潜山油藏气窜识别方法的建立与应用

司 勇, 赵晶磊, 梁 飞, 高 丽, 李 朗, 吴佳琦

(1.中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院， 辽宁 盘锦 124000； 2.中国石油大学(北京) 石油工程学院， 北京 102249)

0 引言

气驱作为提高采收率的主要技术之一，按照其使用的气体种类不同，可以分为：二氧化碳混相驱和非混相驱、氮气驱、烃类气驱和空气驱、烟道气驱等几种常见方法.目前，全世界注气采油项目呈上升趋势，其中以注二氧化碳采油项目为主，高达60%以上[1,2].研究表明，对于裂缝性油藏来说，注气不仅可以有效提高采收率，在某些情况下，它比注水开发效果更好，可以弥补注水开发的不足，可以有效抑制底水锥进，可以达到构造顶部驱替"阁楼油"的效果等[3,4].但在利用其优势的同时,也不能忽视它的局限性和不利方面[5].其中，以气窜问题尤为常见和突出.

在注气开发过程中，由于地层多孔介质的非均质性和储层平面及剖面上的物性差异，随着开发的延续和注入孔隙体积倍数的累积，注入气的前缘部分会沿地层中的高渗透层形成优势通道，当注气前缘突破到生产井，将发生气窜[6-9].一旦发生气窜现象，大部分注入气会成为无效气，影响采收率，使开发效果变差.有效的气窜识别对于减缓气窜调控措施有重要意义.

目前，对于气窜识别的方法主要有：生产气油比、产量检测法等经验判别法以及微地震检测气驱前缘、示踪剂等动态监测判别法[10-13]，这些方法可以有效地识别生产井是否发生气窜，但是对气窜来源的识别还没有较好的方法，或者识别成本过高.因此，本文在生产气油比识别气窜方法的基础上，基于数值模拟方法，提出了一种新的可以识别气窜来源的识别方法.

1 数值模拟模型建立

1.1 双重介质模型

以裂缝性变质岩块状底水轻质油藏为例，裂缝性油藏通常具有双重孔隙介质系统，因此，在建立数值模拟模型时，基于Warren-Root模型，建立基岩-裂缝双重孔隙介质模型,如图1所示.

在双重介质模型中，流体存在于两个相互连接的系统中：一个是基岩系统，它提供了储层的表观体积和主要储集空间；一个是裂缝系统，它提供了流体的主要渗流通道，两种连续介质在空间上是重叠的.基岩中的流体和裂缝交换并通过裂缝渗流，而基岩间不直接发生流体交换，其流体交换通过裂缝进行[14,15].

1.2 数学模型

(1)裂缝内渗流方程

(1)

(2)基岩内渗流方程

(2)

(3)辅助方程

裂缝中油气毛管压力方程：

Pcgof=Pgf-Pof

(3)

裂缝中油水毛管压力方程：

Pcowf=Pof-Pwf

(4)

裂缝中饱和度方程：

Sof+Swf+Sgf=1

(5)

基岩中油气毛管压力方程：

Pcgom=Pgm-Pom

(6)

基岩中油水毛管压力方程：

Pcowm=Pom-Pwm

(7)

基岩中饱和度方程：

Som+Swm+Sgm=1

(8)

上述方程组中有求解变量12个、方程12个，因此该方程系统是封闭的.采用有限差分方法求解，以全隐式方法进行处理，以增强整个方程组求解的稳定性[16-18].

(4)全隐式差分模型

对上述数学模型进行全隐式差分，全隐式差分模型如下：

①裂缝系统

(9)

②基岩系统

(10)

式(9)～(10)中：Vijk=ΔxiΔyjΔkz；γ=ρg；Q=qVijk；λ-传导系数，(kg·s)-1；T-线性差分算子.

1.3 数值模型

基于上述数学模型，利用数值模拟软件tNavigator，结合油藏地质参数，建立3种不同注气位置的油藏数值模拟组分机理模型.模型中采用直角网格系统，共划分20×20×40个网格，网格大小为20 m×20 m×25 m.3种机理模型均以一注一采的形式进行生产，注采井距为200 m，生产井为水平井，注气井为直井，区别在于生产井与注气井的相对位置不同，分别为底部注气、顶部注气、横向注气.

(1)模型基本参数

机理模型的基本参数如表1所示.

表1 模型基本参数

(2)相渗曲线

机理模型中基岩系统油水、油气相渗曲线和裂缝系统油水、油气相渗曲线如图2、图3所示.

(a)油水相渗曲线

(b)油气相渗曲线图2 基岩系统相渗曲线

(a)油水相渗曲线

(b)油气相渗曲线图3 裂缝系统相渗曲线

(3)原油组分

根据地层原油性质所得出的原油拟组分情况如表2所示.

表2 原油拟组分情况

(4)注气方式

①底部注气模型(低注高采模式)

低注高采模式即在构造低部位注气、高部位采油的井网结构.如图4所示，注气井INJ井位于构造低部位，生产井PRO井位于构造高部位.

(a)机理模型

(b)注采井空间位置图4 底部注气模型

② 顶部注气模型(高注低采模式)

高注低采模式即在构造高部位注气、低部位采油的井网结构.如图5所示，注气井INJ井位于构造高部位，生产井PRO井位于构造低部位.

③横向注气模型(等高模式)

等高模式即注气井与生产井位于同一构造部位.如图6所示，由于重力分异作用的影响，注入气容易向构造高部位突进，不利于注入气横向运移.因此，改变机理模型中裂缝系统的垂向渗透率，使Kv/Kh=0.05，从而使注入气以横向运移为主.

(a)机理模型

(b)注采井空间位置图5 顶部注气模型

(a)机理模型

(b)注采井空间位置图6 横向注气模型

2 模型结果分析

在分析生产动态特征时，引入了气油比曲线和气油比导数曲线的概念.气油比曲线是指地面情况下产气量与产油量的比值随时间在双对数坐标上的曲线；气油比导数曲线是指气油比对lnt的导数随时间在双对数坐标上的曲线.

气油比导数式：

(11)

通过建立好的3种不同机理模型进行数值模拟，从而得到对应的生产数据，在双对数坐标中绘制出气油比及导数的生产曲线，并分析其特征.

2.1 底部注气气油比特征

对底部注气模型得到的气油比及导数曲线特征进行分析，将底部注气的生产动态情况大致分为5个阶段，如图7所示.

图7 底部注气气油比特征

第一阶段：注入气尚未突破至生产井阶段，在此过程中生产气油比基本保持不变；

第二阶段：注入气突破阶段，气油比导数曲线到达第一个波谷开始至其到达波峰为止，注入气体突破至生产井，生产气油比有轻微的变化，导数曲线呈上升趋势；

第三阶段：形成气窜阶段，气油比曲线明显上升，导数曲线基本保持平稳；

第四阶段：气窜情况逐渐严重，形成气顶，油气界面向下运移阶段，受重力分异作用的影响，注入气继续向构造高部位突进，在构造顶部形成气顶，油气界面不断下移的过程，气油比上升速率减小，导数曲线呈下降趋势；

第五阶段：油气界面到达生产井阶段，在此过程中，生产井在底部气窜与油气界面的双重影响下，气油比曲线上升速率不断增大，导数曲线明显上升.

注入氮气在注采压差和重力分异的双重作用下，快速向构造高部位突进，注气波及效率低，位于构造高部位的生产井发生气窜时间早，气油比上升速度快.

2.2 顶部注气气油比特征

通过分析将顶部注气生产动态特征大致分为3个阶段，如图8所示.

图8 顶部注气气油比特征

第一阶段：注入气尚未突破至生产井阶段，在此过程中生产气油比基本保持不变；

第二阶段：注入气突破阶段，气油比导数曲线到达第一个波谷开始，至导数曲线斜率明显增大为止，注入气体突破至生产井，形成气顶并不断下移的过程，气油比有一定的上升，上升速率较小，导数曲线有轻微的上升趋势；

第三阶段：油气界面到达生产井位置，形成气窜阶段，导数曲线斜率明显增大时开始，气油比与导数曲线均呈现上升趋势且上升速率变快.

在顶部注气情况下，注入气在重力分异作用下向顶部聚集，注气波及效率高，受注采压差的影响较大，气油比上升速度较慢.

2.3 横向注气气油比特征

通过分析将横向注气生产动态特征大致分为3个阶段，如图9所示.

图9 横向注气气油比特征

第一阶段：注入气尚未突破至生产井阶段，在此过程中生产气油比基本保持不变；

第二阶段：注入气突破阶段，气油比导数曲线到达第一个波谷开始至第二个波谷为止，注入气体突破至生产井，气油比整体趋于平稳；

第三阶段：形成气窜阶段，气油比导数曲线到达第二个波谷开始，生产井形成气窜，导数曲线基本保持平稳，气油比曲线平稳上升.

3 气窜识别方法的建立

通过对上述3种不同气窜类型气油比特征的分析，可以发现不同气窜来源的曲线有不同的特征,如图10所示.

从图10可以看出，不同气窜来源的气油比导数曲线特征主要在于形成气窜之后的阶段.其中，底部注气形成气窜之后，导数曲线有明显向下的趋势，偏离水平线45 °左右；横向注气形成气窜之后，导数曲线轻微上翘，偏离水平线10 °左右；顶部注气形成气窜之后，导数曲线有明显向上的趋势，偏离水平线45 °左右.因此，以GOR导数曲线为主要判断依据，以气油比变化作为参考，可以得到一种潜山油藏注气开发气窜方向识别方法,分析、确定实际生产井发生气窜的来源及形成气窜的时间.

图10 不同气窜类型气油比导数特征

气窜识别方法技术路线如图11所示，具体实施步骤如下：

(1)收集并整理生产井的生产数据，得到生产气油比曲线；

(2)对生产气油比曲线进行处理，得到其导数曲线，并在双对数坐标中分析其生产特征；

(3)与已确定的标准特征进行对比，从而确定实际生产井发生气窜的来源及形成气窜的时间，进而针对性的进行减缓气窜调控措施.

图11 气窜识别方法流程图

4 实例应用

以兴古7潜山油藏为研究对象，运用本文的气窜识别方法对兴古7潜山油藏气窜井7-H2井进行识别，再通过气体示踪剂方法检测的结果进行对比，验证该方法的准确性.

(1)气窜识别方法

根据收集到的气窜井7-H2井的生产气油比数据进行处理，得到其对应的生产气油比及导数曲线如图12所示.

图12 7-H2井生产气油比及导数曲线

运用该识别方法可以判断出：7-H2井在425天左右发生气窜，其气窜来源为底部，属于底部气窜.

(2)结果验证

气体示踪剂的监测结果显示，7-H2井中的气体主要来自于7-H325井的注入气，因此可以判断，该生产井的气窜来源为7-H325井.结合注采井的空间位置图，如图13所示，确定7-H2井属于底部气窜类型.

图13 注采井空间位置关系

两种方法对比结果表明，利用气窜识别方法识别的结果与实际结果基本吻合.证明潜山油藏气窜识别方法具有良好的准确性及可靠性，能够有效识别气窜来源.相比气体示踪剂监测法，投入成本低，工作量小.所提出的气窜识别方法为针对性减缓气窜调控措施提供了有力支持.

5 结论

(1)本文提出了一种利用生产气油比及其导数的双对数坐标曲线来识别气窜并确定气窜时间、气窜方向的气窜识别方法.该方法成本低、操作简单、工作量小，具有良好的准确性和可靠性，为减缓气窜调控措施提供了有力支持.

(2)得到了3种不同气窜类型的曲线特征：①底部气窜.气油比及导数曲线特征可分为5个阶段，气窜形成于第三阶段，形成气窜之后气油比导数曲线明显向下；②顶部气窜.气油比及导数曲线特征可分为3个阶段，气窜形成于第三阶段，导数曲线明显向上；③横向气窜.气油比及导数曲线特征可分为3个阶段，气窜形成于第三阶段，导数曲线基本保持水平.

(3)基于曲线特征确定气窜识别方法.首先，对气窜时间进行识别；其次，以不同气窜类型形成气窜之后的曲线特征为主要判断依据，对气窜来源进行识别.实例应用发现，7-H2井在425天左右发生气窜，导数曲线明显向下，气窜类型属于底部气窜.经气体示踪剂监测方法验证，识别结果与实际油井的气窜情况分析一致，证明该识别方法具有良好的准确性及可靠性，能够有效识别气窜来源，为针对性的减缓气窜调控措施提供了有力支持.