趙 楠

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057)

低滲透油藏一般具有物性差、產(chǎn)能低、地層能量保持不足的特點，由于水鎖、水敏、速敏、應(yīng)力敏感等問題的存在，注水開發(fā)的效果往往不理想。注氣開發(fā)可以有效提高注入能力，易于實現(xiàn)注采平衡，避免儲層配伍性問題，是提高低滲透油藏開發(fā)水平的有效途徑之一[1-3]。實行注氣開發(fā)，在編制開發(fā)方案時則需要科學(xué)設(shè)計合理注氣量。氣體的高壓物性受溫壓影響較大，在不同壓力下儲層的吸氣量會有所不同。常規(guī)的注氣量設(shè)計方案，一般是在分析油藏油水和油氣滲流特征基礎(chǔ)上，借用吸水指數(shù)來確定地層吸氣指數(shù)，采用節(jié)點分析方法來計算注入井的注入能力，從而確定注入井的注氣量[4]。這種方法無法刻畫氣體動態(tài)變化規(guī)律，無法量化氣體突破后所需注氣量的上升情況。

本次研究提出的注氣量計算方法，以滿足注采平衡為前提，同時考慮了注氣開發(fā)的經(jīng)濟性，可以有效表征低滲透油藏注氣開發(fā)過程中注氣量的變化規(guī)律。

1 注氣量的計算方法

在注采平衡條件下，油藏所需注氣量與采油速度、地質(zhì)儲量、地層壓力、原油體積系數(shù)、注入氣的壓縮系數(shù)等因素有關(guān)。

1.1 注氣突破前的注氣量計算

若原油儲量為100×104m3，在1%采油速度下的年采油量即為1×104m3?？紤]注采平衡，年注氣量的計算公式為：

qa=BoEg

(1)

式中：qa—— 年注氣量，104m3；

Bo—— 原油體積系數(shù)，m3m3；

Eg—— 氣體膨脹系數(shù)，m3m3。

對原油體積系數(shù)，可使用PVT實驗數(shù)據(jù)插值擬合計算，它與地層壓力呈近似線性關(guān)系。擬合關(guān)系方程為：

Bo=ap+b

(2)

式中：a、b為常數(shù)，對應(yīng)擬合系數(shù)；p為地層壓力，MPa。

以注天然氣為例。根據(jù)天然氣的狀態(tài)方程，可得天然氣膨脹系數(shù)表達(dá)式：

(3)

式中：Vsc—— 地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下氣體的體積，m3；

V—— 地層條件下氣體的體積，m3；

Zsc—— 地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下氣體偏差因子，取值1.0；

n—— 氣體物質(zhì)的量，mol；

R—— 理想氣體常數(shù)；

Tsc—— 地面標(biāo)準(zhǔn)狀況絕對溫度，K；

psc—— 地面標(biāo)準(zhǔn)狀況壓力，即大氣壓，MPa。

Z—— 地層溫壓條件下氣體偏差因子；

T—— 地層絕對溫度，K；

p—— 地層壓力，MPa。

將式(2)(3)聯(lián)立代入式(1)，得到生產(chǎn)1×104m3原油需要的注氣量關(guān)系方程：

qa=cp2+dp+e

(4)

式中：c、d、e為常數(shù)，對應(yīng)擬合系數(shù)。

由式(4)可知，采油量為1×104m3時，需要的注氣量與地層壓力呈多項式關(guān)系。油藏最終的注氣量與儲量規(guī)模、采油速度有關(guān)。注氣在沒有突破的情況下，該注氣量為不同采出程度下的油藏虧空量，即該條件下的儲氣量。不同規(guī)模油藏，在不同采油速度、不同地層壓力下所需的年注氣量Qa的計算公式如下：

Qa=(cp2+dp+e)VoN100

(5)

式中：Vo為采油速度，%；N為油藏儲量規(guī)模，104m3；

由式(5)可知，同一儲量規(guī)模的油藏，其所需注氣量與地層壓力保持水平及采油速度成正相關(guān)性，即注氣量隨著地層壓力的降低而降低；在同一地層壓力保持水平下，所需注氣量隨著采油速度的增加而增加。

1.2 注氣突破后的注氣量計算

油藏注氣突破后，產(chǎn)出物的地下體積包括原油和自由氣兩部分。對自由氣部分，可以通過引入氣油比來進行描述。生產(chǎn)1×104m3的原油，氣油比每增加1 m3m3，產(chǎn)氣量增加1×104m3；同樣，為保持地層壓力恒定，注氣量也需要1×104m3。由此可得不同儲量規(guī)模油藏在不同采油速度、不同地層壓力下，氣油比突破后，所需年注氣量的計算公式：

Qa=(cp2+dp+e+Rt-Rs)VoN100

(6)

式中：Rt為生產(chǎn)氣油比，m3m3；Rs為溶解氣油比，m3m3。

Rt為一定值，Rs隨壓力的增加而增加?？梢酝ㄟ^PVT實驗擬合，得到近似二項式表達(dá)式。

注氣突破后，油藏所需注氣量與地層壓力保持水平、采油速度、自由氣產(chǎn)出量(Rt-Rs>0)成正相關(guān)性，注氣量隨生產(chǎn)氣油比的增大而增加。在一定生產(chǎn)氣油比條件下，注氣量隨壓力的變化情況則變得較復(fù)雜：一方面，隨著壓力的降低，置換原油部分所需注氣量隨之減少；另一方面，隨著壓力的降低，溶解氣油比降低，而生產(chǎn)氣油比不變，自由氣的產(chǎn)出量增加，置換自由氣部分所需注氣量也隨之增加。因此，注氣突破后，在同一氣油比條件下，隨著壓力保持水平的降低，注氣量是先增大而后減小，其整體變化幅度不是很大。

1.3 合理注氣量的計算

由式(6)可知，注氣突破后，想要維持注采平衡，保證地層能量供給充足，注氣量是隨著生產(chǎn)氣油比的增加而增加，而注氣成本也會隨之大幅增加。當(dāng)注入氣體的投入與原油的采出收益相等時，理論上即屬于無效注氣。對注氣開發(fā)，常以經(jīng)濟極限換油率作為評價指標(biāo)[5]，就是要考慮注入費用和一系列生產(chǎn)操作費用與采出原油收益相等時的產(chǎn)油量與注氣量的比值。經(jīng)濟極限換油率的表達(dá)式為：

(7)

式中：Ros—— 年極限換油率，104m3108m3；

Qo—— 年產(chǎn)油量，104m3；

Qg—— 年注氣量，108m3；

Roc—— 原油商品率，無因次；

Po—— 原油成本價格，元104m3；

Ig—— 注氣成本價格，元108m3；

Fo—— 原油年操作費，元104m3。

將經(jīng)濟極限換油率作為控制條件，結(jié)合對注氣量的數(shù)值模擬結(jié)果，可以確定注氣突破后的合理注氣量。

2 實例分析

以南海西部WSX-1油田A1區(qū)塊為例。A1區(qū)塊為北高南低的斷背斜構(gòu)造，地層傾角15°左右。油藏埋深2 500 m，有效厚度為70 m，含油面積為0.5 km2。儲層巖性以中細(xì)砂巖為主，儲層水敏指數(shù)為0.92，孔隙度為16%～18%，滲透率為(5.61～58.28)×10-3μm2，含油飽和度為64.4%，為典型的低孔低滲強水敏油藏。測試比采油指數(shù)為0.093 m3(d·MPa·m)，根據(jù)相滲資料折算的吸氣指數(shù)為5.64×104m3(d·MPa)。原始地層壓力為29.48 MPa，地層溫度為120.5 ℃。地層流體性質(zhì)較好，具有“四低二高”特征，即密度低(0.806～0.822 gcm3)，黏度低(2.801～3.446 mPa·s)，含硫量低(0.04%～0.18%)，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量低(2.15%～5.73%)，含蠟量高(11.6%～18.70%)，傾點高(33～36 ℃)。計算探明儲量為169.03×104m3，且區(qū)域伴生氣資源豐富。對A1區(qū)塊，考慮實施頂部注烴類氣輔助重力驅(qū)油。

實驗得到的天然氣高壓物性參數(shù)值，如圖1和圖2所示。

圖1 天然氣壓縮因子隨地層壓力變化曲線

圖2 天然氣黏度隨地層壓力變化曲線

將天然氣及原油物性參數(shù)聯(lián)立，得生產(chǎn)1×104m3原油所需注氣量隨壓力變化曲線，如圖3所示。由此可以看出，單位產(chǎn)油量所需注氣量與壓力成正比。通過二項式進行擬合后，考慮各因素，得注氣量計算公式：

Qa=(-0.154 6p2+15.981p-27.250+

Rt-Rs)VoN100

(8)

其中

Rs=0.274 9p2+1.427p+29.241

Rt-Rs>0

注氣突破前，生產(chǎn)氣油比等于溶解氣油比，該區(qū)注氣量僅與采油速度有關(guān)。注氣突破后，注氣量與生產(chǎn)氣油比、采油速度相關(guān)。注氣突破前，該區(qū)注氣量隨地層壓力的變化曲線如圖4所示。從中可以看出，在保持同一采油速度下，隨著地層壓力的降低，注氣量越來越??；在保持同一地層壓力水平下，注氣量隨采油速度的增加而增加。A1區(qū)塊設(shè)計采油速度為2.3%，初期原始地層壓力(29.48 MPa)下的日注氣量為5.45×104m3，而當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３衷?0%時(23.58 MPa)，日注氣量為4.59×104m3，是原始值的84.2%。

圖3 單位注氣量隨地層壓力變化曲線

圖5所示，為采油速度在2.3%時，注氣突破后不同生產(chǎn)氣油比下，注氣量隨壓力變化的曲線，從中可以求出任意條件下的注氣量。由此可見，注氣突破后，生產(chǎn)氣油比對注氣量的影響極大。如保持原始地層壓力不變，生產(chǎn)氣油比為400、500、600、700、800、900、1 000 m3m3時，油藏所需注氣量分別為7.03×104、8.79×104、10.55×104、12.31×104、14.07×104、15.83×104、17.59×104m3，即生產(chǎn)氣油比每增加100，注氣量需增加10%～25%。而在一定的生產(chǎn)氣油比下，隨著壓力保持水平的降低，注氣量是先增大而后減小，整體變化不是很大。

注氣突破后，要想維持注采平衡關(guān)系，則注氣量將會大幅增加，而且注入的一部分氣體通過生產(chǎn)氣油比的形式被循環(huán)采出，未能起到經(jīng)濟有效置換原油的作用。因此并非注氣量越高越好，其中存在一個最佳經(jīng)濟注氣量。針對WSX-1油田，按照海上油田經(jīng)濟評價模式，計算高、中、低3種油價下的經(jīng)濟極限換油率。在油價分別為85、55、35美元桶時，經(jīng)濟極限換油率分別為1.88、2.92、4.59(104m3108m3)。以此作為控制條件，進行數(shù)值模擬研究。

圖4 注氣突破前的注氣量變化曲線

圖5 注氣突破后的注氣量變化曲線

運用Petrel軟件建立油藏3D地質(zhì)模型，平面劃分為119×163個網(wǎng)格，縱向上劃分為82層，最終網(wǎng)格節(jié)點數(shù)為1 590 554個。將油藏流體資料、相滲曲線、壓力數(shù)據(jù)定義到地質(zhì)模型中進行初始化，建立烴類氣驅(qū)數(shù)值模型。區(qū)塊開發(fā)方案設(shè)計為：動用儲量169.03×104m3，井網(wǎng)部署為1注2采，頂部注氣，輔助重力驅(qū)油。單井配產(chǎn)分別為60 m3d、70 m3d，高峰年產(chǎn)油量為4.22×104m3。設(shè)計6種注氣方案，進行敏感性分析，預(yù)測開發(fā)指標(biāo)。方案1：單井注氣量 6×104m3d；方案2：單井注氣量 6×104m3d，突破后注氣量 8×104m3d；方案3：單井注氣量 6×104m3d，突破后注氣量 10×104m3d；方案4：單井注氣量 6×104m3d，突破后注氣量 12×104m3d；方案5：單井注氣量 6×104m3d，突破后注氣量16×104m3d；方案6：單井注氣量 6×104m3d，突破后注氣量 20×104m3d。數(shù)值模擬結(jié)果如圖6、圖7所示。從圖中可以看出，區(qū)塊累計產(chǎn)油量隨氣油比的增加而增加，都是注氣量越多，產(chǎn)油量越多；而年換油率卻是逐年減少的，注氣開發(fā)在初期置換原油能力很強，到后期則越來越弱。各種注氣方案，在同一時間節(jié)點下，都是注氣量越大，年換油率越低，越早達(dá)到經(jīng)濟極限換油率門檻。

圖6 不同注氣量下的累計產(chǎn)油量變化曲線

圖7 不同注氣量下年換油率變化曲線

對比這6種注氣方案的開發(fā)指標(biāo)(見圖8)，可以看出：在考慮換油率時，累計產(chǎn)油量是隨注氣量的增大而增大；在考慮經(jīng)濟因素以后，注氣量則存在最優(yōu)值。以中等油價即55美元桶為例，在年經(jīng)濟極限換油率為2.92(104m3108m3)的情況下，方案5最優(yōu)(初期注氣量 6×104m3d，后期注氣量 16×104m3d)，累產(chǎn)原油 44.87×104m3，采收率為26.5%。

3 結(jié) 語

基于注采平衡理論，結(jié)合流體高壓物性參數(shù)，推導(dǎo)分析了低滲油藏注氣開發(fā)中注氣量的變化規(guī)律，提出了一種確定合理注氣量的方法。注氣突破前，保持同一采油速度下，油藏所需注氣量隨地層壓力的降低而減少；在同一地層壓力保持水平下，注氣量隨采油速度的增加而增加。注氣突破后，要想維持地層注采平衡關(guān)系，注氣量需大幅增加。此時，一部分注入氣體通過生產(chǎn)氣油比的形式被循環(huán)采出，未能起到經(jīng)濟有效置換原油的作用。考慮經(jīng)濟極限換油率后，注氣量存在一個最佳經(jīng)濟值。

圖8 幾種注氣方案的開發(fā)指標(biāo)對比