古近系低渗透油藏伴生气回注方案可行性研究

程 佳，陈斯宇，吴刘磊，李 伟，戴 宗，闫正和.

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518067)

为进一步提高国家能源安全，全国范围内都在加大勘探开发力度，但如何有效利用现有资源提高油田的采收率技术也是油田开发技术人员亟须解决的问题。随着注气技术的不断进步，注气这一提高采收率的手段也被多次推广应用于国内外的各大油田。其中，注烃类气占比也在逐步攀升。据不完全统计，国内天然气气驱项目有15个，与南海东部古近系低渗透油田地质油藏特征较为接近的油田经实践证实提高采收率可达12%～22%[1-2]。目前南海东部地区近几年勘探发现中古近系低渗透油藏占比较大，受地质油藏和海上生产条件限制，油田开发方案设计多以注水开发为主，但低渗油藏注水实际开发存在注入困难、难以建立完善注采对应关系等问题，导致单井产能低、产量下降快、压力衰竭快，从而使得预测采收率偏低，经济性整体不高。与注水开发相比，注气开发是一种具有诸多优点的开发方式，可以有效降低界面张力，提高驱油效率[3-4]。考虑到南海东部古近系部分油田的气油比高，除满足自用气量外，平台富余气量仍较多，使得在注水开发方案设计过程中对基础方案需进行压产处理，高峰年产及技术可采都较原方案降低，进一步降低了油田的经济性，油田更加边际。为此，在南海东部低渗透油田首次开展伴生气回注提高采收率的研究，聚焦低渗透难动用区块，采用多种方式评价优选合适的回注区块，并针对优选靶区进行伴生气回注可行性分析，一方面有益于为目标油田后期方案优化提供理论决策基础，另一方面为相似低渗透油田提供经验技术借鉴。

1 注气靶区多方法融合评价优选

南海东部地区近几年勘探发现中古近系低渗透油藏占比较大，但适合进行伴生气回注的油藏难以有效选取。为此，考虑从烃气地下体积、原油特性、油藏特征、岩石特征等方面入手，首先采用模糊综合评价法和油藏特性分析两种方法对南海东部6个区块是否适合伴生气回注进行综合评价，然后通过分析两种方法的优缺点推荐采用模糊综合评价法，从地质油藏特征的角度优选出合适的回注气区块。

1.1 油藏特征分析优选法

考虑未来注气开发方案的可操作性，重点挑选正在评价或正在建设的区块，经过初步筛选，选出南海东部的6个区块进行分析。采用油藏特征分析法，重点考虑影响注气的地质油藏因素，分类判断优缺点，并建立打分原则，从而得到不同区块的综合分数，以此初步判断适合伴生气回注的区块。

综合各方面因素，分别从流体特征、油藏特征、岩石特征、存在问题等方面对6个区块进行分析。对于适合注气的正向影响考虑含油饱和度高、地层倾角大、储层较薄、原油黏度小；负向影响除以上因素外，还考虑构造储层不落实、储层内部非均质性强，如内部断层发育、层间和层内渗透率级差大、储量规模小[5-6]。

结合地质油藏特征，对6个区块进行综合评价，列出各区块的优缺点，见表1。为了定量化分析，同时本着不因一个不利因素而否决一个区块的概念，制定打分原则。参考调研文献，流度比低有助于采收率的提升，在成功进行注烃类气项目中，原油黏度都小于4 mPa·s，若低于该值则认为适合注气。理想状态下，混相驱和非混相驱的含油饱和度最低限度分别为26%、51%，考虑若高于51%则定为适合注气。地层倾角建议为15°以上，满足定为适合注气因素。设定适合注气的因素加0.1分，不适合注气的因素减0.05分[7-8]。

通过打分判断，适合伴生气回注的可行性由高到低排序：区块2>区块6>区块4>区块3>区块1>区块5(表1)。区块2储层相对较薄、地层倾角较大、含油饱和度高、原油黏度小，相对其他区块适合注气的有利因素更多，因此基于油藏特征分析法，区块2最适合伴生气回注。

1.2 模糊综合评价法

根据调研情况[8]分别从原油特性、油藏特征、岩石特征3个方面建立筛选标准。给定各技术参数取值范围，并根据技术参数的重要程度对各参数赋值，再结合权重对各区块进行综合评价。将参数分为主要指标、次要指标和参考指标。主要指标：储层渗透率、地层原油黏度、储层非均质性；次要指标：含油饱和度、厚度(地层倾角)、压力；参考指标：原油密度、深度。其中，最优的情况为地层原油密度低于0.84 g/cm3，原油饱和度>70%，地层原油黏度<1 mPa·s，油藏压力范围为15～20 MPa，油藏埋深范围为1 200～2 000 m，储层非均质性渗透率突进系数<2，渗透率范围为0.1～10 mD，储层厚度<10 m，地层倾角在15°以上。

应用模糊综合评价法对6个井区进行评价，评价过程如下：

表1 油藏特征评价结果表Table 1 Reservoir characteristics evaluation result table

(1)建立评价对象的因素论集：U={储层渗透率，地层原油黏度，储层连通性，含油饱和度，厚度，压力，原油密度，深度，温度}；

(2)确定评价对象：V={区块1，区块2，区块3，区块4，区块5，区块6}；

(3)逐个对被评价对象从每个因素Ui(i=1,2,3,…,m)上进行量化，建立模糊关系矩阵。

(4)对因素赋权重值U={0.2,0.2,0.15,0.1,0.09,0.08,0.07,0.06,0.05}；

(5)因素权重值与模糊关系矩阵作乘积，最终得到每个评价对象的得分(表2)。

表2 模糊综合评价区块筛选(评分)表Table 2 Fuzzy comprehensive evaluation block screening and scoring table

通过模糊综合评价得到了各区块的综合得分，适合伴生气回注可行性由高到低排序：区块2>区块6>区块5>区块3>区块1>区块4。其中，区块4由于储层非均质性相对较强和渗透率相对较高，综合评价得分最低，其他区块的评分整体差异不大。

1.3 伴生气回注靶区的确定

通过油藏特征分析和模糊综合评价方法，对6个区块的注伴生气回注适用性进行了定量排序，发现两种方法得到的区块的排序有所差异。对比两种方法发现，模糊综合评价法可以考虑更多的地质油藏特征参数，并且基于构建的评价指标建立评价矩阵，对结果向量进行解释的评价结果更为清晰与客观。因此，推荐采用模糊综合方法的评价结果作为伴生气回注靶区优选的评价基础。

从表2可以看出，区块2为伴生气回注试验靶区，考虑油藏特征分析法区块2的综合得分也为最高，因此，最终推荐区块2为伴生气回注试验靶区。

2 靶区伴生气回注方案研究

在确定了试验靶区后，靶区伴生气回注可行性判断需要在静态地质油藏特征分析的基础上考虑动态影响因素全面进行评估。为此，首先建立目标区块的半理论模型，模拟得到不同影响因素与油藏采收率的关系，通过影响因素显著性分析得到地质和开发影响因素差异，然后采用目标靶区的实际油藏模型，基于注气开发影响因素分析成果，重点考虑特别显著的影响因素，进一步优化注采位置、注采井距等，量化目标靶区伴生气回注提高采收率开发效果，从而有效评估靶区伴生气回注方案的可行性。

2.1 注气混相条件数值综合评价

为了建立半理论油藏模型，需要分析模型的注气混相条件。在未确定采用混相驱还是非混相驱的情况下，需要通过其最小混相压力判断驱替方式。采用相态分析法和长细管数值实验模拟法综合判断确定最小混相压力。

首先，需要利用流体组分分析软件PVTSIM对原油组分进行PVT实验数据拟合，实现在缺乏相应实验数据支持的情况下进行原油混相条件的研究[9-10]。目标区块2地层的流体物性参数来源于井地层流体分析实验资料。将原始组分进行拟组分合并，采用试凑法，通过调整不同临界压力和临界温度拟合流体的相态特征，最终饱和压力和气油比的拟合结果见表3。由表可知对关键参数饱和压力和气油比的拟合结果误差接近0%，拟合效果较好。

表3 饱和压力及气油比拟合结果Table 3 Saturation pressure and gas-oil ratio matching results

使用相态分析方法确定注气驱最小混相压力时，采用相态分析软件PVTSIM进行混相压力计算。选择代表性好、相态拟合参数场分布符合相态一般规律的地层流体样品作为研究对象。由于所用伴生气来自3个井区，注入气组成要根据各井区的生产情况确定。为了研究不同年份下注入气组成的混相情况，设置4种不同生产年份下的注入气。对2023—2026年的注入气进行三角相图分析(图1a所示)，可知该4年的注入气组分较接近，且均能和地层原油发生一次混相，同时计算得到一次混相压力均小于原油地层压力，说明注入气与地层原油在地层条件下容易达到混相状态。

图1 不同方法注烃气最小混相压力模拟结果Fig.1 Simulation results of minimum miscibility pressure of hydrocarbon injection in different methods

长细管数值实验模拟法将PVTSIM分析结果输入长细管机理模型中，模拟多次接触情况下的混相过程，得到多次接触情况下的最小混相压力细管模拟。可以考虑油藏和注入气体在多孔介质中连续接触，并在模拟过程中最大限度地排除重力分异、黏性指进等不利因素的影响[11]。设计采用组分模型，只考虑在X方向的一维流动，在第一个和最后一个网格分别设置1口注气井和1口生产井。设计长细管模型网格数量为1 000×1×1，长度10 m，直径1 cm，气体由第一个网格注入，原油由第1 000个网格采出。注入井采用恒定压力注入的方式，驱替速度为7.4 mL/h。油气体系存在Nc个组分，不考虑水相和重力影响。长细管数值实验结果如图1b所示，最小混相压力见表4。不同年份下的多次接触最小混相压力较接近，且均低于原始地层压力，因此在多次接触情况下目标靶区注入气和地层原油易达到混相状态。选取4年注伴生气条件下最小混相压力的最大值作为油藏模型的基础。

表4 不同方法和年份注烃气最小混相压力统计表Table 4 Statistical table for minimum miscible pressure of hydrocarbon injection gas in different methods and years

2.2 注气开发影响因素显著性分析

基于4年注伴生气条件下最小混相压力数值条件建立目标靶区半理论油藏模型，分析不同因素的影响因素和作用机理，从而进行主控因素的显著性分析，有效指导注气开发方案设计。

通过引入正交试验分析法，从地质因素(地层倾角、储层厚度、储层渗透率、地层韵律性、渗透率级差、垂向/水平渗透率比值Kv/Kh)和开发因素(注采井位、启动压力梯度、注采井距)两个角度出发设计正交实验表，共设计了18组正交试验模拟序列；利用油藏半理论模型，基础模型网格：100×40×30，网格尺寸：20 m×20 m×1 m，按照表5所示试验数据组合调整模型参数模拟计算得到不同试验的采收率。通过正交试验结果分析，优化影响因素敏感性，有效量化注气开发影响因素排序[12]。结合靶区不同层实际的地质油藏情况，给定不同因素的敏感范围，得到不同因素组合模式下的采收率预测值，考虑自由度为(3,8)的λ0.1=2.92，λ0.05=4.07，λ0.01=7.59。据各因素的F值与λ0.1、λ0.05、λ0.01的比较来确定该因素的影响因素[13]，最终分析影响因素显著性排序为：启动压力梯度>注采位置>井距>地层倾角>地层韵律>渗透率>Kv/Kh>渗透率级差(表6)。

表5 正交试验设计表Table 5 Orthogonal test design table

2.3 靶区伴生气回注方案研究

筛选出的区块2纵向上发育古近系文昌组文二段、文三段和文五段地层，3个层的动用储量面积叠合程度低，为弱边水驱动，为此需要进一步分析细化合适的伴生气回注层位。综合区块地质油藏特征，考虑注气开发影响因素分析结论，推荐文五段为主要试采层位。推荐理由为：①地层倾角：文五段实际地层倾角为15°左右，有利于延缓注入气突破；②储层厚度：文五段总有效厚度为18.9 m，其他层相对较薄，不利于避免气窜；③渗透率：文五段平均渗透率为7 mD，有利于发挥气驱优势；④韵律性：复合韵律利于注气驱；⑤Kv/Kh为0.2，有利于避免气油比快速上升；⑥井网：上部物性相对较好层位注水方案已进入基设阶段，可充分利用注水井降本增效。

表6 正交试验设计结果分析表Table 6 Orthogonal test design results analysis table

类比区块2比采油指数和低渗油田DST图版，调研物性相似油田的注气开发增产倍数，综合确定注气开发合理产能。注气井增产倍数按注水开发情况下初期产能的1.8倍计算[14]。方案考虑分别对注气时机、生产井型、注气和生产井位以及注采层位进行方案优化[15-16]。结合区域情况和模拟结果制定开发策略，主要考虑充分利用周边工程设施降低开发成本。如表7所示，在注气时机优化中，方案1最大含水率低于方案2，且累产更高。在井型优化中，考虑文五段有3个小层，设计了4种情况，优化发现定向井多层合采、定向井多层合注的方案动用层位最多，开发效果最好，推荐井型采用定向井合采WC510Ⅱ、WC520Ⅰ和WC510Ⅱ层。在井位优化中，根据地质油藏基本情况，设置高注低采和低注高采两种方案。对比方案结果发现，由于注入气总气量相对较少，高注低采方案下混相溶剂集中在注入井周围，不利于后期气井转油井生产，造成注入气的浪费；而低注高采方案在注气过程中未出现注入气突破的情况，推荐低注高采的方案。在注采层位优化中，在尽量保证不同层位均衡注入、纵向波及效率最大化的原则下，考虑5种射开方案，3层全部射开方案的换油率和采收率最高，且分层注气量最均衡，推荐3小层全部射开进行注气[17-19]。

表7 试验靶区伴生气回注方案优化结果Table 7 Optimization results of the associated gas re-injection case in the test target area

综合方案优化结果，选取对应最优的指标方案组合，设计采用2注1采的方案开发区块2的WC510Ⅱ、WC520Ⅰ和WC520Ⅱ三层，井型均为定向井合注/合采，在投产前6年采用1口注水井、1口注气井和1口生产井的方式进行开发，投产6年后将注气井转为注水井，最终技术可采量为34.73×104m3，采收率为20.3%，井位部署如图2所示。

图2 目标靶区回注伴生气优化开发方案Fig.2 Optimized development plan for associated gas re-injection in the targeted area

3 伴生气回注方案可行性分析

若不考虑伴生气回注方案，区块2只能采用纯注水方案开发。纯注水开发方案同样设计2注1采，东北区注水井位置为伴生气回注方案中注气井的位置，方案最终采收率仅8.9%，3口开发井累产仅17.11×104m3，经济性差。而通过优化后的伴生气回注方案技术可采提高17.62×104m3，采收率显著提高11.4%。两套方案开发井数相同，年产剖面显著提高，且稳产期明显延长，累产也增幅明显，投入成本未明显增加的情况下可以有效提高本油田的经济效益。同时，注气方案可以充分利用邻近开发油田的伴生气，节约了伴生气处理费的同时，原高产气油田也无需进一步压产，大过其他油田的经济效益。

图3 目标靶区伴生气回注方案与纯注水方案对比Fig.3 Development plan comparison of associated gas re-injection and pure water injection

从年产剖面可以看出，注气开发方案可以有效延缓油田递减，稳产年限长，可以有效提高油田整体的开发经济效益，如图3所示。因此，认为目标靶区采用伴生气回注和注水联动的开发方案可以显著提高油田采收率，在技术上是具有可行性的。

4 结论与建议

(1)模糊综合评价法更适用于伴生气回注靶区筛选，量化影响因素综合分析，有效筛选出伴生气回注靶区2。通过影响因素显著性分析，明确了靶区影响因素排序为：启动压力梯度>注采位置>井距>地层倾角>地层韵律>渗透率>Kv/Kh>渗透率级差。

(2)在实际模型中建议通过阀压设置来实现启动压力梯度模拟，在此基础上考虑注采井距、井型等优化，确定最佳伴生气回注方案。分析认为目标靶区采用伴生气回注和注水联动的开发方案是最优的，对比纯注水开发，采收率提高幅度达11.4%。

(3)提出了一套海上深层古近系低渗透储层注气可行性分析评价方法，对同类型油田考虑伴生气回注方案研究具有一定协助指导意义。但由于注气混相条件数值综合评价中缺少实际室内实验分析结果，软件模拟可能存在误差，若进一步考虑现场实践，建议补充室内实验以降低方案的风险。