王雨，雷源，江聰，楊明，李揚

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

油區(qū)和氣頂是一個統(tǒng)一的水動力系統(tǒng)，開發(fā)前油氣界面保持穩(wěn)定狀態(tài)，開發(fā)后由于儲層流體被采出，這種壓力平衡被打破，導致油區(qū)和氣頂之間發(fā)生油氣互竄現(xiàn)象。當天然氣侵入油區(qū)后，產(chǎn)油量急劇下降，嚴重時出氣不出油，影響油井穩(wěn)產(chǎn)；而原油侵入氣頂會造成巨大的浪費，原油的采收率要受到影響。

目前，國內(nèi)許多學者對氣頂油藏進行了研究。房娜等[1]對大氣頂油藏產(chǎn)能的影響因素進行了分析，認為氣頂指數(shù)、儲層非均質(zhì)性和水平段垂向位置是影響氣侵規(guī)律的主要因素。童凱軍等[2]對大氣頂窄油環(huán)油藏的屏障注水開發(fā)技術進行了研究，認為大氣頂油藏應采用屏障+邊外注水的模式，且屏障注水比例為60%時開發(fā)效果最好。劉佳等[3]對氣頂油藏屏障注水運移規(guī)律及驅(qū)油機理進行了研究，認為屏障注水可以隔離氣頂和油環(huán)，實現(xiàn)氣頂油環(huán)單獨開采，防止油氣互竄。范子菲等[4]提出，油氣界面運移是影響油藏開發(fā)效果的關鍵因素。但是，以上研究主要針對大氣頂油田的屏障注水機理以及適應性，對影響小氣頂油藏（氣頂指數(shù)小于0.5）開發(fā)效果的研究較少，并且油氣界面運移規(guī)律主要通過室內(nèi)實驗方法進行研究，礦場應用困難[5]。對于不同類型的氣頂油藏，國內(nèi)外學者已經(jīng)制定了不同的開發(fā)原則[6-8]，小氣頂油藏應采用面積注水、不采氣的方式進行開發(fā)。為了有效防止小氣頂油藏油氣區(qū)原油、天然氣相互竄流，本文基于數(shù)值模擬和油藏工程方法，研究了小氣頂油藏面積注水時油氣界面的下移規(guī)律。

1 油田概況

渤海B油田位于渤海南部海域，主力含油層系為明化鎮(zhèn)組下段Ⅱ，Ⅲ油組，明化鎮(zhèn)組下段屬淺水三角洲沉積，儲層物性好，具有高孔、高滲的儲集物性特征。該油田平面上和縱向上具有多套油氣水系統(tǒng)，油藏類型主要為巖性-構造油藏和巖性油藏。油田天然能量較弱，主要驅(qū)動類型為氣頂氣驅(qū)、邊底水驅(qū)和人工水驅(qū)（氣頂指數(shù)小于0.5，水體倍數(shù)小于5.0）。該油田2009年12月投入開發(fā)，采用不規(guī)則井網(wǎng)注水開發(fā)。

小氣頂油藏采用注水開發(fā)。隨著開發(fā)的進行，當油區(qū)壓力低于氣區(qū)時，油氣界面向油井運移，油井發(fā)生氣侵；開始注水后，油氣區(qū)壓力逐漸平衡，油氣界面趨于穩(wěn)定，氣侵現(xiàn)象減弱；加強注水后，油氣界面反向運移，油井含水率上升（見圖1—圖2）：由此可見，油氣界面運移是影響小氣頂油藏開發(fā)效果的關鍵因素[9]。

圖1 小氣頂油藏注水開發(fā)時油氣界面運移示意

圖2 小氣頂油藏生產(chǎn)曲線

2 油氣界面下移規(guī)律

根據(jù)物質(zhì)平衡原理[10-12]，可以計算氣頂侵入油區(qū)的體積Vob，并且氣頂侵入油環(huán)量和油環(huán)侵入氣頂量的絕對值相等。

假設內(nèi)外油氣界面運移速度相等，即油氣界面平行下移，根據(jù)容積法，可以得到油氣界面移動速度：

但是求取Vob時，選取不同的注采比和采油速度，油井含水率的上升規(guī)律也隨著變化，所以在應用式（2）時還需要考慮油井含水率的變化。

2.1 應用數(shù)值模擬法確定油井動態(tài)參數(shù)

基于油田特征，建立一個30×20×10的氣頂邊水油藏機理模型。x，y方向網(wǎng)格步長平均為25 m，z方向網(wǎng)格步長平均為1 m，模型基本參數(shù)見表1。

表1 模型基本參數(shù)

模型設置一注一采進行研究，分別在采油速度為3%和注采比為1.0的情況下，預測含水率與采出程度的關系圖版（見圖3）。結果表明：采油速度一定時，隨著注采比的增大，含水上升速度逐漸增大；注采比一定時，隨著采油速度的增大，含水上升速度逐漸增大。

圖3 不同注采比和采油速度下含水率與采出程度的關系

2.2 應用動態(tài)油氣相滲曲線回歸法確定Sor

通常根據(jù)油氣相滲曲線來確定Sor，但是油田實際油氣相滲數(shù)據(jù)較少，且測定的相滲數(shù)據(jù)不足以代表所有的儲量單元；因此，本文應用動態(tài)油氣相滲曲線回歸法確定Sor。當油氣界面向油區(qū)運移，該過程為氣驅(qū)油過程，此時滲流形式應為線性流，所以根據(jù)線性滲流公式，可以得到油氣相滲比值是某一時刻生產(chǎn)氣油比的函數(shù)：

利用物質(zhì)平衡方法得出含油飽和度：

因此，根據(jù)同一時刻的油井生產(chǎn)氣油比和采出程度，可由式（5）和式（6）得出 Krg/Kro與 So關系的散點圖（見圖4），擬合關系呈指數(shù)遞減。根據(jù)已有相滲曲線，繪制Krg/Kro與So的曲線并計算末端點的導數(shù)值f′（Sor），然后根據(jù)式（7）求取平均值 f′ave（Sorc）。

圖4 Krg/Kro-So關系散點圖

根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)回歸的曲線端點值求導（見圖4），求取導數(shù)值所對應的自變量S′or。

油氣界面移動速度變形為

3 油氣界面下移規(guī)律圖版

將砂體動、靜態(tài)數(shù)據(jù)代入式（8），靜態(tài)數(shù)據(jù)見表1，原油體積系數(shù)、氣體體積系數(shù)根據(jù)實驗數(shù)據(jù)求?。ㄒ妶D5），即可計算得出不同工作制度的油氣界面下移規(guī)律圖版（見圖6）。應用該圖版，即可快速查到砂體合理的工作制度。油氣界面移動速度為正值，表示界面向油區(qū)運移；油氣界面移動速度為負值，表示界面向氣區(qū)運移。

圖5 原油體積系數(shù)、氣體體積系數(shù)與地層壓力的關系

圖6 油氣界面下移規(guī)律圖版

由圖6可知，油氣界面移動速度與采油速度成正比，與注采比成反比。對于某一個采油速度，都存在一個合理的注采比，使得油氣界面移動速度為0，有效防止油侵或氣侵現(xiàn)象發(fā)生。

4 礦場應用

以渤海B油田A砂體為例，該砂體為一注一采的開發(fā)井網(wǎng)，氣頂指數(shù)為0.31，目前日產(chǎn)油量為60 m3，采油速度為4%，注采比為0.93。結合圖版分析，由于注采比較低，油氣界面向油區(qū)運移，氣體侵入油區(qū)，影響了油井的產(chǎn)能，所以將注采比提高至1.15，增注后砂體日增油量為20 m3（見圖7）。應用該技術，合理地評估了油井潛力，提出了措施方向，為油井高效挖潛、油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了技術支撐。

圖7 A砂體開發(fā)生產(chǎn)曲線

5 結束語

本文基于數(shù)值模擬和油藏工程方法，研究了小氣頂油藏面積注水時的油氣界面下移規(guī)律。結果表明，小氣頂油藏在開發(fā)過程中，采油速度、注采比是影響油氣界面運移的主控因素。對于某一個采油速度，都存在一個合理的注采比，使得油氣界面移動速度為0，氣頂、水體對油環(huán)產(chǎn)生均勻驅(qū)替，此時開發(fā)效果最佳。小氣頂油藏應用面積注水，當采油速度不變時，低采油速度搭配低注采比、高采油速度搭配高注采比，可使氣頂能量與面積注水能量協(xié)同作用，達到最佳開發(fā)效果。采油速度提高，則相應提高注采比較為合理。研究結果有效地指導了小氣頂油藏的開發(fā)，改善了油田開發(fā)指標，對其他小氣頂油藏的開發(fā)具有一定的意義。

6 符號注釋

Vob為氣頂侵入油區(qū)的體積，m3；Np為累計產(chǎn)油量，m3；Bo為目前原油體積系數(shù)；Rp，Rs分別為生產(chǎn)氣油比、原始氣油比，m3/m3；Bg，Bw分別為氣體體積系數(shù)、地層水體積系數(shù)；N為地質(zhì)儲量，m3；Boi為原始原油體積系數(shù)；Cw，Cf分別為地層水壓縮系數(shù)、孔隙壓縮系數(shù)，MPa-1；Swc為束縛水飽和度；Δp 為地層壓差，MPa；Wi，Wp分別為累計注水量、累計產(chǎn)水量，m3；v為油氣界面移動速度，m/a；L 為油氣過渡帶寬度，m；w 為油藏寬度，m；t為生產(chǎn)時間，a；φ 為孔隙度；Sor，S′or分別為氣驅(qū)殘余油飽和度和修正后的殘余油飽和度；α為地層傾角，（°）；Qo，Qg分別為日產(chǎn)油量、日產(chǎn)氣量，m3；A為橫截面積，m2；K，Kro，Krg分別為絕對滲透率、油相滲透率、氣相滲透率，10-3μm2；pe，pw分別為供給邊界壓力、井底壓力，MPa；μo，μg分別為油、 氣的黏度，mPa·s；L1為油氣界面距離油井的距離，m；So為含油飽和度；n為相對滲透率曲線的個數(shù)。