气驱油藏开发效果评价新方法及其应用

孟智强 祝晓林 王永平 文佳涛 刘 超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 前 言

开发效果评价对评价油田重大措施、调整开发实施效果以及指导决策后续开发方向等都具有重要作用。目前，国内外学者在气驱油藏方面开展了很多研究，尤其在CO2驱、N2驱、气水交替驱油等方面取得了大量的研究成果[1-4]。胡伟、赵腾、任宇轩、袁士义等人研究了气驱开发提高采收率的机理，研究主要集中在水驱转气驱后对波及体积、采收率等方面的影响，研究手段以室内岩心实验为主[5-8]。薛颖、李梅等人研究了气驱开发的效果评价方法[9-10]，研究主要以数值模拟手段评价CO2驱油效果为主。杨国绪、顾乔元、童凯军等人首次提出了甲型气驱特征曲线，建立了基于甲型气驱特征曲线的油藏开发效果评价方法，但该方法存在形式复杂、矿场应用不便等问题[11-13]。本次研究基于油气两相渗流理论，结合物质平衡和达西渗流理论，建立了一种评价气驱油藏开发效果的新方法，并针对X油田气驱油藏全寿命开发策略作出评价，用于指导海上气驱油藏的开发。

1 研究区概况

X油田位于渤海辽东湾海域，油田整体为断裂半背斜构造，构造北西高南东低，油田内部断层较发育。油田平面上受大断层分割，被分为东、西2个高带，内部受次级断层分割，东、西高带被划分为多个井区；油田纵向上包括古近系沙河街组、太古宇潜山2套含油气层系。

本次研究的气驱油藏位于X油田古近系沙河街组沙二段S井区I油组。X油田为带气顶和边水的层状构造油气藏(见图1)，油气藏埋深为-1 450.0～-1 750.0 m，为辫状河三角洲前缘亚相沉积。测井解释储层孔隙度平均26.4%、渗透率平均279×10-3μm2，具有高孔中渗的储集物性特征。油藏气顶指数2.2，天然能量充足，油田开发采用水平井穿多层平行流体界面的天然能量开发，采油井共11口。目前日产油量393 m3，日产气量53×104m3，气油体积比1 343，动用原油地质储量采出程度32.0%，采油速度2.4%。

图1 X油田S井区油藏剖面图

2 开发效果评价模型

2.1 开发效果评价模型的建立

以X油田S井区I油组油藏为原型，建立气驱油藏模式(见图2)。其中,图2a表示原始状态下，油、气两相平衡；图2b表示开采状态下，油环中原油被采出、气顶气侵入纯油区。随着气顶气的不断侵入，若水平井段出现气窜通道，那么油井的产油量将逐渐被抑制，气顶能量损耗加快，开发效果变差；反之，若气油界面均衡推进，气顶能量利用充分，则开发效果变好。因此，采用气油体积比和采出程度之间的关系来判断气顶能量的利用情况是建立气驱油藏开发效果评价模型的关键。大气顶油藏气顶能量充足，水体能量相对微弱，在研究过程中忽略水体影响，仅考虑油气两相流动，水相以束缚水形式存在，开发过程中地层压力下降缓慢，忽略时间因素对流体性质变化的影响。

图2 气驱油藏模式图

地层条件下，稳定的油气两相渗流规律可以用达西定律来表示：

(1)

(2)

式中：Qga为地层条件下气相流量，m3/d；Qoa为地层条件下油相流量，m3/d；K为油层绝对渗透率，10-3μm2；Krg为气相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；A为油层横截面积，m2；ΔP为驱替压差，MPa；μg为地层天然气黏度，mPa·s；μo为地层原油黏度，mPa·s；L为油层长度，m。

将地层条件下流量转换为地面条件下流量：

Qga=(Qg-QoRsi)Bg

(3)

Qoa=QoBo

(4)

式中：Qg为地面条件下气相流量，m3/d；Qo为地面条件下油相流量，m3/d；Rsi为原始溶解气油体积比；Bg为地层条件下天然气体积系数；Bo为地层条件下原油体积系数。

将式(1)—(4)联立，可得：

(5)

在气驱油过程中，岩心气相和油相相对渗透率比值与岩心含气饱和度的关系(Krg/Kro-Sg)满足式(6)所示指数函数关系：

(6)

式中：Sg为含气饱和度；m、n为拟合系数。

根据物质平衡理论，在气驱油过程中，地下天然气的侵入体积应与地下原油的采出体积一致，气驱油藏任意时刻含气饱和度可表示为：

(7)

式中：Np为累计产油量，104m3；Nd为可动用原油地质储量，104m3；Swi为束缚水饱和度。

对公式进行运算、变形，可得乙型气驱特征曲线形式，如式(8)所示：

lg(Rgo-Rsi)=A+BNp

(8)

式中：Rgo为生产气油体积比。

开发期末经济极限产量下(海上油田一般为5 m3/d)的生产气油比为经济极限气油比，用Rgo,max表示，油田累计产油量为可采储量NR，如式(9)所示：

lg(Rgo,max-Rsi)=A+BNR

(9)

将式(8)与式(9)相减，整理可得：

(10)

式中：E为采出程度；ER为采收率。

Rgo=Rsi+10lg(Rgo,max-Rsi)+5.2(E-ER)

(11)

其中，油藏的Rgo,max可以通过该油藏某一井网长期开发时气油比和产量之间的回归关系求得。式(11)就是能够评价气驱油藏开发效果的气油体积比、采出程度和采收率之间关系的模型。

2.2 模型的说明及用途

根据模型绘制其开发效果评价图版(见图3)。模型的纵坐标最大值为研究目标油藏的经济极限气油比。该图版反映了油藏随采出程度增加，气油体积比的客观变化规律。在稳定渗流条件下，生产气油体积比随采出程度的加大呈对数增加。将实际油藏或井的生产数据引入到该图版，通过对比图版与实际曲线判断气驱油藏开发效果的变化。

图3 气驱油藏开发效果评价模型图版

3 数值模拟验证及技术优势

3.1 数值模拟验证

以X油田S井区I油组地质油藏参数为例，建立相同气顶指数和边水倍数的大气顶油藏地质模型，通过数值模拟验证开发效果评价模型对气驱油藏开发效果变化动态响应的有效性。油藏数模模型为一个由3口井组成的天然能量开发单元，平面上油井距离为600.0 m，井间加密后油井距离为300.0 m，油层垂厚共30.0 m，分为2个小层，单层垂厚15.0 m。设计平面网格为25.0 m，纵向网格为1.0 m，所有油藏数模模型均开发至单井经济极限产油量(5 m3/d)情况下进行模拟。

大气顶油藏开发过程一般涉及3个方面的调整：一是通过对油井生产制度的调控，实现平面流场的调整；二是通过对水平井不同防砂段的卡气作业，实现纵向的均衡动用；三是通过井间加密等重大调整措施，实现井间剩余油的挖潜。根据上述3类措施的数值模拟结果，将生产动态数据用于开发效果评价模型中，结合相应剩余油分布情况进行开发效果分析检验，结果如表1所示。

表1 数值模拟检验图版响应特征

措施前后剩余油分布、采出程度的变化表明，上述措施对油藏剩余油的动用均起到了积极作用。从相应的开发效果评价模型响应可以看出，在措施实施后，油田气油体积比和采出程度关系在图版上均向提高采收率方向发生偏移或者偏折。该模型能够有效地评价气驱油藏开发效果的变化。

3.2 技术优势

为说明模型的技术优势，将本模型与甲型气驱特征曲线推导的开发效果评价模型[13]进行对比。甲型气驱特征曲线开发效果评价模型如式(12)所示：

(12)

对比式(11)、(12)发现，新型评价图版采用气油体积比作为纵坐标，相比甲型气驱特征曲线开发效果评价模型，其物理意义更明确，在矿场使用过程中投影气油体积比和采出程度关系更为方便实用。

4 矿场实践

应用上述模型对X油田S井区I油组大气顶油藏开发历程中3类措施的效果进行评价。该油藏2010年6月投入开发，经历了上产期、快速递减期、生产稳定期、加密调整期和缓慢递减期等5个阶段(见图4)，其间采用了“控、卡、提、加密”的开发策略。在开发中后期气油体积比总体呈上升趋势，采用传统的气油体积比单一评价体系难以评价此类油藏的开发效果，所以尝试采用本模型对油藏开发效果进行评价。

图4 X油田S井区I油组生产曲线

4.1 工作制度优化

以Y5H井的实际生产数据为例，说明开发效果评价模型对工作制度优化效果的响应。Y5H井在开采初期，以气油体积比为依据判断开发的效果，提出缩油嘴控制气窜的策略，有效地控制了气油体积比的上升(见图5a第1阶段)。当该井生产至中后期时(见图5a第2、3阶段)，气油体积比总体呈现上升趋势，通过气油体积比这一单一评价体系难以判断开发效果的变化。

应用开发效果评价模型(见图5b)时，第1阶段——高采油速度开发过程中，气油体积比随采出程度的增加而急剧上升，通过缩油嘴控产，有效地控制了气油体积比的上升趋势，开发效果变好。第2阶段，通过缩油嘴控制气窜，依靠气油体积比曲线判断开发的效果难以实现。但通过图版可以明显看出此阶段气油体积比与采出程度同步增加，特别是缩油嘴后，气油体积比急剧上升，开发效果变差。第3阶段扩大油嘴后，气油体积比保持稳定，表明开发效果逐步稳定。

图5 模型对工作制度优化效果的响应

通过图版对开发效果进行判别可知，以气驱为主的大气顶油藏开发初期应以低采油速度防止气窜和缩油嘴控气为主，中后期扩大油嘴、扩大生产压差可有效地提高开发效果。从机理上分析，开发初期防气、控气主要是防止高采油速度引起的气顶推进，从而过早形成气窜通道、降低气顶气的波及[14]，开发中后期提产提气主要是因为气窜通道逐步形成后，一味的控产、降低生产压差将难以动用油层，提高气驱量有利于扩大生产压差、提高平面波及和气体的冲刷倍数，从而达到提高驱油效率的效果[15]。

4.2 卡气措施

以Y3H井的实际生产数据为例，描述开发效果评价模型对卡气效果的响应。Y3H井位于大气顶油藏油柱高度的上1/3位置，垂向上距离气油界面10.8 m，平面上距离气油界面200.0 m。从图6a可以看出，该井生产1年左右发生气窜，识别气窜层位并实施卡气作业后，该井气油体积比显著下降，从开发效果评价模型(见图6b)能够判断该井向提高采收率的方向发展。

图6 模型对卡气效果的响应

4.3 井间加密

X油田S井区I油组油藏为提高井间储量动用程度，提出了井间加密的综合调整策略(图7a)。从图4可以看出，S井区I油组油藏在加密调整期产油量提高的同时气油体积比也逐步上升，开发效果难以通过气油体积比这一单一指标进行衡量、判断。

应用开发效果评价模型(图7b)可以看出，X油田S井区I油组油藏在综合调整策略实施后，开发效果明显转好，采收率由30%线转至35%线，这表明通过井间加密的措施改善了原有井间储量动用不充分的问题，提高了油藏采收率，开发效果向好。

图7 模型对气驱油藏井间加密效果的响应

矿场实践表明，开发效果评价模型能够有效评价气驱油藏开发效果的变化，能够解决该类油藏在开发中后期调控方向选择难的问题。通过该图版的判断，为大气顶油藏“控、卡、提、加密”的全寿命生产管理策略提供了理论支持。

5 结 语

通过严格的渗流理论，推导、建立了评价气驱油藏开发效果的气油体积比、采出程度和采收率之间的关系模型，揭示了稳定渗流条件下生产气油体积比与采出程度呈对数增长的客观规律，为气驱油藏开发效果评价奠定了基础。

充分利用气顶能量驱油是大气顶油藏开发的关键，其开发效果评价主要取决于单位采出程度下气油体积比的上升速度。若单位采出程度下气油体积比上升快则气窜通道形成，开发效果变差；相反，则气油界面驱动相对均衡，开发效果变好，开发效果评价模型是这一指标的有效反映。

数值模拟及现场实例验证表明，开发效果评价模型能够指导气驱油藏开发效果评价，但该方法在计算过程中忽略了水体对开发的影响，对于具有一定水体能量的油藏仍有局限性，可参考使用。