岳寶林，王雙龍，祝曉林，劉 斌，陳存良

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

氣頂邊水油藏是特殊類型的油藏，其基本特征是在一個油層內(nèi)同時存在著沒有隔離的油藏和氣藏，氣藏在上，油藏在中，下部一般還有邊水或底水存在。該類油藏中的油氣水在漫長的成藏過程中，已經(jīng)形成了水動力學平衡、熱力學平衡及多組分相態(tài)平衡的狀態(tài)[1-5]。油氣層一旦鉆開投入開發(fā)，這種平衡狀態(tài)就被打破，油氣層內(nèi)出現(xiàn)物質(zhì)和能量的交換，如流體流動、壓力傳遞、界面移動和相態(tài)轉(zhuǎn)化等，給開發(fā)生產(chǎn)帶來困難。海上油田對于該類油藏，部署平行于油氣水界面的水平井進行開發(fā)，并取得了較好的開發(fā)效果[6-8]。但隨著油藏進入開發(fā)中后期，不可避免會出現(xiàn)氣竄與水侵，油藏面臨著地層壓力下降快、產(chǎn)液量逐漸降低和氣驅(qū)效率低等難題[9-15]。因此，需要評價該類油藏的開發(fā)效果，并根據(jù)評價結(jié)果挖掘油藏開發(fā)潛力。

目前，普遍采用童氏水驅(qū)曲線評價水驅(qū)油藏的開發(fā)效果；而對于氣驅(qū)油藏，人們借鑒水驅(qū)曲線的思路，采用氣驅(qū)特征曲線評價氣驅(qū)油藏的開發(fā)效果，形成了評價水驅(qū)油藏和氣驅(qū)油藏開發(fā)效果的方法[16-23]。氣頂邊水油藏受氣驅(qū)與水驅(qū)的雙重影響，無法直接應用氣驅(qū)特征曲線或水驅(qū)特征曲線評價開發(fā)效果。因此，筆者基于穩(wěn)定滲流理論，推導了氣驅(qū)特征曲線關系式，并將其與水驅(qū)特征曲線關系式聯(lián)立，建立了計算氣驅(qū)產(chǎn)油量占總產(chǎn)油量比例的方法，實現(xiàn)了氣頂邊水油藏水驅(qū)與氣驅(qū)綜合影響下開發(fā)效果的評價、油藏潛力的量化，并以錦州X 油田3 井區(qū)為例進行了應用分析，提出了挖掘氣頂邊水油藏開發(fā)潛力的措施。

1 氣驅(qū)-水驅(qū)聯(lián)合特征曲線的建立

1.1 氣驅(qū)特征曲線

水驅(qū)特征曲線以油水相對滲透率曲線為基礎推導而來，基本假設是，在油-水兩相穩(wěn)定滲流條件下，中含水階段Krw/Kro?Sw呈半對數(shù)直線關系。該思想同樣適用于氣驅(qū)油的情況，二者的區(qū)別主要是黏度比的差異。對于油-氣兩相穩(wěn)定滲流，認為Krg/Kro?Sg也滿足指數(shù)函數(shù)關系：

式中：Krg為氣相相對滲透率；Kro為油相相對滲透率；Sg為含氣飽和度；m和n為回歸系數(shù)。

忽略毛細管力的影響，對于氣驅(qū)穩(wěn)定滲流，根據(jù)平面徑向流公式，可以得出產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量與油氣黏度、體積系數(shù)及相對滲透率的關系：

式中：Qg為 地面條件下的產(chǎn)氣量，m3/d；Qo為地面條件下的產(chǎn)油量，m3/d；Rsi為 氣油比，m3/m3；μo為地層原油黏度，mPa·s；μg為 地層天然氣黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數(shù)，m3/m3；Bg為天然氣體積系數(shù)，m3/m3。

在氣驅(qū)油條件下，水相僅以束縛水形式存在于地層中，氣驅(qū)油藏任意時刻的含油飽和度為油藏中剩余油體積與油藏孔隙體積之比。根據(jù)物質(zhì)平衡方程，氣驅(qū)油過程中油藏的含氣飽和度為：

式中：Np為 累計產(chǎn)油量，104m3；N為地質(zhì)儲量，104m3；Swi為束縛水飽和度。

油藏的累計產(chǎn)氣量可表示為：

式中：Gp為累計產(chǎn)氣量，104m3。

由式（1）—式（4）可得：

由瞬時產(chǎn)油量與累計產(chǎn)油量的關系可得：

將式（6）代入式（5），進行積分、求對數(shù)，可得：

與水驅(qū)特征曲線相比，累計產(chǎn)氣量與累計產(chǎn)油量的關系受溶解氣油比的影響。隨著大氣頂油藏持續(xù)開發(fā)，氣頂氣因膨脹向油區(qū)擴張，并依靠氣體前緣的推進而驅(qū)油，由于油氣黏度差異大，進入油區(qū)的氣體容易在油井井底泄壓區(qū)形成“指進”，發(fā)生氣竄，生產(chǎn)氣油比不斷增大，溶解氣油比與常數(shù)項的影響越來越小。生產(chǎn)氣油比與溶解氣油比的比值達到10、累計產(chǎn)氣量達到1 000×104m3時，式（7）左側(cè)忽略溶解氣油比時的計算結(jié)果與考慮溶解氣油比時的計算結(jié)果相差很小。因此，大氣頂油藏開發(fā)中后期，可以認為累計產(chǎn)氣量與累計產(chǎn)油量在半對數(shù)坐標上呈直線關系，即：

1.2 氣驅(qū)-水驅(qū)聯(lián)合特征曲線

采用水平井開發(fā)氣頂邊水油藏時，可以認為上部儲量氣驅(qū)動用，下部儲量水驅(qū)動用。氣頂邊水油藏下部水驅(qū)與甲型水驅(qū)曲線相符，即：

式中：Wp為累計產(chǎn)水量，104m3；Np1為水驅(qū)累計產(chǎn)油量，104m3；n1為 水相指數(shù)；N1為水驅(qū)動用儲量，104m3。

上部氣驅(qū)特征曲線的關系式為：

式中：Np2為氣驅(qū)累計產(chǎn)油量，104m3；n2為氣相指數(shù)；N2為氣驅(qū)動用儲量，104m3。

利用式（10）和式（12），可求得各階段間水驅(qū)產(chǎn)油量與氣驅(qū)產(chǎn)油量的比：

利用式（14），根據(jù)各階段累計產(chǎn)氣量與累計產(chǎn)水量，可計算得到上部氣驅(qū)累計產(chǎn)油量與下部水驅(qū)累計產(chǎn)油量的比，從而得到各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量與總產(chǎn)油量的比，以評價不同階段的開發(fā)效果及指導下步開發(fā)策略的調(diào)整。

2 應用分析

以錦州X 油田3 井區(qū)為例進行應用分析。錦州X 油田古近系沙河街組發(fā)育了一系列受構(gòu)造控制的短軸半背斜氣頂油藏，該油田3 井區(qū)開發(fā)的I 油組是以大氣頂、強邊水和窄油環(huán)為特征的砂巖油藏（見圖1），氣頂指數(shù)為2.03，水體倍數(shù)為50～80，油環(huán)平面寬度小于600.00 m。目前已進入開發(fā)后期，采出程度35.1%，氣油比1 832 m3/m3，含水率85.4%，出現(xiàn)了含水率和氣油比高的問題，需要評價油藏開發(fā)潛力，以指導開發(fā)策略的調(diào)整。

圖1 錦州X 油田3 井區(qū)I 油組油氣水界面示意Fig.1 Oil-gas-water interface of Oil Group I in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

3 井區(qū)采用水平井開發(fā)，水平井部署于油柱高度的下1/3—1/2 處（見圖1），受氣、水兩相驅(qū)替，在上下部分原油不發(fā)生大幅度竄流的情況下，可以認為水平井上部為氣驅(qū)，下部為水驅(qū)。甲型、乙型、丙型和丁型等4 種水驅(qū)曲線含水率上升的規(guī)律不相同。將錦州X 油田水驅(qū)曲線含水率的上升規(guī)律與4 種水驅(qū)曲線含水率的上升規(guī)律進行對比，發(fā)現(xiàn)該油田含水率的上升規(guī)律與甲型水驅(qū)曲線相符。

結(jié)合地質(zhì)儲量計算方法，計算出3 井區(qū)水驅(qū)和氣驅(qū)動用儲量比為0.45∶0.55。

針對水驅(qū)動用儲量與水驅(qū)特征曲線的關系，童憲章院士根據(jù)國內(nèi)外25 個油田的生產(chǎn)資料提出的“7.5B”公式，已經(jīng)成為水驅(qū)油田計算水驅(qū)動用儲量的主要方法[19]。但由于海上油田考慮經(jīng)濟效益問題，普遍選用少井高產(chǎn)的開發(fā)策略，如采用陸地油田回歸參數(shù)計算海上油田的水驅(qū)動用儲量，計算結(jié)果較高，因此選用渤海油田典型水驅(qū)區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)對式（11）進行回歸修正，得到：

借鑒計算海上油田水驅(qū)動用儲量的思路，選用渤海油田典型氣驅(qū)區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)對式（13）進行回歸，可得：

將式（15）和式（16）代入式（14），消去B1和B2，得到應用動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)計算水驅(qū)產(chǎn)油量與氣驅(qū)產(chǎn)油量比的公式：

錦州X 油田3 井區(qū)水驅(qū)和氣驅(qū)特征曲線如圖2所示。從圖2可以看出，隨著氣驅(qū)和水驅(qū)的進行，累計產(chǎn)氣量、累計產(chǎn)水量與累計產(chǎn)油量在各階段均呈半對數(shù)直線關系?；A井網(wǎng)發(fā)生氣竄后，氣油比上升速度越來越快，反映到氣驅(qū)曲線上，斜率不斷增大；綜合調(diào)整后，氣油比上升速度有所放緩，氣驅(qū)曲線的斜率有所減?。话殡S著油田整體進入開發(fā)后期，氣竄矛盾不斷激化，當前油田氣驅(qū)曲線斜率也不斷增大。利用式（17），計算出各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量占比，就能評價當前氣驅(qū)的采出程度。

圖2 錦州X 油田3 井區(qū)氣驅(qū)特征曲線和水驅(qū)特征曲線Fig.2 Characteristic curves of gas drive and water drive in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

3 井區(qū)投產(chǎn)初期，井距600.00 m，單井井控儲量66×104t，上部氣驅(qū)與下部水驅(qū)較為均衡，氣驅(qū)產(chǎn)油量占比52.6%，氣驅(qū)與水驅(qū)的產(chǎn)油量基本相同。隨著油藏進入開發(fā)中期，該井區(qū)地層壓力降低，一方面氣頂膨脹，油氣界面移動速度快于油水界面，氣竄快于水竄；另一方面氣竄后氣體在近井地帶膨脹，占據(jù)流體流動空間。當氣油比升至706 m3/m3時，氣驅(qū)產(chǎn)油量占比降至41.9%。該井區(qū)以挖潛井間剩余油為目的調(diào)整開發(fā)方案后，井的數(shù)量增加1 倍，井距縮至300.00 m，單井井控儲量33×104t，氣竄有所緩解，氣驅(qū)產(chǎn)油量占比增至42.8%（見圖3）。

圖3 錦州X 油田3 井區(qū)各階段氣驅(qū)產(chǎn)油量占比Fig.3 Proportion of oil production by gas drive in each stage in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

結(jié)合動用儲量劈分結(jié)果和氣驅(qū)、水驅(qū)產(chǎn)油量占比，計算上部儲量當前氣驅(qū)采出程度為24.3%，預測以天然能量開發(fā)的采收率為25.9%；下部儲量當前水驅(qū)采出程度為48.4%，預測采收率為51.7%。

與水驅(qū)相比，由于氣油黏度比小，氣驅(qū)易發(fā)生氣竄，波及程度與氣驅(qū)效率都較低，造成儲層上部采出程度低，若以當前的開發(fā)方式繼續(xù)開發(fā)，上部氣驅(qū)的采收率要遠低于下部水驅(qū)的采收率，因此，需改變開發(fā)方式挖掘油藏的潛力。采用數(shù)值模擬方法，模擬不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置的開發(fā)效果，發(fā)現(xiàn)在原始油氣界面上實施水平井平行立體注采井網(wǎng)的開發(fā)效果最好。注入水一方面起屏障功能，將大氣頂油藏分割為氣藏+小氣頂油藏2 個獨立的開發(fā)單元；另一方面下驅(qū)油藏，水和氣混合驅(qū)替油環(huán)，具有較好的驅(qū)替效果，可以提高驅(qū)油效率（見圖4）。

圖4 屏障注水示意Fig.4 Barrier water injection

氣頂邊水窄油環(huán)油藏具有特殊性，而錦州X 油田尚無該類油藏轉(zhuǎn)屏障注水的經(jīng)驗。因此，以水驅(qū)程度高、氣竄嚴重、縱向驅(qū)替不均衡、剩余油多和增產(chǎn)效果顯著為原則，選擇在D4H 井、D15HS 井組補鉆水平注水井。D4H 井、D15HS 井組控制地質(zhì)儲量98×104t，當前采出程度27.6%，氣油比2570 m3/m3，含水率85%。受氣竄影響，單井平均產(chǎn)液量由初期的100 m3/d 降至當前的20 m3/d，開發(fā)效果較差。水平注水井開始注水后，初期注采比為1.0，后期跟蹤油井產(chǎn)液量變化靈活調(diào)整，預測4 個月左右水障基本形成，適時對油井采取提液措施，放大生產(chǎn)壓差，在油藏中將注入水引向油井，一方面防止注入水大量進入氣頂，造成氣頂水侵；另一方面實現(xiàn)水障驅(qū)油效果。因為1 口注水井無法實現(xiàn)油田的水障連片，對氣竄只能實現(xiàn)部分屏障，對開發(fā)效果的改善主要以氣驅(qū)轉(zhuǎn)水驅(qū)的增油效果為主，預測實施注水后可累計增產(chǎn)油量5.4×104t，井組采收率提高5.5 百分點。

3 結(jié)論

1）基于穩(wěn)定滲流理論，推導了氣驅(qū)特征曲線關系式，即累計產(chǎn)氣量與累計產(chǎn)油量的關系式。該關系式表明，在大氣頂油藏開發(fā)中后期，累計產(chǎn)氣量與累計產(chǎn)油量在半對數(shù)坐標上呈直線關系。

2）將水驅(qū)和氣驅(qū)特征曲線關系式聯(lián)立，建立了氣驅(qū)產(chǎn)油量占比的計算方法，從而實現(xiàn)氣頂邊水油藏水驅(qū)與氣驅(qū)綜合影響下開發(fā)效果的評價。以錦州X 油田3 井區(qū)為例，分析了所建方法在氣頂邊水油藏中的應用問題。

3）氣頂邊水油藏上部氣驅(qū)采出程度低，要提高采出程度，需改變開發(fā)方式，可在油氣邊界附近實施屏障注水，一方面通過注入水分割氣頂，另一方面利用注入水驅(qū)油，實現(xiàn)水和氣混合驅(qū)替油環(huán)。