低渗透挥发油藏回注溶解气开发注采参数界限

张晨朔,韩 征,冯志刚,范子菲,许安著,何聪鸽,张道勇,

李敬功1,3,王凤荣1,任继红1,周立明1,郭海晓1,张昊泽1,谷宇峰1

(1.自然资源部油气资源战略研究中心,北京 100034；2.中国石油勘探开发研究院,北京 100083；3.中海石油(中国)有限公司,北京 100010)

低渗透挥发油藏具有注采能力低、溶解气油比高的特点[1-2],采用衰竭式开发在地层压力低于原油饱和压力时会引起储层原油大量脱气,原油黏度增大,导致开发效果变差[3]；采用注水开发则受地层注入能力所限,难以满足补充地层能量的需要[4]。如果将溶解气回注地层,一方面可以补充地层能量,另一方面可以在大于混相压力的情况下形成混相驱替,进一步提高采收率[5-6]。

低渗透挥发油藏在回注溶解气开发初期往往地层压力较高,存在着“采油易,注气难”的问题,如果油藏以较高的采油速度开发,那么从地面分离出的溶解气将无法实现大规模的回注,开发效果会受到影响。然而在开发中后期,随着地层压力的降低,采油会逐渐变得困难,而注气逐渐变得容易。因此,为化解采油与回注气之间的矛盾,需要确定不同地层压力下的最大采油速度并建立最大回注比与采油速度的关系。目前,关于油藏注采能力的研究主要集中在单纯注气驱油、水气交替驱油、低渗透油藏产油能力等方面[7-12],在低渗透挥发油藏回注溶解气开发方式下关于注采参数界限的研究较为少见。

针对上述问题,首先建立注采参数界限模型,推导得到注采参数界限:已知地层压力下的最大采油速度、已知采油速度下的最大回注比以及临界压力的表达式；然后结合实例油藏的注采能力分析,利用注采界限关系绘制油藏在不同地层压力水平下的注采界限图版,研究地层注采能力、注采井井底流压、地层压力、溶解气油比、采油速度、井网类型、井网密度等因素对注采参数界限的影响规律,进一步提出符合注采参数界限、提升开发效果的技术政策。

1 注采参数界限模型

当地层压力p处在某一值时,对应的最大采油速度为

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

(1)

式(1)中:qomax为最大采油速度；no为采油井数；p为地层压力,MPa；pwfmin为采油井最低井底流压,MPa；Jo为采油指数,m3/(d·MPa)；N为原油地质储量,m3。

某一采油速度qo对应的采气量为

qg=NqoRs

(2)

式(2)中:qg为采气量,m3；qo为采油速度,在0～qomax；Rs为溶解气油比,m3/m3。

地层最大注气量为

qgmax=365ng(pwfmax-p)Jg

(3)

式(3)中:qgmax为最大注气量,m3；ng为采油井数；pwfmax为注气井最高井底流压,MPa；Jg为吸气指数,m3/(d·MPa)。

另外,N、Jo、Jg、So、Sg等参数有以下关系:

N=AhSNF

(4)

Jo=Jobh

(5)

Jg=Jgbh

(6)

Sg=ng/A

(7)

So=no/A

(8)

式中:A为油藏含油面积,km2；h为油藏厚度,m；SNF为单储系数,m3/(km2·m)；Job为比采油指数,m3/(d·MPa·m)；Jgb为比吸气指数,m3/(d·MPa·m)；Sg为注气井井网密度,口/km2。So为采油井井网密度,口/km2。

设最大回注比Imax为

Imax=qgmax/qg

(9)

以上为注采参数界限模型。根据该模型,将式(4)～式(8)代入式(1)整理得

(10)

将式(2)、式(3)以及式(4)～式(8)代入式(9)整理得

(11)

为分析最大回注比与油气井数比的关系,将式(10)与式(11)左右两边分别相除,整理可得

(12)

定义临界压力为:若油藏处于某一压力时,最大采油速度对应的最大回注比恰好为1,则该压力称之为临界压力。临界压力可以排除生产制度以及地层压力的影响,衡量回注溶解气的难易程度,反映开发矛盾从“注气难”转变为“采油难”的临界点。临界压力越高表明回注气越容易,反之越困难。当地层压力高于临界压力时,开发呈现“注气难、采油易”的特点,产出溶解气不一定能全部回注；当地层压力低于临界压力时,开发呈现“注气易、采油难”的特点,产出溶解气都能全部回注。令式(12)中的Imax=1,qo=qomax,整理得到临界压力Pcrit的表达式为

(13)

为分析油气井数比对临界压力的影响规律,进一步整理得

(14)

2 实例油藏注采能力分析

M油藏为一异常高压挥发油藏,油藏埋深约4 100 m,地层温度为100 ℃,油藏初始压力为78 MPa,地层压力系数为1.8；孔隙度为15%～17%,渗透率为(5～30)×10-3μm2；原油富含轻组分,饱和压力为28 MPa,溶解气油比约513 m3/m3。油藏利用溶解气回注开发。

2.1 注采模型建立

为评价油藏注采能力,根据M油藏参数利用数值模拟软件建立单井注采径向网格模型。网格划分为径向1 000个网格,垂直径向为1个网格,垂向为1个网格,网格尺寸为径向1 m,垂向10 m,模型考虑地层压敏效应。注采井均位于模型中心位置,生产井以定井底流压采油,注气井以定井底流压注气(图1)。

图1 采油及注气模型示意图Fig.1 Production and injection model diagram

2.2 注采井井底流压

为保证油藏压力在饱和压力以上,采油井最低井底流压应高于28 MPa。另外,油藏在注气开发过程中原油饱和压力会有一定的上升,并且井底流压需要满足对井筒流体的举升能力。综上,确定合理的采油井最低井底流压为35 MPa。由M油藏地层破裂压力模拟结果可知,该破裂压力为82.7 MPa,因此为防止地层破裂,注入井井底压力不能超过该压力值。因此确定合理的注气井最高井底流压为82 MPa。

2.3 注采能力

通过数值模拟单井注采能力,得到M油藏地层压力水平从50%～100%条件下的比采油指数和比吸气指数(图2)。地层压力对比采油指数和比吸气指数的影响体现在两个方面:一是压敏效应导致地层渗透率随着地层压力的降低而降低,表现出减小比采油、比吸气指数的作用；二是流体黏度随着地层压力的降低而降低,表现出增大比采油、比吸气指数的作用。从图2可以看出:①由于两方面机理的互相抵消,比采油、比吸气指数受压力降低影响的变化均不明显；②由于压敏效应在压降初期表现明显,而流体黏度在压降后期变化明显。因此，比采油、比吸气指数在压降后期有一定的提高。

图2 比采油、比吸气指数曲线Fig.2 Specific productivity index and injectivity index curves

3 注采参数界限图版与影响因素

3.1 注采参数界限图版

为直观快速地明确注采参数界限,分析各项影响因素的影响规律,针对M油藏利用推导得到的最大采油速度、最大回注比以及临界压力的表达式建立图版。其中各压力水平下的比采油指数和比吸气指数由图2获得。对于标准的面积井网(图3),由于5点法、反7点法和反9点法等井网类型反映了油气井数比,而井网密度体现在注采井距的不同,因此通过对注采单元参数简单的换算可得公式中所需数据。以1 700 m的注采井距为例,计算参数如表1所示。绘制在不同地层压力水平下的注采界限图版如图4所示。

图3 面积井网示意图Fig.3 Areal well patterns diagram

表1 1 700 m注采井距井网参数Table 1 Well pattern parameters for well space of 1 700 m

图4 注采参数界限图版Fig.4 Chart of limits of injection &production patameters

3.2 注采参数界限的影响规律

通过注采参数表达式及图版分析可以得出以下规律。

(1)采油指数越高,最大采油速度越高,临界压力越低,表明以最大的采油速度开发并可以全部回注溶解气的时机较晚。

(2)吸气指数越高,最大回注比越高,临界压力越高,回注气较容易。

(3)采油井井底流压越低,最大采油速度越高,临界压力越低。

(4)注气井井底流压越高,最大回注比越高,临界压力越高。

(5)地层压力越高,最大采油速度越高,最大回注比越低。由图版也可以看出，随着地层压力水平的降低,最大采油速度降低并且变化率有增大趋势,同一采油速度下的最大回注比升高并且变化率有减小趋势。

(6)原油溶解气油比越高,最大回注比越低,临界压力越低。

(7)采油速度越高,最大回注比越低,但对临界压力没有影响。由图版也可以看出随着采油速度的降低,最大回注比逐渐提高并且变化率有增大趋势。

(8)在相同井网密度的条件下,油气井数比越大,最大采油速度越高,最大回注比越低,临界压力越低。由图4(a)、图4(b)、图4(c)可以看出,5点法井网、反7点法井网和反9点法井网100%地层压力水平下的最大采油速度分别为2.5%、3.3%和3.7%,1%的采油速度对应的最大回注比分别为0.6、0.3、0.13；5点法井网的临界压力在80%～90%,反7点法井网的临界压力在70%～80%,反9点法井网临界压力在60%～70%。因此在3类井网中,反9点法井网最大采油速度最高,但最大回注比最低,临界压力最低；5点法井网最大采油速度最低,但最大回注比最高,临界压力最高。

(9)在相同井网类型的条件下,井网密度越大,最大采油速度和最大回注比均越高,但对临界压力没有影响。例如从图4(a)、图4(d)可以看出,在5点法井网100%地层压力水平下,1 700 m井距的最大采油速度为2.5%,1%的采油速度对应的最大回注比为0.6；2 300 m井距的最大采油速度为1.4%,1%的采油速度对应的最大回注比为0.11；两个井距下的临界压力水平相同,均在80%～90%。

3.3 开发技术政策建议

以M油藏为例,为提高开发效果,应尽可能地早注气、多注气,保持产出的溶解气全部回注。在满足地质及经济条件下应尽量减小开发井距,提高井网密度。在开发初期由于地层压力高,注气困难,可以采用5点法井网,保持0.5%的采油速度低速生产；在地层压力水平降低至90%时,采油速度可以提高到1.5%；在地层压力水平降低至80%时,采油速度可以提高到2.1%。此后地层压力已降低至临界压力以下,开发矛盾从“注气难”转变为“采油难”,如果继续在该井网条件下生产,虽然溶解气可以全部回注,但由于采油井数较少,采油速度受到较大的限制,地层压力水平70%、60%、50%对应的最大采油速度分别为1.6%、1.0%、0.4%。因此,当地层压力水平降低至70%～80%时,可以将5点法井网调整为反9点法井网。反9点法井网条件下,在地层压力水平降低至70%时,采油速度可以提高到2.4%,地层压力水平60%、50%对应的最大采油速度分别为1.6%、0.6%。以上开发技术政策在保持溶解气全部回注地层的同时也大幅度地提高了采油速度,从而达到高效开发的目的。

4 结论

(1)建立注采参数界限模型,推导得出注采参数界限:已知地层压力下的最大采油速度、已知采油速度下的最大回注比以及临界压力的表达式。

(2)结合实例油藏,利用注采参数界限关系绘制油藏在不同地层压力水平下的注采界限图版,在此基础上分析得到注采参数界限的影响规律:注采参数界限受地层注采能力、注采井井底流压、地层压力、溶解气油比、采油速度、井网类型、井网密度等因素影响；采油指数越高、采油井井底流压越低、地层压力越高、油气井数比越大、井网密度越大,最大采油速度越高；吸气指数越高、注气井井底流压越高、地层压力越低、溶解气油比越低、采油速度越低、井网密度越大,最大回注比越高；采油指数越高、吸气指数越低、采油井井底流压越低、注气井井底流压越低、溶解气油比越高、油气井数比越大,临界压力越低。

(3)为提高溶解气回注开发效果,应保持较高的回注比或者全部回注,适当增大井网密度,在开发初期着重解决“注气难”的问题,可以采用油气井数比小的5点法井网,根据回注比确定采油速度；当地层压力低于临界压力后着重解决“采油难”的问题,可以调整井网类型,提高油气井数比,在溶解气充分回注的前提下获得较高的采油速度。