氣頂強邊水油藏氣頂區(qū)剩余油分布與挖潛
——以渤海埕北油田為例

劉 斌，康 凱，張 雷，萬 芬，曲炳昌

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司,天津 300459；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津 300452）

在氣頂邊水油藏的開發(fā)過程中,氣頂、油環(huán)和邊水的相互作用使得該類油藏的開發(fā)和調(diào)整面臨諸多難題［1-6］。關(guān)于氣頂邊水油藏的研究,部分研究集中在開發(fā)初期對于開發(fā)方式的優(yōu)選,敖西川等［7］研究認(rèn)為保持穩(wěn)定的油氣邊界是氣頂邊水油藏有效開發(fā)的關(guān)鍵,方法在于保持住地層壓力,阻止氣頂?shù)臄U張,提出了邊部注水和氣頂屏障注水相結(jié)合的開發(fā)策略；葛麗珍等［8］以渤海某大氣頂邊水窄油環(huán)油藏為原型,通過大型三維物理模擬實驗研究,指出盡可能延長無氣竄采油期是該類油藏取得較高采收率的關(guān)鍵,并給出了合理的采油速度建議,建議初期以3%左右采油速度生產(chǎn)。部分研究集中在開發(fā)中期生產(chǎn)調(diào)控策略的研究上,肖鵬［9］以渤海某氣頂油藏為原型,在物理模擬的基礎(chǔ)上,通過油藏數(shù)值模擬方法研究了開發(fā)效果的影響因素、生產(chǎn)制度的調(diào)整時機、方式等,提出了氣頂邊水油藏合理的開采制度調(diào)控策略；房娜等［10］以渤海某大氣頂油藏為例,通過巖心、古地貌、試井和生產(chǎn)監(jiān)測等資料的綜合應(yīng)用,分析了影響油井氣竄的主要因素,提出分氣竄模式、分開發(fā)階段的全壽命開發(fā)策略。部分研究集中在開發(fā)過程中氣竄、油侵的判斷方面,鹿克峰［11］基于物質(zhì)平衡原理,推導(dǎo)出油侵氣頂體積公式,建立了原油侵入指示曲線,用來研究原油的侵入情況；姜永等［12］通過開展中小氣頂油藏多因素耦合數(shù)值模擬,指出對于強天然能量或注水開發(fā)油藏,油水黏度差異較小條件下氣頂區(qū)主要發(fā)生油侵,油水黏度差異較大條件下氣頂區(qū)主要發(fā)生水侵。

然而,上述研究主要是關(guān)于開發(fā)初期開發(fā)方式優(yōu)選、開發(fā)中期生產(chǎn)調(diào)控策略以及開發(fā)過程中氣竄、油侵的判斷方面,對于氣頂邊水油藏開發(fā)后期的調(diào)整與挖潛,尤其是雙高階段的剩余油研究及挖潛上,相關(guān)研究內(nèi)容較少,僅有廉培慶等［13］以國外某氣頂邊水油藏為例,分析了影響剩余油分布的主要因素,總結(jié)了剩余油分布模式,但也僅僅基于地質(zhì)模式上的定性總結(jié)。因此,本文針對氣頂邊水油藏開發(fā)后期的調(diào)整挖潛難題,以渤海埕北油田為原型,設(shè)計了一維物理模擬模型并建立相應(yīng)的數(shù)值機理模型,進(jìn)行物理模擬實驗研究和數(shù)值模擬分析,總結(jié)氣頂邊水油藏雙高階段剩余油分布機理與規(guī)律,給類似油田的調(diào)整挖潛工作提供指導(dǎo)。

1 物理模擬實驗研究

1.1 油田開發(fā)簡況

埕北油田位于渤海西部海域,主力生產(chǎn)層位為東營Ⅱ油組,儲層埋深1 650 m 左右。構(gòu)造類型為北東走向的斷背斜,地層傾角較小；沉積類型為辮狀河三角洲前緣沉積,儲層分布穩(wěn)定、厚度較大（單井平均鉆遇厚度22.7 m）,孔隙度均值28.9%,滲透率均值1 675×10-3μm2,為高孔、特高滲的正韻律儲層；原油性質(zhì)為稠油,地層原油黏度57 mPa·s,具有黏度高、密度大、溶解氣油比低的特點；油藏類型為帶氣頂?shù)膶訝顦?gòu)造強邊水油藏,構(gòu)造頂部為氣頂,腰部為純油區(qū),邊部為油水過渡帶,氣頂指數(shù)較?。?.1 左右）；油田邊水能量充足（水體倍數(shù)大于100倍）,油田經(jīng)過30 多年開發(fā)后壓力保持水平在95%以上。

埕北油田1985年投產(chǎn),初期采用一套不規(guī)則定向井井網(wǎng)開發(fā),充分利用天然能量的同時,局部點狀注水適當(dāng)補充地層能量,井距300～350 m。針對該油田油水帶寬、邊水能量強、有氣頂、儲層正韻律及油水黏度比高等特點,在完井階段采取了“上避氣、下避水”的射孔原則：氣頂區(qū)內(nèi)的生產(chǎn)井,射孔頂界距油氣界面以下8～10 m；鄰近油氣界面的井,射孔頂界距油氣界面以下5 m；鄰近油水邊界的油井,在平均油水界面以上避射一部分油層厚度。油田開發(fā)初期雖然采取了保護(hù)氣頂?shù)拈_發(fā)技術(shù)政策,但是實際開發(fā)過程中由于純油區(qū)的高速開采,造成氣竄發(fā)生；隨后通過東西分治、內(nèi)部點狀注水,雖然使得氣頂區(qū)壓力回升,有效遏制了氣竄,但是造成局部水侵發(fā)生；后期由于油田平臺用氣需要,氣頂區(qū)氣源井采氣,結(jié)果造成氣頂萎縮、油侵氣頂。開發(fā)30 a 后,采出程度40%,綜合含水90%,油田進(jìn)入了雙高階段,氣頂區(qū)域內(nèi)經(jīng)過長期的氣竄、水進(jìn)、油侵等復(fù)雜驅(qū)替后,剩余油分布復(fù)雜,挖潛難度大,亟需弄清埕北油田氣頂強邊水油藏氣頂區(qū)剩余油富集機理及分布規(guī)律,為后續(xù)挖潛提供指導(dǎo)。

1.2 實驗?zāi)Ｐ团c參數(shù)

為了揭示埕北油田氣頂強邊水油藏開發(fā)過程中油氣互侵的過程與機理,首先利用一維物理模擬實驗裝置,觀察和分析不同階段一維填砂管的驅(qū)替特征。根據(jù)實驗?zāi)M目的和研究需求,設(shè)計了一維填砂管驅(qū)替實驗裝置,如圖1所示,主要包括驅(qū)替系統(tǒng)、一維填砂管、氣液計量系統(tǒng)、圖像攝錄系統(tǒng)等部分。其中一維填砂管用于模擬具有一定傾角的氣頂邊水油藏的驅(qū)替,并利用攝像設(shè)備記錄油氣界面的運移情況。填砂管采用透明高強度玻璃管,尺寸長35 cm,直徑10 cm,內(nèi)填充一定目數(shù)的玻璃珠,頂部充入一部分氣體模擬氣頂,底部與平流泵相連模擬強邊水?；谯舯庇吞飳嶋H氣頂邊水油藏的相關(guān)參數(shù),利用量綱分析建立相似準(zhǔn)則［9,14］確定物理模擬實驗相關(guān)參數(shù)值（見表1）。

表1 物理模型參數(shù)與油藏實際參數(shù)值對比

圖1 物理模擬實驗裝置

1.3 實驗流程與方案

根據(jù)實驗裝置設(shè)計與實驗?zāi)康?給出了實驗的操作步驟與方案,由于驅(qū)替條件的改變,有些模式下的一些步驟可以省略。

（1）填砂。根據(jù)設(shè)計要求,實驗中使用120目的玻璃珠充填砂管。填砂過程中,為了使玻璃微珠充分填充且不被壓碎,采用振動篩一邊振動一邊充填的方式進(jìn)行,待填砂管填滿后再稍許增加一些玻璃珠進(jìn)行輕微壓實。

（2）油樣制備。取一定量的機油,采用流變儀測得該油樣的黏溫曲線,再將該機油與煤油按不同的比例配樣,分別測試不同混合油的黏溫曲線。根據(jù)實驗要求,最終選擇機油與煤油按5∶1 的比例配置黏度為57 mPa·s 的模擬地層油。為了便于觀察到清晰的油氣界面運移現(xiàn)象,利用蘇丹紅將模擬油染色。

（3）飽和油。充填完成之后,連接好相應(yīng)的管線開始對填砂管進(jìn)行飽和油。打開節(jié)流閥2,利用平流泵保持泵速1mL/min向填砂管充入模擬油。為了飽和充分,每充入30 mL 模擬油振動填砂管并靜置10 min,而后再開始下一輪充入與飽和,直至油界面上升至設(shè)定的油氣界面處。

（4）充氣。飽和油之后,關(guān)閉節(jié)流閥2,打開節(jié)流閥1,以5 mL/min 的速度向填砂管頂部充入模擬氣體,直至壓力達(dá)到0.22 MPa 且穩(wěn)定。考慮到埕北油田原油性質(zhì)為稠油,溶解氣油比低,此次填砂管實驗空間容量有限,氣體的溶解與釋放對實驗結(jié)果影響不大,此次實驗忽略氣體在模擬油中的溶解與釋放,同時考慮到實驗的安全性,沒有充入可燃的油田產(chǎn)出氣,而充入氮氣進(jìn)行模擬。

（5）驅(qū)替。在充分飽和油氣后,便可以根據(jù)實驗?zāi)康募胺桨高M(jìn)行模擬實驗。進(jìn)行驅(qū)替時,通過不同節(jié)流閥的開閉組合可模擬不同的驅(qū)替過程,利用攝像設(shè)備記錄填砂管內(nèi)油氣界面變化,同時記錄產(chǎn)量數(shù)據(jù)。

1.4 實驗結(jié)果與分析

埕北油田初期純油區(qū)強采,而后氣頂區(qū)氣源井采氣,由于內(nèi)部平衡的打破導(dǎo)致油氣互侵,為了研究分析這兩個階段的界面運移規(guī)律,設(shè)置了兩個實驗方案,分別為：（1）氣頂膨脹衰竭開發(fā)方案；（2）氣頂與強邊水共同作用開發(fā)方案。

對于方案（1）,由于埕北油田氣頂區(qū)生產(chǎn)井距邊水前緣較遠(yuǎn),在外部多井排沿程能量衰減作用下到達(dá)油藏高部位氣頂區(qū)的能量所剩無幾,氣頂區(qū)開發(fā)初期主要為氣頂膨脹驅(qū)替,因此該方案主要模擬開發(fā)初期邊水能量未能及時補充,僅利用氣頂能量衰竭開發(fā)的驅(qū)替過程。首先關(guān)閉節(jié)流閥1,2,打開節(jié)流閥3,以5 mL/min 的速度采油,模擬衰竭開發(fā),通過照相設(shè)備記錄并整理出典型時刻的油氣分布形態(tài),如圖2所示。從實驗結(jié)果可以看出,在氣頂區(qū)遠(yuǎn)離邊水供給邊界以至于供給壓力可以忽略不計的情況下,由于初期衰竭開發(fā),隨著生產(chǎn)井的采出,氣頂發(fā)生膨脹,油層氣侵。一開始?xì)怏w主要沿高部位向低部位逐漸侵入,隨著采出程度的增加,由于指進(jìn)的原因,油氣分布較為分散,油氣界面變得不明顯。

圖2 衰竭開發(fā)時氣侵形態(tài)

對于方案（2）,考慮邊部強邊水能量得到補給,模擬氣頂與強邊水同時作用下的驅(qū)替動態(tài),打開節(jié)流閥2,以5mL/min 的速度采油,同時以5mL/min 的速度維持恒定能量注入,通過照相設(shè)備記錄并整理出典型時刻的油氣分布形態(tài),如圖3 所示。可以看出,由于有強邊水能量的補充,逐漸發(fā)生油侵,油層氣侵區(qū)縮小。初期由于地層壓力的下降,氣頂開始向油井發(fā)生氣竄,氣頂膨脹,生產(chǎn)氣油比急劇上升；隨著次生底水的生成,地層壓力逐漸恢復(fù),大量氣體被采出,氣頂快速減小,之后生產(chǎn)氣油比快速下降；當(dāng)?shù)姿陀颓秩霘忭敃r,生產(chǎn)氣油比基本不變,氣頂指數(shù)不再減?。ㄒ妶D4）。

圖3 強邊水能量開發(fā)時油侵形態(tài)

圖4 強邊水作用下生產(chǎn)氣油比及氣頂指數(shù)變化曲線（物理模擬）

2 油藏數(shù)值模擬研究

2.1 油氣互侵過程分析

受制于室內(nèi)物理模擬實驗的局限性,無法開展大量重復(fù)性的實驗,有必要運用數(shù)值模擬手段進(jìn)行對比與多因素分析研究。前文的物理模擬實驗已經(jīng)開展了油氣互侵的研究與認(rèn)識,該章節(jié)將以物理實驗研究為基礎(chǔ),采用數(shù)值模擬手段擴展物理實驗的研究與結(jié)論。

埕北油田屬于氣頂強邊水油藏,由于開發(fā)壓力變化,原有的穩(wěn)定油氣邊界會出現(xiàn)油氣互侵,為了研究氣頂變化規(guī)律及剩余油分布機理,建立數(shù)值模型研究分析油侵與氣侵現(xiàn)象及后續(xù)分析。利用Eclipse 油藏數(shù)值模擬軟件建立氣頂強邊水油藏機理模型,油藏模型參數(shù)設(shè)置參考埕北油田實際參數(shù)（見表2）,正韻律儲層,頂部為小氣頂（氣頂指數(shù)0.1）,邊部為無限大水體,定向井油層中上部射孔生產(chǎn),模型尺寸為1 500 m×50 m×20 m。

表2 數(shù)值模型參數(shù)取值

方案一,設(shè)計為無邊水條件下的衰竭開發(fā),如圖5a所示,可以看出,由于地層壓力的下降,上部出現(xiàn)淺色條帶,表明氣頂開始向油區(qū)發(fā)生氣竄,氣頂膨脹。

圖5 數(shù)值模擬不同開發(fā)方式下油氣水分布形態(tài)

方案二,設(shè)計為存在強邊水驅(qū)條件下的開發(fā),模擬氣頂強邊水同時作用下的驅(qū)替動態(tài),如圖5b所示,可以看出此種情況下驅(qū)替特征規(guī)律表現(xiàn)為：①開發(fā)初期,生產(chǎn)井開井生產(chǎn)后,在生產(chǎn)壓差作用下,氣頂經(jīng)歷了一定的膨脹過程,氣頂指數(shù)有一定的增大趨勢,氣頂指數(shù)從0.10 增大至0.13 左右；隨著生產(chǎn)井見氣,同時隨著底部能量傳遞到構(gòu)造高部位,氣頂開始迅速收縮,氣頂指數(shù)快速下降,最終下降至0.05 左右；通過生產(chǎn)氣油比可以看出,存在邊水能量供給時,油井的生產(chǎn)氣油比經(jīng)歷了先急速上升再下降并趨于穩(wěn)定的過程,生產(chǎn)氣油比先急速上升至1 000,再下降并穩(wěn)定在20 左右（見圖6）,圖6 數(shù)值模擬生產(chǎn)氣油比及氣頂指數(shù)的變化規(guī)律與圖4物理模擬的規(guī)律基本一致。②隨著開發(fā)的進(jìn)行,邊水沿油藏底部快速推進(jìn),油水界面不斷向上抬升,油井附近形成明顯的錐進(jìn)；由于底部驅(qū)替能量的加入,氣頂?shù)臍飧Z相比衰竭情形（方案一）有一定的抑制。③與無邊水能量的情形相反,邊水和油侵入氣頂時,油藏上部的氣頂會隨著油藏的開采逐漸收縮,油氣邊界逐漸向構(gòu)造高部位移動,當(dāng)?shù)貙訅毫Ψ€(wěn)定,氣頂不再減小,可見強邊水驅(qū)動對氣頂?shù)臏p小起到了至關(guān)重要的作用。

圖6 強邊水作用下生產(chǎn)氣油比及氣頂指數(shù)變化曲線（數(shù)值模擬）

從整個驅(qū)替過程來看,各個階段數(shù)值模擬機理模型和物理模擬模型的油氣互侵規(guī)律基本一致,與油田實際不同生產(chǎn)階段的生產(chǎn)特征也相吻合,證明了物理模擬實驗結(jié)果的合理性。

2.2 氣頂演變規(guī)律影響因素分析

以上研究是基于生產(chǎn)井部署在油藏中部,為了進(jìn)一步研究氣頂演變規(guī)律的影響因素,設(shè)置了不同油藏部位布井生產(chǎn)的模型對比,分別為：（a）生產(chǎn)井靠近氣頂,（b）生產(chǎn)井位于中部,（c）生產(chǎn)井遠(yuǎn)離氣頂,如圖7所示。生產(chǎn)井的位置影響氣頂演變規(guī)律,進(jìn)一步對比不同打井部位所表現(xiàn)出的不同特征可以看出,類似于埕北油田的小氣頂油藏（氣頂指數(shù)0.1）,不同部位打井生產(chǎn)對氣頂減小的影響主要在中后期,且打井部位越高、越靠近氣頂區(qū),氣頂減小得越快,變化幅度越大；而在開發(fā)初期,不同部位打井對氣頂?shù)淖兓扔绊懖⒉幻黠@；在中高部位打井時,開發(fā)后期都會出現(xiàn)次生底水突破氣頂?shù)默F(xiàn)象,且打井部位越高、越靠近氣頂區(qū),次生底水突破的時間越早。在低部位打井時,并未出現(xiàn)次生底水突破氣頂?shù)默F(xiàn)象。

圖7 生產(chǎn)井位于不同部位下油氣水分布形態(tài)

2.3 實際油藏剩余油分析及挖潛效果

總結(jié)以上物理模擬與數(shù)值模擬研究分析,從整個驅(qū)替過程來看,氣頂邊水油藏氣頂?shù)臏p小與強邊水有緊密聯(lián)系,氣頂減小的機理主要為：在靠近氣頂區(qū)有生產(chǎn)井存在的條件下,初期由于地層壓力的下降,氣頂開始向油發(fā)生氣竄,氣頂膨脹,生產(chǎn)氣油比急劇上升；隨著邊水向內(nèi)部侵入,逐漸形成次生底水,地層壓力逐漸恢復(fù),隨著大量氣體被采出,氣頂快速減小,油侵氣頂,之后生產(chǎn)氣油比下降至逐漸穩(wěn)定。從剩余油角度看,平面上油侵氣頂,原油在原始?xì)忭攨^(qū)內(nèi)富集,縱向上邊水沿底部侵入,儲層頂部剩余油富集。

針對以上認(rèn)識,進(jìn)一步以埕北油田實際油藏數(shù)值模型進(jìn)行模擬研究,如圖8所示?？梢钥闯?第一階段為開發(fā)初期氣頂控制階段,對應(yīng)于油田實施保護(hù)氣頂?shù)拈_發(fā)技術(shù)政策階段,主要通過避開油氣界面射孔,盡量控制氣頂和保護(hù)氣頂。在這一階段通過含氣飽和度場可以看出,氣頂范圍基本保持不變,但同時也可以看出有部分油井出現(xiàn)了氣竄現(xiàn)象（非均質(zhì)影響）。第二階段為開發(fā)中期抑制氣竄階段,對應(yīng)于油田實施點狀注水和油田見水后強邊水能量補充階段,氣竄發(fā)生后,一方面通過內(nèi)部點狀注水、控制生產(chǎn)井井底流壓等方式,控制氣竄的影響,另一方面內(nèi)部逐漸見水,強邊水能量得到補充,氣頂產(chǎn)氣量逐漸減小。第三階段為開發(fā)后期挖潛階段,隨著氣頂氣量減小和氣頂指數(shù)縮小,油區(qū)原油不斷侵入原氣頂區(qū)域,可通過在原始?xì)忭攨^(qū)高部位部署調(diào)整井,進(jìn)行剩余油挖潛。

圖8 埕北油田不同開發(fā)階段剩余油剖面

根據(jù)物理模擬實驗、油藏數(shù)值機理模擬分析以及油田實際油藏數(shù)值模型分析研究,認(rèn)識到埕北油田氣頂區(qū)經(jīng)過長期的氣竄、水進(jìn)、油侵等復(fù)雜驅(qū)替后,開發(fā)后期氣頂萎縮、油侵氣頂,剩余油主要為分布在原始?xì)忭攨^(qū)和儲層頂部的氣頂侵入油和頂部剩余油?；谑Ｓ嘤脱芯空J(rèn)識,制定了在原始?xì)忭攨^(qū)進(jìn)行水平井井間加密挖潛頂部剩余油的調(diào)整對策（見圖9）。

圖9 埕北油田氣頂區(qū)調(diào)整井挖潛實例及效果

在原始?xì)忭攨^(qū)原定向井井間進(jìn)行水平井加密,挖潛井間及儲層頂部剩余油,如圖9所示,水平井平面上部署于一次井網(wǎng)定向井井間,井距由300～350 m 加密至150～200 m,水平段長度250～300 m,縱向上部署于原始油氣界面之上2～5 m。油田進(jìn)入雙高階段后,在氣頂區(qū)共實施加密水平調(diào)整井8口,加密調(diào)整井初期日產(chǎn)原油40～115 t,平均70 t,為周邊老井產(chǎn)量的2～5 倍,含水率0%～85%,較周邊老井降低50%以上,取得較好的控水增油效果。調(diào)整井投產(chǎn)后僅前1～3 d 生產(chǎn)氣油比高于溶解氣油比,隨后生產(chǎn)氣油比恢復(fù)至溶解氣油比附近,并無大量氣體產(chǎn)出,生產(chǎn)動態(tài)說明原始?xì)忭攨^(qū)氣層氣已基本采完,原始?xì)鈱颖辉颓秩搿Ｖ?020 年12 月,8 口加密調(diào)整井已累產(chǎn)油27.13×104t,預(yù)計總累產(chǎn)油達(dá)到58.96×104t。氣頂區(qū)挖潛實踐充分表明,對于埕北油田氣頂區(qū)的油氣水運移規(guī)律及剩余油分布規(guī)律的研究認(rèn)識是可靠的。

3 結(jié)論

（1）設(shè)計并開展氣頂強邊水油藏填砂管物理模擬實驗,研究油氣互侵機理及規(guī)律,結(jié)果顯示當(dāng)?shù)貙幽芰枯^弱時（衰竭開發(fā)）以氣侵為主,當(dāng)?shù)貙幽芰枯^強時（強邊水或人工注水）以油侵氣頂為主。

（2）建立氣頂強邊水油藏數(shù)值模擬機理模型,研究剩余油分布規(guī)律,結(jié)果顯示數(shù)值模擬和物理模擬的油氣互侵規(guī)律基本一致,與油田實際不同生產(chǎn)階段的生產(chǎn)特征也相吻合,證明了物理模擬實驗結(jié)果的合理性。

（3）對于氣頂強邊水油藏,在靠近氣頂區(qū)有生產(chǎn)井存在的條件下,油井快速氣竄,在強邊水推動作用下氣頂萎縮、油侵氣頂,邊水主要沿儲層底部向構(gòu)造高部位推進(jìn),剩余油主要分布在油侵氣頂區(qū)和儲層頂部。

（4）針對渤海埕北油田地質(zhì)油藏特征與開發(fā)生產(chǎn)特征,基于物理模擬實驗、機理數(shù)值模擬分析以及油田實際油藏數(shù)值模型分析研究,在埕北油田原始?xì)忭攨^(qū)實施水平井加密調(diào)整,挖潛原始?xì)忭攨^(qū)剩余油取得較好效果。