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

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)。