的產(chǎn)出運(yùn)動(dòng)規(guī)律，從不同時(shí)期凝析油剩余油飽和度圖(圖9、10)可以看出，大部分凝析油在1年內(nèi)被采出。

圖8 C2層回注凝析油剩余油飽和度分布圖

圖9 C2層回注凝析油1年后剩余油飽和度分布圖

圖10 C2層回注凝析油10年后剩余油飽和度分布圖

回采結(jié)束后，凝析油仍有部分剩余，主要分布在A3井西北方向。A3井西北方向區(qū)域構(gòu)造較低，泥質(zhì)隔夾層發(fā)育，易富集剩余油[5]。

數(shù)值模擬結(jié)果顯示凝析油最終回采率(10年回采率)介于84.5%～88.8%之間，符合試驗(yàn)結(jié)果(表6)。且6個(gè)月回采率高達(dá)55.0%～68.1%，半年回采率較高，增加了回注的信心。

A3井液量越大，回采率越高，建議提高A3井回采液量。

表6 A3井凝析油回采效果模擬表

從圖11可以看出，凝析油99%由A2井、A3井采出，A7井、A11井基本無(wú)產(chǎn)出；且不同回采液量，各井回采比例不同，A3井回采液量越大，A3井貢獻(xiàn)比例越高，A2井貢獻(xiàn)比例越低。

圖11 A3井不同液量各井回采凝析油曲線

4 應(yīng)用效果

實(shí)際回采中A3井平均液量800m3左右，經(jīng)統(tǒng)計(jì)，實(shí)際3個(gè)月回采率為47%，6個(gè)月回采率為60%，與擬示蹤劑法預(yù)測(cè)的結(jié)果非常接近。回采實(shí)踐表明擬示蹤劑法準(zhǔn)確可靠，凝析油最終回采率可達(dá)80%以上，凝析油回注A3井切實(shí)可行。

5 結(jié)論

1)利用Pipesim軟件進(jìn)行回注凝析油井筒模擬，方法簡(jiǎn)單可行，準(zhǔn)確度高。最終選擇C2層的水平生產(chǎn)井A3井作為凝析油回注井。

2)室內(nèi)試驗(yàn)顯示凝析油回注不會(huì)改變油層原始親水的特征，且回注后油層的親水性略有增強(qiáng)；油藏?zé)o水期驅(qū)油效率與最終期驅(qū)油效率均有所提高，凝析油波及區(qū)域的原油采收率得到了提高。

3)運(yùn)用擬示蹤劑法進(jìn)行凝析油注采分析，研究凝析油滲流范圍，分析凝析油對(duì)地層滲流的影響，確定不同液量的凝析油回采率。研究結(jié)果符合實(shí)際，準(zhǔn)確可靠。

[1]楊耀忠，昌峰，張世明，等.平湖油氣田凝析油回注油藏對(duì)開(kāi)發(fā)效果影響機(jī)理研究[J].礦物巖石，2003,23(1):93～97.

[2] 馬國(guó)新，昌峰.平湖油氣田凝析油回注研究及應(yīng)用[J].海洋石油，2003,15(12):73～77.

[3] 殷代印，張東.應(yīng)用虛擬示蹤劑方法研究側(cè)積體油水運(yùn)移規(guī)律[J].特種油氣藏，2014，21(5):79～84.

[4] 薛小博. 采用擬示蹤劑追蹤油水運(yùn)移規(guī)律研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2010.

[5] 何賢科，涂齊催，宋春華. 海上特高含水油田剩余油分布規(guī)律研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào))，2013，35(10):1～5.

[編輯] 黃鸝

2016-09-04

李寧(1985-)，男，碩士，工程師，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和數(shù)值模擬方面的工作，lining100@163.com。

TE349

A

1673-1409(2017)7-0075-07

[引著格式]李寧，楊志興，陳自立，等.擬示蹤劑在凝析油注采研究中的應(yīng)用[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(7):75～81.