气顶边水油藏天然能量开发界面运移规律研究

2021-11-06岳宝林祝晓林陈存良王欣然

天然气与石油 2021年5期

岳宝林祝晓林刘斌陈存良王欣然

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

气顶边水油藏作为一种特殊的油藏类型,其渗流机理较常规油藏的渗流机理更为复杂,气顶与边水系统在成藏过程中已形成动力学平衡,开发过程中,伴随着油环区投入开采,其地层压力下降,气顶气与边底水向井底推进,过早的气窜与水锥均对生产过程产生不利的影响[1-3]。伴随着水平井的广泛应用,海上油田以平行于油气水界面的方式部署水平井开发气顶边水油藏取得了较好的成效[4-6]。合理的水平井垂向位置设计和开发方式可以使气顶气与边底水均衡驱替以延迟气顶与边水的突进,优化开发效果[7-9]。目前,对此类油藏的研究以数值模拟为主[10-14],该方法对气顶边水油藏的开发有一定的指导意义,但模拟结果与矿场实践仍然存在较大的差别[14-18],如数值模拟中油气与油水界面推进都比较稳定,而实际生产跟踪中有明显沿高渗条带舌进造成快速气窜与水窜的现象[19]。本文以典型的大气顶窄油环油藏锦州X油藏为研究对象,应用填砂建立二维可视化物理模型,开展天然能量开发模拟实验,研究气顶气、边底水推进特征,应用油藏工程方法[20]完成油气界面运移距离计算,从而为油田开发提供重要参考。

1 研究区油田概况

锦州X油藏是具有大气顶、窄油环、弱边水等典型特征的砂岩油藏,由于天然能量较强,以天然能量水平井开发为主,见图1。在开发过程中同时受气顶与边水双相驱替,油环跨度窄,流体界面运移复杂,开发难度大。经过不断摸索和研究,当前的开发方式初期取得了较好的开发效果和经济效益,但随着油藏进入中晚期,开发矛盾越来越突出,气窜对单井产油量的影响日益严重,剩余油分布零散且研究手段有限,油田挖潜难度大。需要明确今后的能量驱动方式,了解界面运移规律,评价当前开发方式的合理性,提出改进方法。

图1 锦州X油藏水平井布井示意图Fig.1 Schematic diagram of horizontal well layout in JZ-X reservoir

2 气顶边水驱油实验

2.1 实验目的

通过二维物理模拟驱替实验进行锦州X油藏天然能量开发驱油模拟,观察气顶与底水驱油过程,对比气窜与水锥对开发效果的影响,评价当前井网适应性,研究原油采收率的影响因素,为后续开发方式选择提供依据。

2.2 实验仪器

应用模型规格为500 mm×500 mm×40 mm(内部尺寸)的大型可视化二维物理模拟实验装置开展相关研究,见图2。实验用气为天然气,无色(不易染色);实验用油为煤油或标准黏度油(透明),通过油溶性染色剂染成红色;实验用水为按照地层水离子组成配制模拟的地层水(透明),通过水溶性染色剂染成蓝色或绿色。

图2 实验装置与模拟示意图Fig.2 Experimental device and simulation diagram

2.3 实验模型参数

以几何相似(油环长度与宽度之比、油环长度与厚度之比、气顶指数、油藏倾角),物性相似(油水密度比、油气密度比、初始饱和度场、气相体积系数),生产动态相似(产量与地质储量之比)为原则,对目标油藏原型进行剖面模型化,见图3。

图3 油藏模型图Fig.3 Reservoir model diagram

锦州X油藏渗透率285×10-3μm2、孔隙度31.6%、原始含油饱和度0.67、束缚水饱和度0.33、油藏温度68 ℃、油藏压力16 MPa、油层宽度700 m、原油黏度3 mPa·s、油层厚度10 m、隔夹层厚度3 m、水平井部署于油柱高度下1/3处、水平井长度400 m、油层倾角15°。依据512的比例系数完成模型参数设计:油层厚度5.9 cm,隔夹层厚度1.7 cm,水平井长度28.2 cm。该模型填砂厚度为4.2 cm,可以计算油层体积为770 mL,气顶和边水部分的模型体积均为503 mL。根据孔隙度和含油饱和度计算油层内油的体积为160 mL,气顶内气体体积为505 mL×31%=157 mL,气顶指数为2的情况下,气瓶中气体体积为163 mL,边水体积倍数为40倍的情况下,边水模拟气瓶体积213 mL,边水体积部数为5倍的情况下,边水模拟气瓶体积26 mL,依据实际油田3%的采油速度计算模型产油量为0.1 mL/min。

2.4 实验过程

制作填砂模型,进行油水染色,先饱和水,再饱和油,模型的气顶端通过一口(或多口)井与储气罐相连,通过调整储气罐的体积模拟合适的气顶指数。将储气罐与装水的中间容器相连,通过储气罐体积来模拟边水的能量及其衰竭过程。以 0.1 mL/min 恒速采油模拟油田开发,进行油气水计量和界面特征的记录。

2.5 实验设计

油环受气顶与边水的双重影响,由于气黏度远低于油、水黏度,一般认为气窜速度大于水窜速度,水平井部署于油柱高度下1/3处。对油藏的气顶指数与油藏体积认识确定性较高,而边底水倍数的认识存在一定不确定性,对强边水(40倍)和弱边水(5倍)分别进行了实验。

2.6 流体产出

强边水:200 min时气体产量急剧增加,之后伴随着边底水突破,油井附近压力得到补充,气窜现象得到一定缓解,采气速度下降。随后含水逐步增加,边底水能量下降,采气速度逐渐升高,采油速度逐渐降低,最终采出油量81.3 mL,见图4-a)。

弱边水:200 min时气体产量急剧增加,见水后采气速度有所降低,在1 200 min含水达到100%,最终采油量51.8 mL,见图4-b)。

a)强边水模型产出计量图a)Output measurement chart of strong edge water

不同边底水能量下,气顶推进速度基本相同,200 min 左右发生气窜,弱边水的见水时间要长很多。

2.7 产出特征

强边水:气油比最高到4 000 m3/m3,无水采油期短,含水上升快,最终采收率42%,见图5-a)。

弱边水:气油比最高到10 000 m3/m3,无水采油期长,含水上升慢,最终采收率26%,见图5-b)。

a)强边水模型产出特征图a)Characteristics of strong edge water

因气黏度远低于油、水黏度,气驱效果要远差于水驱效果。

2.8 界面特征

观察驱替过程中油水界面变化,由于气顶不动用,伴随着开发的进行,压力的降低,气体体积膨胀并沿模型顶部侵入油环,油气界面有明显的下移现象,见图6。同时,由于边水体积变化较小,水侵入主要以水锥的形式发生,油水界面运移不明显。

图6 二维物理模拟实验图Fig.6 Two dimensional physical simulation experiment image

3 实际油田界面运移预测

根据实验结果与现场动态跟踪可知,气窜是影响气顶边水油藏开发效果的主要因素,对油气界面运移规律的研究是该类油田开发的关键技术,该类油田气顶和油区是一个统一的水动力系统,开发前处于压力平衡状态,伴随着开发的进行,气顶与油区产生压降,气顶体积膨胀,油气界面出现下移,以物质平衡方程与气体状态方程为基础,推导气体侵入油环体积为:

(1)

式中:VGO为气体侵入油环体积,m3;VG为原始状态下气顶体积,m3;NG为原始状态下气顶气储量,m3;NGi为某阶段气顶气储量,m3;BG为原始状态下气顶气体积系数;BGi为某阶段气顶气体积系数;NPG为某阶段累积产气量,m3;NPO为某阶段累积产油量,m3;RS为溶解气油比,m3/m3;p为原始状态地层压力,MPa;pi为某阶段地层压力,MPa。

将实际油藏抽提为一个带有同样地层倾角的平行六面体,油气水分布与原区块油气水分布相同,储量分布等同,见图7。同时对目标储层的孔隙度、渗透率、饱和度采用平均值处理,气侵高度为:

(2)

式中:HGO为气侵高度，m;LOG为模型侧面长度(模拟油气界面长度),m;W为模型正面长度(模拟井距),m;φ为油层孔隙度，小数；Swc为束缚水饱和度;Sor为束缚油饱和度;α为地层倾角,(°)。

图7 模型示意图Fig.7 Model diagram

选择锦州X油藏3井区I油组开展油藏工程方法计算,选取储层及流体静态参数(油储量、气储量、气顶指数、孔隙度、岩石压缩系数、油柱高度、水体倍数、油藏原始压力、原始溶解气油比)、流体生产参数(累积产气与地层压力关系、采油速度、采气速度)、流体高压物性参数(原油体积系数、气相体积系数、溶解气油比),计算油气界面垂直运移距离，见表1。

表1 锦州X油藏油气界面垂直运移距离计算表

截至2020年底,油气界面垂直下移距离13.4 m,油柱高度33.0 m,水平井部署在油柱高度下1/3处,距离原始油气界面垂直距离22.0 m,该油田2015年通过补充采气井实现油气同采的方式,预测2035年油气界面整体推移至油井处。表明当前气顶体积虽然膨胀侵入油环,但通过采气控制气侵速度,可以使油气界面运移周期与油田开发周期基本一致,以油气同采的方式优化油田开发。对当前出现的部分气窜井,可采用暂停关井的方式恢复油气界面,缓解气窜。