氣頂邊水窄油環(huán)水平井生產(chǎn)壓差調(diào)控實(shí)驗(yàn)研究

葛麗珍， 李 傲， 孟智強(qiáng)， 肖 鵬， 祝曉林

（1. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3. 中海油研究總院，北京 100028）

氣頂油環(huán)作為油氣藏的一種特殊類型[1]，其內(nèi)部的氣體和液體在漫長的成藏過程中已經(jīng)形成一種動(dòng)力學(xué)平衡、熱平衡及多組分相態(tài)平衡狀態(tài)[2]，當(dāng)其被鉆開投入開發(fā)后，這種平衡被打破，原油和天然氣相互竄流[3-4]，對生產(chǎn)產(chǎn)生影響。對于具有大氣頂?shù)谋佑铜h(huán)，過早氣竄會(huì)對整個(gè)生產(chǎn)過程產(chǎn)生非常不利的影響[5-6]，導(dǎo)致氣頂油環(huán)的產(chǎn)油速率和采收率較低（一般低于18%）[7-8]。隨著水平井開發(fā)技術(shù)的廣泛應(yīng)用，氣頂氣和底水由“錐進(jìn)”變?yōu)椤凹惯M(jìn)”，從而提高了油氣動(dòng)用程度，成為提高油井產(chǎn)量和采收率的重要技術(shù)手段[9-10]，使氣頂油環(huán)類復(fù)雜油藏得到動(dòng)用[11-12]。然而，采用水平井開發(fā)氣頂油環(huán)的過程中沒有解決如何控制油氣水界面均勻推進(jìn)（層間和平面）[13-14]的問題。其中，開采方式和生產(chǎn)壓差是影響氣頂油環(huán)開發(fā)效果的2個(gè)關(guān)鍵因素[15-16]。目前，關(guān)于優(yōu)選和制定合理開發(fā)程序方面的研究已經(jīng)很多[17-18]，基本思路都是在開發(fā)中避免或減輕油侵及氣竄。祝曉林等人[19]利用數(shù)值模擬方法研究了不同恒定生產(chǎn)壓差下的生產(chǎn)特征，以此確定合理的生產(chǎn)壓差。Tingli Li等人[20]分析了底水油藏合理壓降的問題； J. E. Omeke等人[21]分析了生產(chǎn)壓差對水突破時(shí)間的影響。前人只分析了特定生產(chǎn)壓差下的開采效果和生產(chǎn)特征，然而，在油氣藏開發(fā)過程中，開發(fā)特征和生產(chǎn)壓差是在不斷變化的，但關(guān)于生產(chǎn)過程中如何調(diào)控生產(chǎn)壓差及其作用規(guī)律的研究很少，仍不清楚生產(chǎn)壓差調(diào)控對氣頂邊水油環(huán)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響規(guī)律。為此，筆者建立了氣頂邊水油環(huán)的大型三維物理模型，研究了生產(chǎn)壓差的作用規(guī)律及其對氣頂邊水油環(huán)開發(fā)效果的影響，明確了生產(chǎn)壓差調(diào)整時(shí)機(jī)和調(diào)整方式的作用規(guī)律，以及不同生產(chǎn)壓差調(diào)整策略的開發(fā)效果，從而為氣頂邊水油環(huán)的開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置

筆者采用大型三維可視化模型模擬氣頂邊水窄油環(huán)的生產(chǎn)過程，分析生產(chǎn)壓差調(diào)控對開采效果的影響。物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置由三維可視化模型、注油系統(tǒng)、注水系統(tǒng)、注氣系統(tǒng)、回壓控制系統(tǒng)、氣-液分離系統(tǒng)、氣體流量計(jì)和壓力監(jiān)測系統(tǒng)組成，如圖1所示。實(shí)驗(yàn)裝置外圍可以同時(shí)連接氣瓶及ISCO高壓柱塞泵，以便模擬具有一定氣頂指數(shù)和邊底水條件的油環(huán)。該實(shí)驗(yàn)裝置為大型物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置，能夠連續(xù)監(jiān)測生產(chǎn)數(shù)據(jù)，模擬氣頂邊水窄油環(huán)的開發(fā)過程。該裝置的三維可視化模型可以模擬油層厚度和油層傾角，以滿足實(shí)驗(yàn)與實(shí)際油藏幾何條件的相似性，通過改變?nèi)S可視化模型中內(nèi)置油井的井底壓力調(diào)整生產(chǎn)壓差，計(jì)量不同調(diào)整方案下采油井產(chǎn)出油氣水的量，利用模型氣油比、采出程度等指標(biāo)變化，研究生產(chǎn)壓差的作用。模型采用石英砂填充，在填砂模型內(nèi)部和各管線上都設(shè)置了一系列的壓力探針，探針與壓力監(jiān)測系統(tǒng)相連接，實(shí)時(shí)監(jiān)測和記錄探頭處的壓力。

圖1 氣頂油環(huán)三維物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置Fig. 1 Three-dimensional physical simulation device in gas-cap oil ring

2 物理模擬實(shí)驗(yàn)方法

以海上某大氣頂弱邊水油環(huán)為原型，根據(jù)相似準(zhǔn)則確定了相應(yīng)的實(shí)驗(yàn)參數(shù)。原型油藏長度為2 350.00 m，寬度為335.00 m，儲(chǔ)層厚度為135.00 m，油藏傾角為15°，氣頂指數(shù)為2.2，水體倍數(shù)為5倍，地層原油黏度為3.1 mPa·s。根據(jù)幾何相似原則，設(shè)計(jì)三維物理模型的尺寸為1.00 m×0.30 m×0.12 m。采用氮?dú)夂虸SCO高壓柱塞泵模擬氣頂和水體能量。實(shí)驗(yàn)用油為煤油，其黏度為3.84 mPa·s。為了控制其他變量對實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，4組實(shí)驗(yàn)方案中除生產(chǎn)壓差不同外，都采用了統(tǒng)一的實(shí)驗(yàn)參數(shù)。

2.1 實(shí)驗(yàn)方案

根據(jù)以上制定的實(shí)驗(yàn)參數(shù)，考慮油田實(shí)際開發(fā)參數(shù)，以油環(huán)為主要開采目標(biāo)，設(shè)計(jì)了4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案。4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案都設(shè)定水平采油井以3%的采油速度（1.80 mL/min）自噴生產(chǎn)，直至發(fā)生氣竄后，分別進(jìn)行4個(gè)調(diào)節(jié)生產(chǎn)壓差的實(shí)驗(yàn)方案。4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案分別為定生產(chǎn)壓差方案（方案1）、單階梯增大生產(chǎn)壓差方案（方案2）、雙階梯增大生產(chǎn)壓差方案（方案3）和早期連續(xù)增大生產(chǎn)壓差方案（方案4）。方案1是氣竄后生產(chǎn)壓差保持不變，當(dāng)產(chǎn)油速率降至0.01 mL/min時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)；方案2是氣竄后先保持生產(chǎn)壓差不變，當(dāng)產(chǎn)油速率降至0.10 mL/min時(shí)，再將生產(chǎn)壓差增大至70 kPa，當(dāng)產(chǎn)油速率再次降至0.01 mL/min時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)；方案3是氣竄后保持生產(chǎn)壓差不變繼續(xù)生產(chǎn)，當(dāng)產(chǎn)油速率降至0.10 mL/min時(shí)，先將生產(chǎn)壓差增大至35 kPa，生產(chǎn)一段時(shí)間后再將生產(chǎn)壓差增大至70 kPa，當(dāng)產(chǎn)油速率再次降至0.01 mL/min時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)；方案4是氣竄后立即將生產(chǎn)壓差增大至70 kPa，當(dāng)產(chǎn)油速率降至0.01 mL/min時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)。

2.2 實(shí)驗(yàn)過程

在三維物理模型填砂腔中布置了3口模擬井，包括1口水平采油井（位于油環(huán)中下部）、1口定向注氣井（位于氣頂頂部）和1口水平注水井（位于邊水下部）。在實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備階段，3口井注入相應(yīng)流體形成氣頂邊水油環(huán)；在實(shí)驗(yàn)階段，采油井模擬采油，氣井和注水井補(bǔ)充相應(yīng)流體模擬氣頂邊水能量。在實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備的填砂階段，為盡量避免非均質(zhì)的影響，填砂腔內(nèi)逐層均勻填入80目的石英砂，通過頂蓋和耐油的密封膠將填砂腔密封，并驗(yàn)證填砂腔的氣密性。待驗(yàn)證填砂腔氣密性良好后，先注入水，再注入模擬油，最后注入氣體，以在填砂腔內(nèi)形成邊水、油環(huán)和氣頂。每次注入均需靜止一段時(shí)間，使油氣水通過重力差異完全分層。通過外接氣瓶控制氣頂壓力為0.22 MPa，模擬氣頂指數(shù)為2.2的大氣頂油環(huán)，水體能量通過外接中間容器和ISCO高壓柱塞泵控制，保持恒定水侵量為0.2 mL/min，模擬水體倍數(shù)為5倍的弱邊水。連接和檢查好相應(yīng)的管線，然后按照4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行水平井開采氣頂邊水油環(huán)模擬實(shí)驗(yàn)。

3 開采效果影響因素分析

3.1 生產(chǎn)壓差

通過計(jì)量采油井見氣時(shí)的累計(jì)產(chǎn)油量和最終累計(jì)產(chǎn)油量，計(jì)算4個(gè)方案中采油井在不同生產(chǎn)條件下的累計(jì)產(chǎn)油量，結(jié)果見圖2。從圖2可以看出，4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案中采油井見氣時(shí)的累計(jì)產(chǎn)油量基本相同，說明各實(shí)驗(yàn)方案的實(shí)驗(yàn)條件和參數(shù)設(shè)置相同，保證了4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案生產(chǎn)調(diào)控特征的可比性。此外，方案2的油環(huán)采出程度和見氣后的累計(jì)產(chǎn)油量最大，而方案1的油環(huán)采出程度和見氣后的累計(jì)產(chǎn)油量都遠(yuǎn)小于其他3個(gè)方案。這說明開采氣頂邊水油環(huán)的水平井發(fā)生氣竄后增大生產(chǎn)壓差可以提高油環(huán)的最終采出程度，從而優(yōu)化最終開發(fā)效果。綜合考慮氣油比和油環(huán)采出程度，方案2的開采效果最好，這主要與其生產(chǎn)壓差調(diào)整時(shí)機(jī)和調(diào)整方式有關(guān)。

圖2 4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案中采油井的累計(jì)產(chǎn)油量及采出程度Fig. 2 Cumulative oil production and recovery percentage of four experimental schemes

通過計(jì)量采油井不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間時(shí)的產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量，計(jì)算4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案中采油井不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間下的氣油比，結(jié)果見圖3。從圖3可以看出：方案1的最終氣油比要遠(yuǎn)小于其他3個(gè)方案，說明增大生產(chǎn)壓差會(huì)增大氣竄速度，從而提高氣油比，所以在氣頂能量一定的條件下，應(yīng)該在氣竄發(fā)生之前盡可能多地采出油環(huán)中的原油；方案2和方案3是在氣竄一段時(shí)間后增大生產(chǎn)壓差，其瞬時(shí)氣油比顯著降低，如果僅是提高氣體對油環(huán)的驅(qū)替程度，生產(chǎn)井的瞬時(shí)氣油比不會(huì)急劇降低。這說明在增大生產(chǎn)壓差之后，氣竄通道兩側(cè)的壓降波及范圍會(huì)擴(kuò)展到未動(dòng)用油環(huán)區(qū)域，促使了“氣脊”在垂直水平采油井方向剖面的擴(kuò)展，從而增大原油動(dòng)用范圍，使氣油比大幅度降低。

圖3 4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間下的瞬時(shí)氣油比Fig. 3 Instantaneous gas-oil ratio of four experimental schemes at different experimental periods

分別對4個(gè)實(shí)驗(yàn)方案在同一充分氣驅(qū)的油層位置處取相同體積的油砂，然后加入相同體積的純凈水并攪拌一段時(shí)間，然后在高溫密封環(huán)境下靜置一段時(shí)間，會(huì)分為3層，上層為殘余油層，中間層為水層，下層為洗凈的砂層。試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，方案1的殘余油層（最上層）明顯比其他方案厚，即方案1的殘余油飽和度最大，這說明增大生產(chǎn)壓差會(huì)提高氣體對油環(huán)的驅(qū)替程度。

綜上所述，在水平采油井發(fā)生氣竄后增大生產(chǎn)壓差可以增大產(chǎn)油速率和提高開采效果，分析其原因主要有以下2點(diǎn)：一是增大生產(chǎn)壓差擴(kuò)大了壓降的波及范圍，從而促使了“氣脊”在垂直水平采油井方向剖面的擴(kuò)展，增大了油層動(dòng)用范圍；二是生產(chǎn)壓差增大直接導(dǎo)致氣竄速度增大，使氣驅(qū)強(qiáng)度增強(qiáng)，油環(huán)更多孔隙中的原油被驅(qū)替出來，驅(qū)替效率得到提高。

3.2 生產(chǎn)壓差調(diào)整時(shí)機(jī)

3.2.1 產(chǎn)油速率特征

通過計(jì)量不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間下采油井的產(chǎn)油量，計(jì)算方案2—方案4中采油井不同實(shí)驗(yàn)時(shí)間下的產(chǎn)油速率，結(jié)果見圖4。從圖4可以看出，方案2和方案4在生產(chǎn)壓差達(dá)到70 kPa之后，產(chǎn)油速率的遞減規(guī)律基本一致，而方案2在生產(chǎn)壓差為15 kPa時(shí)的產(chǎn)油速率遞減較平緩，與生產(chǎn)壓差為70 kPa時(shí)的遞減規(guī)律不同。這說明產(chǎn)油速率的遞減規(guī)律與生產(chǎn)壓差大小相關(guān)，而生產(chǎn)壓差調(diào)整時(shí)機(jī)和調(diào)整方式對其影響小。

圖4 方案2—方案4的產(chǎn)油速率特征曲線Fig. 4 Oil production rate characteristic curve of schemes 2 to 4

3.2.2 采出程度特征

通過計(jì)量采油井累計(jì)產(chǎn)氣量與累計(jì)產(chǎn)油量，計(jì)算4個(gè)方案中油環(huán)不同累計(jì)產(chǎn)氣量下的采出程度，結(jié)果見圖5。從圖5可以看出：方案4的最終累計(jì)產(chǎn)氣量大于方案2，但方案2的油環(huán)采出程度比方案4高2.09%；方案2的采出程度與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線基本處于方案4的上方，說明在累計(jì)產(chǎn)氣量相同的情況下，方案2的油環(huán)采出程度要大于方案4。如果把累計(jì)產(chǎn)氣量看作氣頂能量，那在氣頂能量相同的情況下，應(yīng)該選用方案2調(diào)整生產(chǎn)壓差的時(shí)機(jī)，即氣竄到一定程度時(shí)再增大生產(chǎn)壓差。方案4雖然可以提高氣竄之后的產(chǎn)油速率，但同時(shí)也會(huì)消耗大量的氣頂能量，尤其在方案4的后期，由于一開始?xì)庥捅染秃艽螅ㄒ妶D3），導(dǎo)致很快就形成了高速氣竄通道，以至于驅(qū)替效率不高和波及范圍不大，導(dǎo)致后期采出程度增長也比較緩慢。

圖5 不同方案采出程度與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線Fig. 5 Relationship curve between the recovery percentage of different schemes and the cumulative gas production

3.3 生產(chǎn)壓差調(diào)整方式

3.3.1 產(chǎn)油速率特征

從采油井產(chǎn)油速率與實(shí)驗(yàn)時(shí)間的關(guān)系（見圖4）可以看出，生產(chǎn)壓差增大后方案2的初始產(chǎn)油速率明顯大于方案3，其主要原因是生產(chǎn)壓差一次增大后，氣體對原氣竄通道的沖刷作用強(qiáng)于多階梯增大到相同生產(chǎn)壓差，而后期隨著生產(chǎn)時(shí)間增長，能被沖刷出來的原油越來越少，這2種生產(chǎn)壓差調(diào)整方式的區(qū)別越來越小。這2種調(diào)整方式在調(diào)整生產(chǎn)壓差初期，產(chǎn)油速率大幅提高，氣驅(qū)油效果初期表現(xiàn)明顯，而生產(chǎn)壓差調(diào)整后期，產(chǎn)油速率迅速下降，說明氣驅(qū)油效果逐步變差。方案3第2階梯增大生產(chǎn)壓差之后，產(chǎn)油速率變化幅度很小，這說明第2階梯調(diào)整生產(chǎn)壓差基本不會(huì)改善驅(qū)油效果，而同時(shí)氣油比大幅上升（見圖3），所以，方案3第2階梯增大生產(chǎn)壓差，只是增大了產(chǎn)氣速率而沒有達(dá)到氣驅(qū)油的效果。

綜合來說，考慮到調(diào)整生產(chǎn)壓差之后的產(chǎn)油速率和調(diào)整生產(chǎn)壓差后的效果，由于氣竄通道在氣體沖刷下形成了很大的氣竄通道，后續(xù)再增大生產(chǎn)壓差已經(jīng)基本不能達(dá)到增油效果。所以，單階梯將生產(chǎn)壓差增大到位可以充分改善開采效果。

3.3.2 采出程度特征

由油環(huán)采出程度與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線（見圖5）可以看出，方案2的最終采出程度比方案3高2.47%，而方案3的生產(chǎn)時(shí)間卻比方案2長976.5 min（見圖3）。調(diào)整生產(chǎn)壓差之前2個(gè)方案的油環(huán)采出程度隨生產(chǎn)時(shí)間變化基本一致；而在調(diào)整生產(chǎn)壓差后同一生產(chǎn)時(shí)刻上，方案2的油環(huán)采出程度明顯高于方案3。所以從生產(chǎn)時(shí)間和采出程度2方面考慮，方案2單階梯增大生產(chǎn)壓差方式的開發(fā)效果要明顯優(yōu)于方案3的多階梯增大生產(chǎn)壓差方式。

如果把累計(jì)產(chǎn)氣量看作氣頂能量，在氣頂能量相同的情況下，方案2的油環(huán)采出程度要高于方案3，但方案2的最終累計(jì)產(chǎn)氣量明顯小于方案3。

綜上所述，對于同一個(gè)氣頂邊水油環(huán)，應(yīng)該選用方案2將生產(chǎn)壓差單階梯增大到合理壓差。將生產(chǎn)壓差多階梯增大到合理壓差會(huì)使增產(chǎn)潛力降低，尤其是第1階梯增大生產(chǎn)壓差的產(chǎn)油速率增幅變小。由于第1階梯增大生產(chǎn)壓差時(shí)，油環(huán)經(jīng)過氣體沖刷已經(jīng)形成了很大的氣竄通道，后續(xù)增大生產(chǎn)壓差只會(huì)使氣體沿著已有氣竄通道進(jìn)行驅(qū)替，從而使波及范圍增大有限，采出程度提高不明顯。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)

該實(shí)驗(yàn)的原型—海上某大氣頂邊水窄油環(huán)根據(jù)研究結(jié)果調(diào)整了生產(chǎn)壓差。由于該油環(huán)是氣頂能量充足的大氣頂油藏，氣頂能量是驅(qū)油的主要?jiǎng)恿?，因此，氣竄是不可避免的。調(diào)整前該大氣頂邊水油環(huán)平均單井日產(chǎn)原油27.0 m3，采出程度達(dá)到26.8%，綜合氣油比1 509 m3/m3，處于開發(fā)中后期，氣竄程度較高。根據(jù)研究結(jié)果，2017年初將該油環(huán)氣油比大于1 500 m3/m3的10口氣竄井的生產(chǎn)壓差單階梯增大到合理壓差，調(diào)整后，平均單井日產(chǎn)氣由 2.0×104m3提高到 6.0×104m3，平均單井日產(chǎn)油由20.0 m3提高到40.0 m3，增油幅度達(dá)100%，有效期1年以上，增油效果顯著。

5 結(jié) 論

1）對于采用水平井開發(fā)的大氣頂邊水油環(huán)，在發(fā)生氣竄之后，增大生產(chǎn)壓差的最佳時(shí)機(jī)是當(dāng)氣油比達(dá)到一定程度時(shí)，而不是氣竄剛發(fā)生時(shí)。當(dāng)氣竄持續(xù)一段時(shí)間后，單階梯增大生產(chǎn)壓差方式的開采效果要優(yōu)于多階梯增大方式。

2）開采氣頂邊水油環(huán)的水平井增大生產(chǎn)壓差提高采出程度的機(jī)理有2個(gè)方面：一方面是可以增大產(chǎn)氣速率，從而提高氣體對油層的驅(qū)替強(qiáng)度，降低殘余油飽和度；另一方面是可以擴(kuò)大壓降波及范圍，從而增大油層動(dòng)用范圍。

3）增大生產(chǎn)壓差后的產(chǎn)量遞減規(guī)律與生產(chǎn)壓差大小相關(guān)，而生產(chǎn)壓差調(diào)整時(shí)機(jī)和調(diào)整方式對其的影響較小。