氣頂油藏高含水后期頂部注烴氣保壓氣驅技術

陳東明

(中國石油遼河油田分公司 勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010)

氣頂油藏由氣區和油區兩部分組成，兩個區域中間沒有隔離，一般情況下氣區在上，油區在下，部分氣頂油藏還有邊底水存在[1]。若氣頂油藏開發方式不合理，很容易造成油、氣區壓力不平衡,導致氣竄和油侵，降低其采收率[2]。大油環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]，早期采用注水開發方式開采油環，一定階段后轉為油氣同采。注水開發的氣頂油藏進入高含水后期如何進一步改善開發效果，提高原油采收率是目前開發過程中面臨的難題。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研究，分析影響注烴氣開發效果的各種因素，探索一種適合氣頂油藏高含水開發后期油藏特點的開發模式。

1 頂部注烴氣保壓氣驅提高采收率機理

根據Firoozabadi-Aziz關系式[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主要依靠非混相驅來驅替水驅開發后期在氣頂周圍尚未動用以及水驅未波及到的剩余油。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，氣驅可以將水驅時難以波及的正韻律厚油層頂部的剩余油驅替出來，增大體積波及系數。

2 油藏地質概況及開發現狀

2.1 油藏地質概況

Ⅳa斷塊是一個氣頂邊水構造-巖性油氣藏，背斜構造，地層傾角可達到12°～15°。孔隙度為27%，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，石油地質儲量為4 310.9×104t。

2.2 油藏開發現狀

Ⅳa斷塊從1979年開始投入開發，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，累積產油1 236.4×104t，累積產水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%，已經進入高含水后期開發階段，井網完善區域剩余油高度分散，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，與氣頂邊界之間有一定的距離，因此，油氣過渡區域的地質儲量動用程度低，剩余油富集。

3 模型的建立與歷史擬合

根據Ⅳa斷塊地質特征，利用Petrel軟件建立該斷塊的斷層模型、構造模型、巖相模型和屬性模型，并根據數模運算需要將地質模型粗化。粗化后地質模型的網格模擬系統為27918710，平面網格大小為50 m*50 m，縱向網格平均厚度為3 m。模型中儲層和流體的特性參數取自Ⅳa斷塊氣頂油藏的實際數據。

對Ⅳa斷塊生產歷史(1979.9～2015.12)進行擬合，首先確定模型中參數的可調范圍，進行區塊的整體調整擬合，并在此基礎之上進行油水井的單井擬合，使得擬合結果更為精確，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方案指標的預測和優化提供了依據，擬合曲線見圖1。

4 頂部注烴氣保壓氣驅影響因素研究

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

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效果，研究注氣井位置對頂部注烴氣保壓氣驅開發效果的影響，兩方案注氣井數相同，注氣量相同，其余油水井生產條件均保持一致。注氣井不同位置對應的斷塊日產油量和采收程度預測結果如圖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造低部位移動，減弱了由于油氣粘度差異而產生的氣體指進現象，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效果，研究注氣速度對頂部注烴氣保壓氣驅開發效果的影響，預測結果見圖3。

根據圖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造低部位移動，此時油氣界面可以保持相對穩定；而當注氣速度過大時，氣區和油區壓力失衡，氣體由于其自身的性質，導致氣竄和指進現象的加劇，進而導致氣頂油藏整體壓力的下降，影響開發效果。

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效果，研究采液速度對頂部注烴氣保壓氣驅開發效果的影響，預測結果見圖4。

由圖4的計算結果可知，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，根據計算結果，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，且提高產液量也會造成產水量的大幅度增加，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的開發效果。

4.4 注氣井數量的影響

在中心注氣方案年注氣量為0.023 PV的基礎上，僅改變注氣井的數量，對比不同注氣井數時氣頂油藏的開發效果，研究注氣井數對頂部注烴氣保壓氣驅開發效果的影響，預測結果見圖5。

通過圖5可以看出，注氣井數較少時，隨著注氣井數的增加，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，注氣量達不到設計要求，從而影響了油藏的采出程度。當注氣井數為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，取得更好的經濟效益。

5 結論

1)氣頂油藏進入高含水后期之后，頂部注烴氣保壓氣驅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開發效果影響較大，且存在最佳注氣速度，研究區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開發效果有一定的影響，注氣井應部署在氣頂中心位置，遠離油氣界面;4)對于研究區塊，考慮到注氣井數量對開發效果的影響以及鉆井成本問題，存在一個最佳注氣井數，既能保證注氣效果，又能避免不必要的鉆井資金投入。