陳東明

(中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

氣頂油藏由氣區(qū)和油區(qū)兩部分組成，兩個區(qū)域中間沒有隔離，一般情況下氣區(qū)在上，油區(qū)在下，部分氣頂油藏還有邊底水存在[1]。若氣頂油藏開發(fā)方式不合理，很容易造成油、氣區(qū)壓力不平衡,導致氣竄和油侵，降低其采收率[2]。大油環(huán)氣頂油藏一般采用油在先，氣在后保護氣頂能量的開采策略[3]，早期采用注水開發(fā)方式開采油環(huán)，一定階段后轉(zhuǎn)為油氣同采。注水開發(fā)的氣頂油藏進入高含水后期如何進一步改善開發(fā)效果，提高原油采收率是目前開發(fā)過程中面臨的難題。以哈薩克斯坦共和國K油田Ⅳa斷塊作為研究對象，進行氣頂油藏高含水后期頂部注烴氣保壓氣驅(qū)研究，分析影響注烴氣開發(fā)效果的各種因素，探索一種適合氣頂油藏高含水開發(fā)后期油藏特點的開發(fā)模式。

1 頂部注烴氣保壓氣驅(qū)提高采收率機理

根據(jù)Firoozabadi-Aziz關(guān)系式[4]計算，K油田烴氣與原油的最小混相壓力在50MPa以上，遠高于該油田的地層壓力，因而頂部注烴氣保壓氣驅(qū)主要依靠非混相驅(qū)來驅(qū)替水驅(qū)開發(fā)后期在氣頂周圍尚未動用以及水驅(qū)未波及到的剩余油。因此，其提高采收率機理[5，6]主要包括以下幾個方面:

1)維持地層壓力，補充地層能量，避免由于氣頂氣被采出而導致地層壓力下降，油氣界面上升;2)油氣重力分異作用將氣頂周圍的剩余油聚集成新的前緣富集油帶，較均勻地向構(gòu)造下部移動從而被采油井采出，提高油藏的采出程度;3)原油溶氣膨脹將一部分原油驅(qū)替到大的或連通的孔道，從而提高原油的采收率;4)降低液體界面張力，提高洗油效率;5)降低原油粘度，提高流動動力;6)改變流體流動方向，氣驅(qū)可以將水驅(qū)時難以波及的正韻律厚油層頂部的剩余油驅(qū)替出來，增大體積波及系數(shù)。

2 油藏地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 油藏地質(zhì)概況

Ⅳa斷塊是一個氣頂邊水構(gòu)造-巖性油氣藏，背斜構(gòu)造，地層傾角可達到12°～15°?？紫抖葹?7%，滲透率為250×10-32，屬于中孔中滲型儲層。原始地層溫度為40℃，原始地層壓力9.46 MPa，飽和壓力7.00 MPa，原油密度0.849 g/cm3，粘度為17.6 mPa·s，體積系數(shù)1.064，原始氣油比為20.6 m3/m3，地層水密度1.086 g/cm3。

Ⅳa斷塊具有統(tǒng)一的油氣、油水界面，封閉性較好，油氣界面-793 m，油水界面-876 m，具有一定的邊水能量。該斷塊含氣面積為1 499.9×104m2，平均有效厚度9.6 m，天然氣地質(zhì)儲量為2 024.0×106m3，含油面積為2 638.2×104m2，平均有效厚度9.8 m，石油地質(zhì)儲量為4 310.9×104t。

2.2 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

Ⅳa斷塊從1979年開始投入開發(fā)，1982年開始注水，截止到2015年12月，共有油水井238口，其中采油井176口，注水井62口，累積產(chǎn)油1 236.4×104t，累積產(chǎn)水3 788.3×104m3。目前地層壓力為9.0 MPa，壓力保持水平較高。油藏采出程度28.68%，綜合含水率90.4%，已經(jīng)進入高含水后期開發(fā)階段，井網(wǎng)完善區(qū)域剩余油高度分散，進一步挖潛難度較大，但為了防止采油井氣竄，維持地層壓力，目前采油井均部署在純油區(qū)，與氣頂邊界之間有一定的距離，因此，油氣過渡區(qū)域的地質(zhì)儲量動用程度低，剩余油富集。

3 模型的建立與歷史擬合

根據(jù)Ⅳa斷塊地質(zhì)特征，利用Petrel軟件建立該斷塊的斷層模型、構(gòu)造模型、巖相模型和屬性模型，并根據(jù)數(shù)模運算需要將地質(zhì)模型粗化。粗化后地質(zhì)模型的網(wǎng)格模擬系統(tǒng)為27918710，平面網(wǎng)格大小為50 m*50 m，縱向網(wǎng)格平均厚度為3 m。模型中儲層和流體的特性參數(shù)取自Ⅳa斷塊氣頂油藏的實際數(shù)據(jù)。

對Ⅳa斷塊生產(chǎn)歷史(1979.9～2015.12)進行擬合，首先確定模型中參數(shù)的可調(diào)范圍，進行區(qū)塊的整體調(diào)整擬合，并在此基礎(chǔ)之上進行油水井的單井擬合，使得擬合結(jié)果更為精確，模型計算的可動剩余油儲量分布情況更為可靠，為頂部注烴氣保壓氣驅(qū)方案指標的預測和優(yōu)化提供了依據(jù)，擬合曲線見圖1。

4 頂部注烴氣保壓氣驅(qū)影響因素研究

影響頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果的地質(zhì)因素[7]包括地層傾角、儲集層垂向滲透性和儲層的非均質(zhì)性等，開發(fā)方面的影響因素包括注氣井的數(shù)量、注氣井的位置、采油井的生產(chǎn)控制以及注氣井的注入控制等。以Ⅳa斷塊實際區(qū)塊模型作為研究對象，因此在地質(zhì)條件確定的情況下，主要考慮注氣井的數(shù)量、注氣井的部署位置、注氣井的注入控制，即通過改變注氣井的數(shù)量、注氣井的部署位置，以及注氣井生產(chǎn)條件，分析頂部注烴氣保壓氣驅(qū)的影響因素。

從2016年1月開始模擬預測,控制最大注入壓力為15 MPa,生產(chǎn)井井底最小壓力為7.0 MPa,當采油井含水率大于98%或者氣油比達到2 000 m3/m3時關(guān)井,預測時間截止到2027年12月。

4.1 注氣井位置的影響

分別將注氣井部署在氣頂邊部和氣頂中心位置，對比兩個方案的開發(fā)效果，研究注氣井位置對頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果的影響，兩方案注氣井數(shù)相同，注氣量相同，其余油水井生產(chǎn)條件均保持一致。注氣井不同位置對應(yīng)的斷塊日產(chǎn)油量和采收程度預測結(jié)果如圖2所示。

通過圖2可以看出，頂部注烴氣后兩種方案的含水率均大幅度下降，日產(chǎn)油大幅度提高，起到了降水增油的效果。對比兩種方案，中心注氣方案的降水增油效果更好，計算期末的原油采出程度更高。主要是因為氣頂中心位置距油氣邊界距離較遠，可以更好的利用油氣重力分異作用使油氣界面均勻向構(gòu)造低部位移動，減弱了由于油氣粘度差異而產(chǎn)生的氣體指進現(xiàn)象，避免了由于局部注采壓差過大導致的采油井過度氣竄，使地層維持較高的壓力，從而提高了原油采收率。

4.2 注氣速度的影響

在中心注氣方案的基礎(chǔ)上，僅改變注氣井的注氣速度，對比不同注氣速度下氣頂油藏的開發(fā)效果，研究注氣速度對頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果的影響，預測結(jié)果見圖3。

根據(jù)圖3可知，當注氣速度較低時，隨著注氣速度的提高降水增油效果變好，采出程度越高；當注氣速度達到0.023 PV/a時，隨著注氣速度的提高降水增油的效果反而變差，采出程度降低，說明該氣頂油藏存在一個最佳的注氣速度。這是由于當注氣速度較低時，注入氣體主要的作用是補充地層由于流體的開采而損失的壓降，以及在重力分異作用下使剩余油比較均勻的向構(gòu)造低部位移動，此時油氣界面可以保持相對穩(wěn)定；而當注氣速度過大時，氣區(qū)和油區(qū)壓力失衡，氣體由于其自身的性質(zhì)，導致氣竄和指進現(xiàn)象的加劇，進而導致氣頂油藏整體壓力的下降，影響開發(fā)效果。

4.3 采液速度的影響

在中心注氣方案年注氣量為0.023 PV的基礎(chǔ)上，僅改變氣頂周圍采油井的采液速度，對比不同采液速度下氣頂油藏的開發(fā)效果，研究采液速度對頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果的影響，預測結(jié)果見圖4。

由圖4的計算結(jié)果可知，隨著采液速度的提高，預測期末的采出程度有增加的趨勢。目前氣頂周圍采油井的采液速度為0.07 PV/a，根據(jù)計算結(jié)果，預測期末采出程度為38.79%，將采液速度提高到0.13 PV/a，預測期末的采出程度僅提高0.17%，采出程度提高幅度較小，且提高產(chǎn)液量也會造成產(chǎn)水量的大幅度增加，因此，提高采液速度并不能有效的改善頂部注烴氣保壓氣驅(qū)的開發(fā)效果。

4.4 注氣井數(shù)量的影響

在中心注氣方案年注氣量為0.023 PV的基礎(chǔ)上，僅改變注氣井的數(shù)量，對比不同注氣井數(shù)時氣頂油藏的開發(fā)效果，研究注氣井數(shù)對頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果的影響，預測結(jié)果見圖5。

通過圖5可以看出，注氣井數(shù)較少時，隨著注氣井數(shù)的增加，累積注氣量增加，油藏階段采出程度提高，當注氣井數(shù)大于5口后，累積注氣量和階段采出程度不再變化。這是由于注氣井數(shù)較少時，單井注氣量較大，而由于受單井注入壓力的限制，注氣量達不到設(shè)計要求，從而影響了油藏的采出程度。當注氣井數(shù)為5時，既可以滿足注氣量的要求，提高油藏的采出程度，又可以減少不必要的鉆井成本投入，取得更好的經(jīng)濟效益。

5 結(jié)論

1)氣頂油藏進入高含水后期之后，頂部注烴氣保壓氣驅(qū)可以有效的提高采收率，達到降水增油的效果;2)注氣速度對于頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果影響較大，且存在最佳注氣速度，研究區(qū)塊的最佳注氣速度為0.023 PV/a;3)注氣井位置對于頂部注烴氣保壓氣驅(qū)開發(fā)效果有一定的影響，注氣井應(yīng)部署在氣頂中心位置，遠離油氣界面;4)對于研究區(qū)塊，考慮到注氣井數(shù)量對開發(fā)效果的影響以及鉆井成本問題，存在一個最佳注氣井數(shù)，既能保證注氣效果，又能避免不必要的鉆井資金投入。