司 勇, 趙晶磊, 梁 飛, 高 麗, 李 朗, 吳佳琦

(1.中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院， 遼寧 盤錦 124000； 2.中國石油大學(北京) 石油工程學院， 北京 102249)

0 引言

氣驅作為提高采收率的主要技術之一，按照其使用的氣體種類不同，可以分為：二氧化碳混相驅和非混相驅、氮氣驅、烴類氣驅和空氣驅、煙道氣驅等幾種常見方法.目前，全世界注氣采油項目呈上升趨勢，其中以注二氧化碳采油項目為主，高達60%以上[1,2].研究表明，對于裂縫性油藏來說，注氣不僅可以有效提高采收率，在某些情況下，它比注水開發(fā)效果更好，可以彌補注水開發(fā)的不足，可以有效抑制底水錐進，可以達到構造頂部驅替"閣樓油"的效果等[3,4].但在利用其優(yōu)勢的同時,也不能忽視它的局限性和不利方面[5].其中，以氣竄問題尤為常見和突出.

在注氣開發(fā)過程中，由于地層多孔介質的非均質性和儲層平面及剖面上的物性差異，隨著開發(fā)的延續(xù)和注入孔隙體積倍數(shù)的累積，注入氣的前緣部分會沿地層中的高滲透層形成優(yōu)勢通道，當注氣前緣突破到生產(chǎn)井，將發(fā)生氣竄[6-9].一旦發(fā)生氣竄現(xiàn)象，大部分注入氣會成為無效氣，影響采收率，使開發(fā)效果變差.有效的氣竄識別對于減緩氣竄調控措施有重要意義.

目前，對于氣竄識別的方法主要有：生產(chǎn)氣油比、產(chǎn)量檢測法等經(jīng)驗判別法以及微地震檢測氣驅前緣、示蹤劑等動態(tài)監(jiān)測判別法[10-13]，這些方法可以有效地識別生產(chǎn)井是否發(fā)生氣竄，但是對氣竄來源的識別還沒有較好的方法，或者識別成本過高.因此，本文在生產(chǎn)氣油比識別氣竄方法的基礎上，基于數(shù)值模擬方法，提出了一種新的可以識別氣竄來源的識別方法.

1 數(shù)值模擬模型建立

1.1 雙重介質模型

以裂縫性變質巖塊狀底水輕質油藏為例，裂縫性油藏通常具有雙重孔隙介質系統(tǒng)，因此，在建立數(shù)值模擬模型時，基于Warren-Root模型，建立基巖-裂縫雙重孔隙介質模型,如圖1所示.

在雙重介質模型中，流體存在于兩個相互連接的系統(tǒng)中：一個是基巖系統(tǒng)，它提供了儲層的表觀體積和主要儲集空間；一個是裂縫系統(tǒng)，它提供了流體的主要滲流通道，兩種連續(xù)介質在空間上是重疊的.基巖中的流體和裂縫交換并通過裂縫滲流，而基巖間不直接發(fā)生流體交換，其流體交換通過裂縫進行[14,15].

1.2 數(shù)學模型

(1)裂縫內滲流方程

(1)

(2)基巖內滲流方程

(2)

(3)輔助方程

裂縫中油氣毛管壓力方程：

Pcgof=Pgf-Pof

(3)

裂縫中油水毛管壓力方程：

Pcowf=Pof-Pwf

(4)

裂縫中飽和度方程：

Sof+Swf+Sgf=1

(5)

基巖中油氣毛管壓力方程：

Pcgom=Pgm-Pom

(6)

基巖中油水毛管壓力方程：

Pcowm=Pom-Pwm

(7)

基巖中飽和度方程：

Som+Swm+Sgm=1

(8)

上述方程組中有求解變量12個、方程12個，因此該方程系統(tǒng)是封閉的.采用有限差分方法求解，以全隱式方法進行處理，以增強整個方程組求解的穩(wěn)定性[16-18].

(4)全隱式差分模型

對上述數(shù)學模型進行全隱式差分，全隱式差分模型如下：

①裂縫系統(tǒng)

(9)

②基巖系統(tǒng)

(10)

式(9)～(10)中：Vijk=ΔxiΔyjΔkz；γ=ρg；Q=qVijk；λ-傳導系數(shù)，(kg·s)-1；T-線性差分算子.

1.3 數(shù)值模型

基于上述數(shù)學模型，利用數(shù)值模擬軟件tNavigator，結合油藏地質參數(shù)，建立3種不同注氣位置的油藏數(shù)值模擬組分機理模型.模型中采用直角網(wǎng)格系統(tǒng)，共劃分20×20×40個網(wǎng)格，網(wǎng)格大小為20 m×20 m×25 m.3種機理模型均以一注一采的形式進行生產(chǎn)，注采井距為200 m，生產(chǎn)井為水平井，注氣井為直井，區(qū)別在于生產(chǎn)井與注氣井的相對位置不同，分別為底部注氣、頂部注氣、橫向注氣.

(1)模型基本參數(shù)

機理模型的基本參數(shù)如表1所示.

表1 模型基本參數(shù)

(2)相滲曲線

機理模型中基巖系統(tǒng)油水、油氣相滲曲線和裂縫系統(tǒng)油水、油氣相滲曲線如圖2、圖3所示.

(a)油水相滲曲線

(b)油氣相滲曲線圖2 基巖系統(tǒng)相滲曲線

(a)油水相滲曲線

(b)油氣相滲曲線圖3 裂縫系統(tǒng)相滲曲線

(3)原油組分

根據(jù)地層原油性質所得出的原油擬組分情況如表2所示.

表2 原油擬組分情況

(4)注氣方式

①底部注氣模型(低注高采模式)

低注高采模式即在構造低部位注氣、高部位采油的井網(wǎng)結構.如圖4所示，注氣井INJ井位于構造低部位，生產(chǎn)井PRO井位于構造高部位.

(a)機理模型

(b)注采井空間位置圖4 底部注氣模型

② 頂部注氣模型(高注低采模式)

高注低采模式即在構造高部位注氣、低部位采油的井網(wǎng)結構.如圖5所示，注氣井INJ井位于構造高部位，生產(chǎn)井PRO井位于構造低部位.

③橫向注氣模型(等高模式)

等高模式即注氣井與生產(chǎn)井位于同一構造部位.如圖6所示，由于重力分異作用的影響，注入氣容易向構造高部位突進，不利于注入氣橫向運移.因此，改變機理模型中裂縫系統(tǒng)的垂向滲透率，使Kv/Kh=0.05，從而使注入氣以橫向運移為主.

(a)機理模型

(b)注采井空間位置圖5 頂部注氣模型

(a)機理模型

(b)注采井空間位置圖6 橫向注氣模型

2 模型結果分析

在分析生產(chǎn)動態(tài)特征時，引入了氣油比曲線和氣油比導數(shù)曲線的概念.氣油比曲線是指地面情況下產(chǎn)氣量與產(chǎn)油量的比值隨時間在雙對數(shù)坐標上的曲線；氣油比導數(shù)曲線是指氣油比對lnt的導數(shù)隨時間在雙對數(shù)坐標上的曲線.

氣油比導數(shù)式：

(11)

通過建立好的3種不同機理模型進行數(shù)值模擬，從而得到對應的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，在雙對數(shù)坐標中繪制出氣油比及導數(shù)的生產(chǎn)曲線，并分析其特征.

2.1 底部注氣氣油比特征

對底部注氣模型得到的氣油比及導數(shù)曲線特征進行分析，將底部注氣的生產(chǎn)動態(tài)情況大致分為5個階段，如圖7所示.

圖7 底部注氣氣油比特征

第一階段：注入氣尚未突破至生產(chǎn)井階段，在此過程中生產(chǎn)氣油比基本保持不變；

第二階段：注入氣突破階段，氣油比導數(shù)曲線到達第一個波谷開始至其到達波峰為止，注入氣體突破至生產(chǎn)井，生產(chǎn)氣油比有輕微的變化，導數(shù)曲線呈上升趨勢；

第三階段：形成氣竄階段，氣油比曲線明顯上升，導數(shù)曲線基本保持平穩(wěn)；

第四階段：氣竄情況逐漸嚴重，形成氣頂，油氣界面向下運移階段，受重力分異作用的影響，注入氣繼續(xù)向構造高部位突進，在構造頂部形成氣頂，油氣界面不斷下移的過程，氣油比上升速率減小，導數(shù)曲線呈下降趨勢；

第五階段：油氣界面到達生產(chǎn)井階段，在此過程中，生產(chǎn)井在底部氣竄與油氣界面的雙重影響下，氣油比曲線上升速率不斷增大，導數(shù)曲線明顯上升.

注入氮氣在注采壓差和重力分異的雙重作用下，快速向構造高部位突進，注氣波及效率低，位于構造高部位的生產(chǎn)井發(fā)生氣竄時間早，氣油比上升速度快.

2.2 頂部注氣氣油比特征

通過分析將頂部注氣生產(chǎn)動態(tài)特征大致分為3個階段，如圖8所示.

圖8 頂部注氣氣油比特征

第一階段：注入氣尚未突破至生產(chǎn)井階段，在此過程中生產(chǎn)氣油比基本保持不變；

第二階段：注入氣突破階段，氣油比導數(shù)曲線到達第一個波谷開始，至導數(shù)曲線斜率明顯增大為止，注入氣體突破至生產(chǎn)井，形成氣頂并不斷下移的過程，氣油比有一定的上升，上升速率較小，導數(shù)曲線有輕微的上升趨勢；

第三階段：油氣界面到達生產(chǎn)井位置，形成氣竄階段，導數(shù)曲線斜率明顯增大時開始，氣油比與導數(shù)曲線均呈現(xiàn)上升趨勢且上升速率變快.

在頂部注氣情況下，注入氣在重力分異作用下向頂部聚集，注氣波及效率高，受注采壓差的影響較大，氣油比上升速度較慢.

2.3 橫向注氣氣油比特征

通過分析將橫向注氣生產(chǎn)動態(tài)特征大致分為3個階段，如圖9所示.

圖9 橫向注氣氣油比特征

第一階段：注入氣尚未突破至生產(chǎn)井階段，在此過程中生產(chǎn)氣油比基本保持不變；

第二階段：注入氣突破階段，氣油比導數(shù)曲線到達第一個波谷開始至第二個波谷為止，注入氣體突破至生產(chǎn)井，氣油比整體趨于平穩(wěn)；

第三階段：形成氣竄階段，氣油比導數(shù)曲線到達第二個波谷開始，生產(chǎn)井形成氣竄，導數(shù)曲線基本保持平穩(wěn)，氣油比曲線平穩(wěn)上升.

3 氣竄識別方法的建立

通過對上述3種不同氣竄類型氣油比特征的分析，可以發(fā)現(xiàn)不同氣竄來源的曲線有不同的特征,如圖10所示.

從圖10可以看出，不同氣竄來源的氣油比導數(shù)曲線特征主要在于形成氣竄之后的階段.其中，底部注氣形成氣竄之后，導數(shù)曲線有明顯向下的趨勢，偏離水平線45 °左右；橫向注氣形成氣竄之后，導數(shù)曲線輕微上翹，偏離水平線10 °左右；頂部注氣形成氣竄之后，導數(shù)曲線有明顯向上的趨勢，偏離水平線45 °左右.因此，以GOR導數(shù)曲線為主要判斷依據(jù)，以氣油比變化作為參考，可以得到一種潛山油藏注氣開發(fā)氣竄方向識別方法,分析、確定實際生產(chǎn)井發(fā)生氣竄的來源及形成氣竄的時間.

圖10 不同氣竄類型氣油比導數(shù)特征

氣竄識別方法技術路線如圖11所示，具體實施步驟如下：

(1)收集并整理生產(chǎn)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，得到生產(chǎn)氣油比曲線；

(2)對生產(chǎn)氣油比曲線進行處理，得到其導數(shù)曲線，并在雙對數(shù)坐標中分析其生產(chǎn)特征；

(3)與已確定的標準特征進行對比，從而確定實際生產(chǎn)井發(fā)生氣竄的來源及形成氣竄的時間，進而針對性的進行減緩氣竄調控措施.

圖11 氣竄識別方法流程圖

4 實例應用

以興古7潛山油藏為研究對象，運用本文的氣竄識別方法對興古7潛山油藏氣竄井7-H2井進行識別，再通過氣體示蹤劑方法檢測的結果進行對比，驗證該方法的準確性.

(1)氣竄識別方法

根據(jù)收集到的氣竄井7-H2井的生產(chǎn)氣油比數(shù)據(jù)進行處理，得到其對應的生產(chǎn)氣油比及導數(shù)曲線如圖12所示.

圖12 7-H2井生產(chǎn)氣油比及導數(shù)曲線

運用該識別方法可以判斷出：7-H2井在425天左右發(fā)生氣竄，其氣竄來源為底部，屬于底部氣竄.

(2)結果驗證

氣體示蹤劑的監(jiān)測結果顯示，7-H2井中的氣體主要來自于7-H325井的注入氣，因此可以判斷，該生產(chǎn)井的氣竄來源為7-H325井.結合注采井的空間位置圖，如圖13所示，確定7-H2井屬于底部氣竄類型.

圖13 注采井空間位置關系

兩種方法對比結果表明，利用氣竄識別方法識別的結果與實際結果基本吻合.證明潛山油藏氣竄識別方法具有良好的準確性及可靠性，能夠有效識別氣竄來源.相比氣體示蹤劑監(jiān)測法，投入成本低，工作量小.所提出的氣竄識別方法為針對性減緩氣竄調控措施提供了有力支持.

5 結論

(1)本文提出了一種利用生產(chǎn)氣油比及其導數(shù)的雙對數(shù)坐標曲線來識別氣竄并確定氣竄時間、氣竄方向的氣竄識別方法.該方法成本低、操作簡單、工作量小，具有良好的準確性和可靠性，為減緩氣竄調控措施提供了有力支持.

(2)得到了3種不同氣竄類型的曲線特征：①底部氣竄.氣油比及導數(shù)曲線特征可分為5個階段，氣竄形成于第三階段，形成氣竄之后氣油比導數(shù)曲線明顯向下；②頂部氣竄.氣油比及導數(shù)曲線特征可分為3個階段，氣竄形成于第三階段，導數(shù)曲線明顯向上；③橫向氣竄.氣油比及導數(shù)曲線特征可分為3個階段，氣竄形成于第三階段，導數(shù)曲線基本保持水平.

(3)基于曲線特征確定氣竄識別方法.首先，對氣竄時間進行識別；其次，以不同氣竄類型形成氣竄之后的曲線特征為主要判斷依據(jù)，對氣竄來源進行識別.實例應用發(fā)現(xiàn)，7-H2井在425天左右發(fā)生氣竄，導數(shù)曲線明顯向下，氣竄類型屬于底部氣竄.經(jīng)氣體示蹤劑監(jiān)測方法驗證，識別結果與實際油井的氣竄情況分析一致，證明該識別方法具有良好的準確性及可靠性，能夠有效識別氣竄來源，為針對性的減緩氣竄調控措施提供了有力支持.