低滲透揮發油藏回注溶解氣開發注采參數界限

張晨朔,韓 征,馮志剛,范子菲,許安著,何聰鴿,張道勇,

李敬功1,3,王鳳榮1,任繼紅1,周立明1,郭海曉1,張昊澤1,谷宇峰1

(1.自然資源部油氣資源戰略研究中心,北京 100034；2.中國石油勘探開發研究院,北京 100083；3.中海石油(中國)有限公司,北京 100010)

低滲透揮發油藏具有注采能力低、溶解氣油比高的特點[1-2],采用衰竭式開發在地層壓力低于原油飽和壓力時會引起儲層原油大量脫氣,原油黏度增大,導致開發效果變差[3]；采用注水開發則受地層注入能力所限,難以滿足補充地層能量的需要[4]。如果將溶解氣回注地層,一方面可以補充地層能量,另一方面可以在大于混相壓力的情況下形成混相驅替,進一步提高采收率[5-6]。

低滲透揮發油藏在回注溶解氣開發初期往往地層壓力較高,存在著“采油易,注氣難”的問題,如果油藏以較高的采油速度開發,那么從地面分離出的溶解氣將無法實現大規模的回注,開發效果會受到影響。然而在開發中后期,隨著地層壓力的降低,采油會逐漸變得困難,而注氣逐漸變得容易。因此,為化解采油與回注氣之間的矛盾,需要確定不同地層壓力下的最大采油速度并建立最大回注比與采油速度的關系。目前,關于油藏注采能力的研究主要集中在單純注氣驅油、水氣交替驅油、低滲透油藏產油能力等方面[7-12],在低滲透揮發油藏回注溶解氣開發方式下關于注采參數界限的研究較為少見。

針對上述問題,首先建立注采參數界限模型,推導得到注采參數界限:已知地層壓力下的最大采油速度、已知采油速度下的最大回注比以及臨界壓力的表達式；然后結合實例油藏的注采能力分析,利用注采界限關系繪制油藏在不同地層壓力水平下的注采界限圖版,研究地層注采能力、注采井井底流壓、地層壓力、溶解氣油比、采油速度、井網類型、井網密度等因素對注采參數界限的影響規律,進一步提出符合注采參數界限、提升開發效果的技術政策。

1 注采參數界限模型

當地層壓力p處在某一值時,對應的最大采油速度為

qomax=365no(p-pwfmin)Jo/N

(1)

式(1)中:qomax為最大采油速度；no為采油井數；p為地層壓力,MPa；pwfmin為采油井最低井底流壓,MPa；Jo為采油指數,m3/(d·MPa)；N為原油地質儲量,m3。

某一采油速度qo對應的采氣量為

qg=NqoRs

(2)

式(2)中:qg為采氣量,m3；qo為采油速度,在0～qomax；Rs為溶解氣油比,m3/m3。

地層最大注氣量為

qgmax=365ng(pwfmax-p)Jg

(3)

式(3)中:qgmax為最大注氣量,m3；ng為采油井數；pwfmax為注氣井最高井底流壓,MPa；Jg為吸氣指數,m3/(d·MPa)。

另外,N、Jo、Jg、So、Sg等參數有以下關系:

N=AhSNF

(4)

Jo=Jobh

(5)

Jg=Jgbh

(6)

Sg=ng/A

(7)

So=no/A

(8)

式中:A為油藏含油面積,km2；h為油藏厚度,m；SNF為單儲系數,m3/(km2·m)；Job為比采油指數,m3/(d·MPa·m)；Jgb為比吸氣指數,m3/(d·MPa·m)；Sg為注氣井井網密度,口/km2。So為采油井井網密度,口/km2。

設最大回注比Imax為

Imax=qgmax/qg

(9)

以上為注采參數界限模型。根據該模型,將式(4)～式(8)代入式(1)整理得

(10)

將式(2)、式(3)以及式(4)～式(8)代入式(9)整理得

(11)

為分析最大回注比與油氣井數比的關系,將式(10)與式(11)左右兩邊分別相除,整理可得

(12)

定義臨界壓力為:若油藏處于某一壓力時,最大采油速度對應的最大回注比恰好為1,則該壓力稱之為臨界壓力。臨界壓力可以排除生產制度以及地層壓力的影響,衡量回注溶解氣的難易程度,反映開發矛盾從“注氣難”轉變為“采油難”的臨界點。臨界壓力越高表明回注氣越容易,反之越困難。當地層壓力高于臨界壓力時,開發呈現“注氣難、采油易”的特點,產出溶解氣不一定能全部回注；當地層壓力低于臨界壓力時,開發呈現“注氣易、采油難”的特點,產出溶解氣都能全部回注。令式(12)中的Imax=1,qo=qomax,整理得到臨界壓力Pcrit的表達式為

(13)

為分析油氣井數比對臨界壓力的影響規律,進一步整理得

(14)

2 實例油藏注采能力分析

M油藏為一異常高壓揮發油藏,油藏埋深約4 100 m,地層溫度為100 ℃,油藏初始壓力為78 MPa,地層壓力系數為1.8；孔隙度為15%～17%,滲透率為(5～30)×10-3μm2；原油富含輕組分,飽和壓力為28 MPa,溶解氣油比約513 m3/m3。油藏利用溶解氣回注開發。

2.1 注采模型建立

為評價油藏注采能力,根據M油藏參數利用數值模擬軟件建立單井注采徑向網格模型。網格劃分為徑向1 000個網格,垂直徑向為1個網格,垂向為1個網格,網格尺寸為徑向1 m,垂向10 m,模型考慮地層壓敏效應。注采井均位于模型中心位置,生產井以定井底流壓采油,注氣井以定井底流壓注氣(圖1)。

圖1 采油及注氣模型示意圖Fig.1 Production and injection model diagram

2.2 注采井井底流壓

為保證油藏壓力在飽和壓力以上,采油井最低井底流壓應高于28 MPa。另外,油藏在注氣開發過程中原油飽和壓力會有一定的上升,并且井底流壓需要滿足對井筒流體的舉升能力。綜上,確定合理的采油井最低井底流壓為35 MPa。由M油藏地層破裂壓力模擬結果可知,該破裂壓力為82.7 MPa,因此為防止地層破裂,注入井井底壓力不能超過該壓力值。因此確定合理的注氣井最高井底流壓為82 MPa。

2.3 注采能力

通過數值模擬單井注采能力,得到M油藏地層壓力水平從50%～100%條件下的比采油指數和比吸氣指數(圖2)。地層壓力對比采油指數和比吸氣指數的影響體現在兩個方面:一是壓敏效應導致地層滲透率隨著地層壓力的降低而降低,表現出減小比采油、比吸氣指數的作用；二是流體黏度隨著地層壓力的降低而降低,表現出增大比采油、比吸氣指數的作用。從圖2可以看出:①由于兩方面機理的互相抵消,比采油、比吸氣指數受壓力降低影響的變化均不明顯；②由于壓敏效應在壓降初期表現明顯,而流體黏度在壓降后期變化明顯。因此，比采油、比吸氣指數在壓降后期有一定的提高。

圖2 比采油、比吸氣指數曲線Fig.2 Specific productivity index and injectivity index curves

3 注采參數界限圖版與影響因素

3.1 注采參數界限圖版

為直觀快速地明確注采參數界限,分析各項影響因素的影響規律,針對M油藏利用推導得到的最大采油速度、最大回注比以及臨界壓力的表達式建立圖版。其中各壓力水平下的比采油指數和比吸氣指數由圖2獲得。對于標準的面積井網(圖3),由于5點法、反7點法和反9點法等井網類型反映了油氣井數比,而井網密度體現在注采井距的不同,因此通過對注采單元參數簡單的換算可得公式中所需數據。以1 700 m的注采井距為例,計算參數如表1所示。繪制在不同地層壓力水平下的注采界限圖版如圖4所示。

圖3 面積井網示意圖Fig.3 Areal well patterns diagram

表1 1 700 m注采井距井網參數Table 1 Well pattern parameters for well space of 1 700 m

圖4 注采參數界限圖版Fig.4 Chart of limits of injection &production patameters

3.2 注采參數界限的影響規律

通過注采參數表達式及圖版分析可以得出以下規律。

(1)采油指數越高,最大采油速度越高,臨界壓力越低,表明以最大的采油速度開發并可以全部回注溶解氣的時機較晚。

(2)吸氣指數越高,最大回注比越高,臨界壓力越高,回注氣較容易。

(3)采油井井底流壓越低,最大采油速度越高,臨界壓力越低。

(4)注氣井井底流壓越高,最大回注比越高,臨界壓力越高。

(5)地層壓力越高,最大采油速度越高,最大回注比越低。由圖版也可以看出，隨著地層壓力水平的降低,最大采油速度降低并且變化率有增大趨勢,同一采油速度下的最大回注比升高并且變化率有減小趨勢。

(6)原油溶解氣油比越高,最大回注比越低,臨界壓力越低。

(7)采油速度越高,最大回注比越低,但對臨界壓力沒有影響。由圖版也可以看出隨著采油速度的降低,最大回注比逐漸提高并且變化率有增大趨勢。

(8)在相同井網密度的條件下,油氣井數比越大,最大采油速度越高,最大回注比越低,臨界壓力越低。由圖4(a)、圖4(b)、圖4(c)可以看出,5點法井網、反7點法井網和反9點法井網100%地層壓力水平下的最大采油速度分別為2.5%、3.3%和3.7%,1%的采油速度對應的最大回注比分別為0.6、0.3、0.13；5點法井網的臨界壓力在80%～90%,反7點法井網的臨界壓力在70%～80%,反9點法井網臨界壓力在60%～70%。因此在3類井網中,反9點法井網最大采油速度最高,但最大回注比最低,臨界壓力最低；5點法井網最大采油速度最低,但最大回注比最高,臨界壓力最高。

(9)在相同井網類型的條件下,井網密度越大,最大采油速度和最大回注比均越高,但對臨界壓力沒有影響。例如從圖4(a)、圖4(d)可以看出,在5點法井網100%地層壓力水平下,1 700 m井距的最大采油速度為2.5%,1%的采油速度對應的最大回注比為0.6；2 300 m井距的最大采油速度為1.4%,1%的采油速度對應的最大回注比為0.11；兩個井距下的臨界壓力水平相同,均在80%～90%。

3.3 開發技術政策建議

以M油藏為例,為提高開發效果,應盡可能地早注氣、多注氣,保持產出的溶解氣全部回注。在滿足地質及經濟條件下應盡量減小開發井距,提高井網密度。在開發初期由于地層壓力高,注氣困難,可以采用5點法井網,保持0.5%的采油速度低速生產；在地層壓力水平降低至90%時,采油速度可以提高到1.5%；在地層壓力水平降低至80%時,采油速度可以提高到2.1%。此后地層壓力已降低至臨界壓力以下,開發矛盾從“注氣難”轉變為“采油難”,如果繼續在該井網條件下生產,雖然溶解氣可以全部回注,但由于采油井數較少,采油速度受到較大的限制,地層壓力水平70%、60%、50%對應的最大采油速度分別為1.6%、1.0%、0.4%。因此,當地層壓力水平降低至70%～80%時,可以將5點法井網調整為反9點法井網。反9點法井網條件下,在地層壓力水平降低至70%時,采油速度可以提高到2.4%,地層壓力水平60%、50%對應的最大采油速度分別為1.6%、0.6%。以上開發技術政策在保持溶解氣全部回注地層的同時也大幅度地提高了采油速度,從而達到高效開發的目的。

4 結論

(1)建立注采參數界限模型,推導得出注采參數界限:已知地層壓力下的最大采油速度、已知采油速度下的最大回注比以及臨界壓力的表達式。

(2)結合實例油藏,利用注采參數界限關系繪制油藏在不同地層壓力水平下的注采界限圖版,在此基礎上分析得到注采參數界限的影響規律:注采參數界限受地層注采能力、注采井井底流壓、地層壓力、溶解氣油比、采油速度、井網類型、井網密度等因素影響；采油指數越高、采油井井底流壓越低、地層壓力越高、油氣井數比越大、井網密度越大,最大采油速度越高；吸氣指數越高、注氣井井底流壓越高、地層壓力越低、溶解氣油比越低、采油速度越低、井網密度越大,最大回注比越高；采油指數越高、吸氣指數越低、采油井井底流壓越低、注氣井井底流壓越低、溶解氣油比越高、油氣井數比越大,臨界壓力越低。

(3)為提高溶解氣回注開發效果,應保持較高的回注比或者全部回注,適當增大井網密度,在開發初期著重解決“注氣難”的問題,可以采用油氣井數比小的5點法井網,根據回注比確定采油速度；當地層壓力低于臨界壓力后著重解決“采油難”的問題,可以調整井網類型,提高油氣井數比,在溶解氣充分回注的前提下獲得較高的采油速度。