带气顶油藏油气同采条件下流体界面移动规律

范子菲，程林松，宋珩，吴学林，张安刚

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京））

带气顶油藏油气同采条件下流体界面移动规律

范子菲1，程林松2，宋珩1，吴学林1，张安刚1

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油大学（北京））

带气顶油藏气顶、油环同采过程中气顶与油环间的压力容易失衡，为实现气顶与油环的协同高效开采，以哈萨克斯坦让纳若尔气顶油藏为例，基于油气水三相相似准则建立了三维可视化物理模型，并结合物质平衡原理建立了带气顶油藏流体界面移动速度评价模型。计算结果表明，油藏工程评价模型得到的流体界面移动速度与物理模拟实验和油田动态测试结果均吻合较好。同时，依据该油藏工程评价模型分别建立了衰竭、屏障注水以及屏障+面积注水等不同开发方式下带气顶油藏流体界面移动速度变化规律图版，确定了带气顶油藏油气同采时影响流体界面稳定的主控因素：衰竭开发方式下的主控因素为采油、采气速度；屏障注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度及注采比；屏障注水+面积注水开发方式下的主控因素为采油、采气速度、注采比及屏障注水与面积注水比例。图12参16

让纳若尔油气田；带气顶油藏；气顶、油环协同开发；流体界面；移动规律

0 引言

随着油气田开发的不断深入和世界经济对天然气需求量的日益增长，带气顶油藏的开发愈来愈受到重视[1-2]。国内外在带气顶油藏开发方面，采用气顶油环同采的开发实例较少，主要原因在于带气顶油藏气顶和油环处于同一压力系统下，气顶油环同采易造成气顶与油环之间的压力失衡，影响油气藏的整体开发效果。目前带气顶油藏实施气顶油环同采的开发方式主要有2种：一是衰竭式开采；二是保持压力开采（注水、注气开发等）[3-7]，具体采用何种开发方式主要通过数值模拟手段对不同开发方式进行效果评价来完成[8-13]，而有关气顶油环协同开发机理的认识仍比较匮乏。哈萨克斯坦让纳若尔油气田为带气顶和边水的层状碳酸

盐岩弱挥发性油藏[3,14]，1983年以来只开发了油环，2014年9月A南气顶气投入开发。为实现让纳若尔油气田气顶与油环的协同高效开采，本文结合物理模拟实验和油藏工程方法，分别开展衰竭、屏障注水以及屏障+面积注水等气顶油环协同开发方式下的流体界面移动规律研究，建立相应的流体界面移动规律图版，揭示不同开发方式下流体界面移动规律及其主控因素，有助于保持气顶油环同采时流体界面的相对稳定以及气顶油环间的压力平衡，提高油气藏的整体开发效果。

1 三维可视化物理模拟实验

以让纳若尔油气田的A南气顶油藏为研究对象，基于三维三相渗流数学模型，推导油、气、水三相相似准则，建立符合几何相似、压力相似、物性相似、生产动态相似的三维可视化物理模拟模型。该实验装置具有5种功能：①可视化，能实时动态监测实验过程中油、气、水运动规律；②倾角可变性，用于模拟不同地层倾角的气顶油藏；③可外接气源，用于模拟不同气顶指数的气顶油藏；④可实时监测地层压力变化；⑤可模拟衰竭、屏障、屏障+面积注水等开发方式。实验模型主要由模型主体、压力测量系统、分离和计量系统等部分组成（见图1），其中模型主体设计几何尺寸为1.0 m×0.3 m×0.3 m。

图1 气顶油环同采物理模拟装置示意图

实验用80目（0.15 mm）的玻璃珠充填三维模型来模拟实际地层，孔隙度约为30%，渗透率约2 000× 10−3μm2。将模型倾斜9°，以模拟A南气顶油藏实际地层倾角。计算一定气顶指数下的油环孔隙体积，并用煤油作为模拟油将物理模型饱和原油，为便于观察油气界面的移动状况，用苏丹红对煤油进行染色处理。最后利用气体流量计控制注入气量，以模拟不同气顶指数的气顶油藏。以一定的采油、采气速度对气顶油藏进行开采试验，模拟不同开发方式下气顶油藏的生产历史和流体界面移动规律。

2 油藏工程评价模型

根据物质平衡原理[15-16]，地面累计产量转换到地层条件下，应等于油藏中因地层压力下降所引起流体膨胀量和注入流体量之和。当带气顶油藏地层压力下降Δp时，油藏流体膨胀体积与侵入流体体积为A+B+C+D，其中A为原油和析出溶解气的膨胀量，B为气顶气的膨胀量，C为束缚水膨胀及地层孔隙体积减少造成的含烃孔隙体积减少量（包括气顶与油环两部分），D为屏障注入水与面积注入水导致的地层含烃孔隙体积减少量。而地面采出流体折算到地层条件下的累计产量为E+F（E为地层条件下油环流体的累计产量，F为地层条件下气顶的累计产量）。因此，在目前地层压力下，则有E+F=A+B+C+D。

（1）式左边为油气藏地面累计产量在目前地层压力下的地下体积，右边为地层流体膨胀体积与注入流体体积。

为计算油环和气顶的亏空体积以及流体界面移动速度，首先要确定地层压力。已知气顶油藏的原始地层压力及某一时刻油环与气顶的地面累计产量，根据（1）式，通过迭代法便可得到当前时刻下的地层压力。具体的过程为，假设一个压力降Δp，则目前地层压力p=pi−Δp，计算此时的油藏流体膨胀体积与侵入流体体积；然后代入（1）式，对比（1）式两端是否相等；如果等式成立，则当前时刻的地层压力即为p=pi−Δp，如果等式不成立，则需要重新假设一个地层压力的变化量Δp′，并重复上述计算过程直到满足计算精度要求为止。

2.1 衰竭开采方式下油气界面移动速度

当采用衰竭方式开采气顶油环时，WA=WB=0，假设油气界面向油环方向移动，可以得到气顶侵入体积：

根据气顶侵入量，利用容积法可以计算出油气界面的移动速度。假设内、外油气界面移动速度相等，即油气界面平行下移（见图2）。

图2 带气顶油藏油气界面移动示意图

气顶侵入量又可以表示为：

故油气界面移动距离为：

油气界面移动速度为：

当油气界面向气顶移动时（即发生油侵），油气界面的移动速度与上述计算方法类似。

2.2 屏障注水及屏障+面积注水开发方式下流体界面移动速度

在实施屏障注水开发时，当屏障形成后，注入水分别向油环和气顶流动，并将带气顶油藏的气顶和油环分隔开来，屏障注入水则作为能量供给源，分别向气顶和油环补充亏空体积。屏障+面积注水开发相对屏障注水增加了面积注水井，而面积注水仅为油环补充能量。与屏障注水开发相同之处是，二者均存在气水和油水两个界面的移动问题。

结合物质平衡原理可知，油环的亏空体积由屏障注水和面积注水共同补充，而气顶的亏空体积则只由屏障注水补充。因此，根据（1）式，屏障注入水侵入油环的体积可以表示为：

而屏障注入水侵入气顶的体积可以表示为：

同样根据容积法可以得到屏障注水处油水界面以及气水界面的移动速度：

根据上述计算过程编写相应的计算程序，实现对不同气顶指数、不同地层倾角带气顶油藏的模拟，计算出带气顶油藏在衰竭、屏障注水以及屏障+面积注水开发方式下的油气、油水和气水界面移动规律。

图3 衰竭式、屏障+面积注水开发方式下物理模拟结果与油藏工程方法结果对比

2.3 评价模型有效性验证

2.3.1 物理模拟实验与油藏工程评价模型对比验证

为验证理论推导评价模型的准确性，将物理模拟结果与油藏工程评价模型结果进行对比。图3为衰竭式以及屏障+面积注水开发方式下气顶油环同采时的

流体界面移动速度计算结果。衰竭式开发采油速度为A南气顶油藏目前采油速度（0.7%）；屏障+面积注水开发方式采油速度为0.7%，注采比为0.5，屏障与面积注水分配比例为9∶1。由图3可见，两种开发方式下油藏工程评价模型的计算结果与物理模拟结果吻合较好，说明上述油藏工程评价模型具有较强的适用性和有效性。

2.3.2 油田动态测试结果与油藏工程评价模型对比验证

让纳若尔油气田A南油气藏自投产以来仅开发了油环，由于早期注水不足，油环压力保持水平仅为55%，导致气顶外扩，油气界面逐渐下移。应用长期停产井压力梯度测试资料可确定油气界面移动速度：地层流体密度变化导致压力梯度发生拐点变化，拐点位置即为当时油气界面位置，利用根据不同时间点的压力梯度测试得到的拐点位置便可确定油气界面在该期间内的移动距离，计算可得油气界面移动速度。A南油气藏2007年6月至2011年8月期间平均采油速度为0.72%，根据两次压力梯度测试结果（见图4），A南油气藏在2007年6月的油气界面深度为2 582.1 m，2011年8月的油气界面深度为2 601.5 m，其间油气界面下移了19.4 m，油气界面向油环的移动速度为4.48 m/a。然后，通过油藏工程评价模型计算得到，A南油气藏在采气速度为0和采油速度为0.72%条件下的油气界面移动速度为4.20 m/a，与压力梯度测试结果接近，由此验证了油藏工程评价模型能较准确地预测带气顶油藏的油气界面移动速度。

图4 A南油气藏压力梯度曲线图

3 流体界面移动规律

3.1 衰竭开采方式下油气界面移动规律

建立衰竭开发方式下气顶、油环同采的三维物理模拟模型（见图5a），观察该开发方式下的流体界面移动规律。同时，利用油藏工程评价模型分别建立采油速度、采气速度、气顶指数与油气界面移动速度的关系图版，分析衰竭开发方式下影响流体界面稳定的主控因素。

图5 衰竭式开发方式下不同采气、采油速度时油气界面移动速度（油气界面移动速度正值表示界面向油区移动，负值表示界面向气区移动）

3.1.1 采油、采气速度对油气界面移动速度的影响

图5b为衰竭开采方式下采油、采气速度与油气界面移动速度关系图版。当气顶亏空大于油环亏空，油气界面向气区移动，相同采气速度下，采油速度越大，气顶、油环间的压力差越小，油气界面移动速度越小；相同采油速度下，采气速度越大，气顶压力下降越快，油气界面移动速度越大。当气顶亏空小于油环亏空，油气界面向油区移动时，相同采气速度下，采油速度

越大，油环压力下降越快，油气界面向油区移动速度越大；相同采油速度下，采气速度越大，气顶、油环间的压力差降低，油气界面向油区的移动速度越小。对于某一采油速度，均存在一个对应的合理采气速度，实现油气界面相对稳定和移动速度为0，可有效防止油侵或气侵现象的发生。

3.1.2 气顶指数对油气界面移动速度的影响

在衰竭式油气同采条件下，利用油藏工程评价模型对不同气顶指数油气藏开展油气界面移动规律研究。建立采油速度为0.7%时的气顶指数、采气速度与油气界面移动速度变化规律图版（见图6）。

图6 采油速度为0.7%时油气界面移动速度与气顶指数、采气速度关系图版

由图6可见：①在相同采气速度下，油气界面移动速度随气顶指数增加而增大；②在相同气顶指数下，油气界面向油区的移动速度随采气速度的增加而减小，当达到油气界面移动速度为0后，油气界面向气区的移动速度随采气速度的增加而增加；③在相同采油速度条件下，不同气顶指数下油气藏气顶、油环同采，油气界面移动速度为0时采气速度相同，即此时油气界面保持平衡所需要的采气速度与气顶指数无关。

综上，衰竭开发方式下，采油速度、采气速度是影响流体界面稳定的主控因素。

3.2 屏障注水开发方式下流体界面移动规律

建立屏障注水开发方式下气顶油环同采的三维物理模拟模型（见图7），观察该开发方式下的流体界面移动规律及形态。屏障注水开发在油气界面处增加了屏障注水井，当注入水形成屏障后，地层流体被分隔为水区、油区、气区3个系统。屏障注水的水障形成后，带气顶油藏就形成了气水和油水两个流体界面。通过建立屏障注水开发方式下气水、油水界面的移动速度图版，明确影响流体界面稳定的主控因素。

图7 注入水屏障形成前后注入水移动形态

图8 注采比一定时油水、气水界面移动速度与采油、采气速度关系图版（油水界面移动速度正值表示界面向油区移动，负值表示界面向气区移动；气水界面移动速度正值表示界面向气区移动，负值表示界面向油区移动）

图8为注采比一定时油水、气水界面移动速度与采油、采气速度关系图版。当注采比一定时，油水界

面向油区的移动速度随采气速度的增大而减小，随采油速度的增大而增大（见图8a），且采气速度过大易造成气顶亏空加剧，油水界面逐渐向气区移动。气水界面移动速度随采气速度增加而增大，随采油速度的增加而减小（见图8b），且当采油速度过大而采气速度较小时，油区亏空加剧，气水界面逐渐向油区移动。由此可得，采气速度、采油速度均对气水、油水界面的移动速度产生较大的影响。

同样，采气速度一定时，油水界面移动速度随采油速度的增加而增大，随注采比的增加而加快（见图9a）；气水界面的移动速度随注采比的增加而增加，随采油速度的增加而降低（见图9b）。采油速度一定时，油水界面移动速度随注采比的增加而增加，随采气速度的增加而降低（见图10a）；气水界面移动速度随注采比的增加而增大，随采气速度的增加而增大（见图10b）。

图9 采气速度一定时油水、气水界面移动速度与采油速度、注采比关系图版

图10 采油速度一定时油水、气水界面移动速度与采气速度、注采比关系图版

综上，屏障注水开发方式下，采油速度、采气速度和注采比是影响流体界面稳定的主控因素。

3.3 屏障+面积注水开发方式下流体界面移动规律

建立屏障+面积注水开发方式下气顶油环开采的三维物理模拟模型，该注水方式下流体界面的移动规律见图11。针对屏障注水与屏障+面积注水两种开发方式的差异，引入屏障与面积注水分配比例这个影响因素，并建立其与气水、油水界面移动速度的关系图版，分析屏障+面积注水开发方式下影响流体界面稳定的主控因素。

图11 屏障+面积注水开发方式下流体界面移动形态

由图12a、12b可知：采用屏障+面积注水同时开采气顶、油环时，当采气速度、注采比一定时，油水界面移动速度与采油速度、屏障面积注水分配比例呈正相关，但气水界面移动速度与采油速度呈负相关，且受屏障和面积注水比例影响小（水障形成后）。由图12c、12d可知：当采油速度、注采比一定时，油

水界面移动速度与采气速度呈负相关，和屏障与面积注水比例呈正相关，气水界面移动速度仅与采气速度呈正相关，受屏障与面积注水分配比例影响小（水障形成后）。

综上，在屏障+面积注水开发方式下，除了采油、采气速度和注采比外，屏障与面积注水分配比例也是影响流体界面稳定的主控因素。

图12 油水、气水界面移动速度与屏障面积注水分配比例关系图版

4 结论

基于物理模拟实验和油藏工程方法，研究了气顶、油环同采条件下衰竭、屏障注水及屏障+面积注水开发方式下的流体界面移动规律。油藏工程评价模型计算结果与物理模拟实验及油田动态测试结果均吻合较好，说明油藏工程评价模型具有较强的适用性。

气顶、油环衰竭式同采时，采油速度、采气速度是影响流体界面稳定的主控因素，与气顶指数无关；屏障注水开发方式下气顶、油环同采时，采气速度、采油速度以及注采比是影响流体界面移动速度的主控因素；屏障+面积注水开发方式下气顶油环同采时，除采油速度、采气速度和注采比之外，屏障与面积注水分配比例也是影响流体界面稳定的关键因素。各主控因素的确定为气顶油环协同开采过程中合理制定开发技术政策指明了方向，有助于实现让纳若尔油气田气顶、油环的协同高效开发。

符号注释：

Bg——目前地层压力下的气体体积系数，m3/m3；Bgi——原始条件下的气体体积系数，m3/m3；Bo——目前地层压力下的原油体积系数，m3/m3；Boi——原始条件下的原油体积系数，m3/m3；Bw——目前地层压力下水的体积系数，m3/m3；Cf——孔隙压缩系数，MPa−1；Cw——地层水压缩系数，MPa−1；h——油气界面移动的垂直距离，m；H——油层厚度，m；L——油气过渡带宽度，m；m——气顶指数；N——油环的原始储量，m3；Ng——标准状态下气顶累计产气量，m3；Np——标准状态下油环累计产油量，m3；p——目前地层压力，MPa；pi——原始地层压力，MPa；Δp，Δp′——地层压力降落差，MPa；Rs——目前地层压力下原油的溶解气油比，m3/m3；Rp——生产气油比，m3/m3；Rsi——原始条件下原油的溶解气油比，m3/m3； Swc——束缚水饱和度，f；Sor——残余油饱和度，f；t——生产时间，a；vgoc——油气界面移动速

度，m/a；vgwc——气水界面移动速度，m/a；vowc——油水界面移动速度，m/a；VGb——屏障注入水侵入气顶的体积，m3；VGd——气顶侵入油环的体积，m3；VOb——屏障注入水侵入油环的体积，m3；W——地层宽度或井距，m；WA——面积注水量，m3；WB——屏障注水量，m3；WGp——气顶累计产水量，m3；WOp——油环累计产水量，m3；x——地层倾向上油气界面的移动距离，m；α——地层倾角，（°）；φ——孔隙度，f。

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（编辑 郭海莉）

Fluid interface moving for the concurrent production of gas cap and oil rim of gas cap reservoirs

Fan Zifei1,Cheng Linsong2,Song Heng1,Wu Xuelin1,Zhang An’gang1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The pressure balance between gas cap and oil rim is likely to be broken during their concurrent production in gas cap reservoirs.In order to increase the whole development efficiency of the concurrent production of gas cap and oil rim,the Zhanzhol gas cap reservoir of Kazakhstan was taken as example to carry out the research,a three-dimensional visualization physical model was established based on the similarity criterion of oil phase,gas phase and water phase,and a reservoir engineering model of fluid interface moving rate was also set up according to the material balance principle.The calculation results of reservoir engineering model tally with the results of physical simulation experiment and reservoir dynamic test data.The moving rate template of fluid interface under three development modes,depletion development,barrier water injection development and barrier plus pattern water injection development have been also established by reservoir engineering method.The main controlling factors under different development modes have been figured out:for depletion development,the main controlling factors on the stabilization of oil-gas contact are oil recovery rate and gas recovery rate;for barrier water injection development,the main controlling factors are oil recovery rate,gas recovery rate and production-injection ratio;and for barrier plus pattern water injection development,the main controlling factors are oil recovery rate,gas recovery rate,production-injection ratio and the ratio of barrier water injection to pattern water injection.

Zhanzhol oil field;gas cap reservoir;concurrent production of gas cap and oil rim;fluid interface;moving rule

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项（2011E-2504）

TE349

A

1000-0747(2015)05-0624-08

10.11698/PED.2015.05.09

范子菲（1966-），男，湖南隆回人，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事海外油气田开发研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail：fzf@petrochina.com.cn

2015-01-29

2015-07-30