边水油藏气体辅助重力驱适应区块筛选方法及应用

罗福全，耿文爽，高贺存，侯 健，顾 潇，盖长城

1中国石油大学(华东)石油工程学院 2中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院

0 引言

近年来，国内外各大油田很多进入高含水、高采出程度的“双高阶段”[1]，仅依靠油藏自身弹性能量或者常规注水开发效果较差。常规气驱、气水交替受油气相流度、密度差异影响，实施效果并不理想；而气体辅助重力驱能够利用密度差异维持稳定的气驱油界面，理论波及效率可达100%，在West Hackberry油田、Weeks Island油田、Wizard Lake油田的实际应用中均能达到90%以上的采收率[2- 3]。目前气体辅助重力驱相关研究多从量纲分析入手，通过建立无因次准数综合量化分析各类油藏参数与开发效果的相互关系，其中又以重力数考虑参数最为全面、回归相关性最高[4]。但适应性筛选方法对油藏参数类型考虑不够全面，对参数表征缺少针对性的量化指标[5]，特别是强边水油藏的相关研究较少。

本文主要通过数值模拟手段，考虑水体能量的影响，对边水油藏天然水驱后气体辅助重力驱机理及影响因素开展研究。基于单因素分析回归重力数与采收率的相互关系，建立边水油藏水驱后气体辅助重力驱适应区块筛选方法及参数界限标准，并在冀东油田进行实际应用。研究成果可对于类似边水油藏后期开发方式的选择具有指导意义。

1 边水油藏气体辅助重力驱数值模拟模型

1.1 边水油藏气体辅助重力驱提高采收率机理

气体辅助重力驱油主要原理是在储层顶部注气，利用油气密度差引起的重力分异在顶部形成气顶，随着气体不断注入，气驱油界面逐渐向下推移驱动原油。驱替过程中气驱油界面受重力、黏滞力、毛管力共同作用，当各力达到平衡时，气驱油界面保持稳定，可实现近似活塞式驱替，极大提高注入气的体积波及系数[6- 7]。

目标油藏冀东油田高浅南油藏属中孔高渗的边水油藏，具有埋藏浅、倾角小、渗透率高的特点，历经多年天然水驱开发后，层间矛盾突出，主力油层边水突进，目前处于高含水阶段，亟需改变开发方式控水增油稳产。通过顶部注气可以利用重力形成气体辅助重力驱油，注气时边水仍继续补充能量，而较高的地层压力水平能够发挥气驱油溶解降黏和注气膨胀的机理。同时由于高渗正韵律储层有利于油气、油水相重力分异，有效抑制顶部气体超覆，形成相对稳定的驱油界面(图1)[8- 10]，从而在人工气顶和边水的同时作用下，达到提高采收率的目的。

图1 边水油藏气体辅助重力驱机理

1.2 数值模拟模型建立

1.2.1 模型建立

采用CMG组分油藏数值模拟软件建立边水油藏数值模拟模型(图2)，采用角点网格，在X、Y、Z方向上网格划分为129×27×5，共17 415个网格；X、Y、Z方向网格尺寸分别为20 m、20 m、1 m；模型倾角5°，平均孔隙度0.3，平均渗透率1 400 mD，温度80 ℃，压力20.5 MPa。模型为正韵律储层，考虑了实际储层非均质性，并建立Fetkovitch解析水体，通过修改水体体积调整水体倍数为1 200倍。地层原油黏度4.8 mPa·s，地层原油密度858.8 kg/m3，溶解气油比8 m3/m3，饱和压力3 MPa。地层流体划分为9个拟组分：CO2、N2、C1、C2、C3、C4-C6、C7-C14、C15-C35和C36+。室内实验测试显示，地层条件下注入天然气为非混相驱。

模型设置4口水平井，水平井射孔均在第1层和第2层。天然水驱阶段，低部位3口采油井生产，高部位注气井关闭；气驱阶段1注3采，高部位1口水平井注气，低部位3口采油井生产。

图2 边水油藏数值模拟模型

1.2.2 方案设置

重点考察油藏水平渗透率、地层倾角、边水水体强度和原油黏度对该类油藏气体辅助重力驱的影响，基于目标油藏实际地层参数值划定各因素参数水平，见表1。

表1 数值模拟模型参数设计表

低部位3口采油井先进行天然水驱开发，含水率达到98%后开始注气。设定注气速度为0.1 HCPV/a，单井注气量为10 487 m3/d，注气介质为天然气，注采平衡开发预测6年。模型主要评价天然水驱阶段采出程度、气驱末采出程度、油气界面和油水界面的变化及剩余油分布情况。

2 单因素模拟结果分析

2.1 水平渗透率

模拟计算的天然水驱阶段采出程度、气驱末采出程度与水平渗透率关系如图3所示。由图可见，水平渗透率越大，天然水驱阶段和气驱末采出程度越高，当渗透率大于400 mD后，水驱、气驱采收率增幅逐渐降低。在天然水驱模拟过程中，储层水平渗透率越小含水上升越快，含水率达到98%时间越早；水平渗透率为140 mD时，仅半年时间油井便见水，渗透率为1 400 mD时，将近1年时间油井见水。这说明储层渗透率越大，越有利于水相的重力分异，水驱过程中更容易形成稳定的水驱油界面，含水上升越慢，水驱油效果越好。

图3 不同水平渗透率采出程度变化

水驱后剩余油主要集中在油藏高部位，使得构造高部位形成剩余油富集区。对比不同渗透率模型在气驱末含气饱和度场(图4)，顶部注气可形成一定程度的气顶，随储层渗透率增大，气驱波及范围越广，含气饱和度越高，气驱油界面逐渐越稳定。因此，高渗储层更有利于形成气体辅助重力驱。

图4 不同水平渗透率气驱末含气饱和度

2.2 地层倾角

油藏地层倾角是气体辅助重力驱开发中的重要影响因素。不同倾角模型采出程度变化如图5所示。由图可见，天然水驱阶段采出程度随地层倾角增大而增加，但增加幅度较小；气驱末采出程度随地层倾角增大而增加，地层倾角由5°增加到10°后，气驱采收率小幅提升。

地层倾角较小时，由于储层呈正韵律分布，水相更容易沿低部位高渗层水平方向流动，开发效果稍差。对比不同地层倾角气驱末含气饱和度场可知：地层倾角越大，越容易形成气体辅助重力驱，气驱油界面越稳定。实际目标油藏物性参数较好，对气体辅助重力驱具有较好的适应性，在2°倾角下便能维持平稳的油气界面。

图5 不同地层倾角采出程度变化

2.3 水体倍数

不同水体大小模拟计算的天然气水驱和气驱末采出程度如图6所示。由图可见，气驱末采收率随着水体倍数增加而逐渐增加，当水体倍数达到400倍后，气驱末采收率增加幅度变平缓，该阶段采收率增幅达到15%，注气可有效抑制边水，进一步提高采收率。

图6 不同水体倍数采出程度变化

2.4 原油黏度

不同黏度计算结果如图7所示。由图7可见，原油黏度越小，天然水驱开发阶段采出程度和气驱末采出程度越高，开发效果越好。对于天然水驱阶段，原油黏度为1 mPa·s时，油水两相黏度差最小，更有利于水相流动；气驱阶段，原油黏度越大，气油流度比越大，越容易发生气窜，不利于次生气顶的形成，气驱开发效果差。

图7 不同原油黏度采出程度变化

3 重力驱适应区块筛选标准建立及应用

国内外学者结合重力、黏滞力和毛管力定义了重力驱无因次准数群[11- 12]，研究表明重力数能较好的刻画气体辅助重力驱特征[13- 15]。因此，本文针对目标油藏，建立了基于重力数的适应性油藏筛选标准。

3.1 重力数与采收率的关系

重力数代表的物理意义是重力和黏滞力之间的平衡，重力数NG表达式为：

(1)

式中：NG—重力数，无因次；

Δρ—油气密度差，g/cm3；

α—地层倾角，(°)；

g—重力加速度，m/s2；

k—渗透率，mD；

μo—原油黏度，mPa·s；

ug—气体黏度，mPa·s；

v—重力稳定注气通量，m/d；

C—单位换算常数，取值为8.64×10-5。

基于数值模拟结果计算得到对应方案的重力数。不同条件下的重力数与采收率间关系曲线如图8所示。总体上，重力数与采收率间呈正相关关系，重力数越大，采收率越高。重力数在0.015到0.1之间出现拐点，此时水平渗透率为700 mD(图8a)、地层倾角为10°(图8b)、水体倍数为400倍(图8c)、原油黏度为3 mPa·s(图8d)。到达拐点后，采收率随重力数增幅变小，因此认为重力数大于0.1时，气体辅助重力驱达到稳定，能够实现较好的驱替效果。

图8 各影响因素重力数与采收率相关关系

3.2 筛选标准建立

3.2.1 标准的建立

通过各参数与采收率关系曲线的拐点来确定参数的筛选标准。由图8中关系曲线可见：水平渗透率大于700 mD时，采收率增加变平缓，认为渗透率大于700 mD的油藏更适合水驱后气体辅助重力驱开发；地层倾角小于10°后水驱后进行气体辅助重力驱采收率效果较差；水体倍数大于400倍，地层原油黏度低于3 mPa·s的情况下，在水驱后进行气体辅助重力驱能取得较好的效果。因此综合得到4个参数的筛选标准及范围见表2。

表2 水驱后油藏气体辅助重力驱各因素筛选标准

3.2.2 多区块对比筛选方法

当多个区块需要运用上述筛选标准进行评价并排序时，采用以下规则进行评分：

(2)

式中：Si—第i个油藏的参数综合评价得分；

j—参数序号，1为水平渗透率，2为地层倾角，3为水体倍数，4为原油黏度；

Rij—第i个油藏第j个参数的单一影响采收率；

Rjmin—一组油藏中第j个参数的单一影响采收率最小值；

Rjmax—一组油藏中第j个参数的单一影响采收率最大值；

ωj—第j个参数的权重系数。

基于各参数与采收率关系曲线，对前后两阶段的采收率—参数关系进行线性回归，各参数主导下的关系表达式如图9所示。应用回归的关系式来计算不同条件下的采收率大小，作为筛选的基本参数。 将第i个油藏的第j个参数代入图9的相应关系式中即可得到Rij，其中最小值为Rjmin，最大值为Rjmax；ωj由图9中散点对应的采收率极差(采收率最大值与最小值的差值)确定，即用某个影响因素的采收率极差除以各影响因素的采收率极差之和得到该影响因素的权重系数ωj(表3)。

图9 各影响因素与采收率的关系

表3 权重系数ωj取值表

3.3 现场应用

基于建立的气体辅助重力驱适应区块筛选标准，开展冀东油田12个开发单元进行适应性评价。通过式(2)计算得到各个开发单元的综合评价得分见表4，其中C区块综合评价得分最高，说明C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发，其次为H区块和K区块。

表4 冀东油田12个开发单元油藏参数及综合评价得分表

4 结论

(1)对于边水油藏，储层渗透率越高、地层倾角越大、原油黏度越小时，更适合水驱后气体辅助重力驱开发；水体倍数达400倍后，可实现水驱气驱双重驱替增效，从而提高整体采收率，最高达到15%。

(2)通过量纲分析及单因素模拟结果可知重力数与采收率呈正相关关系，当重力数在0.015～0.1之间时出现拐点，重力数大于0.1时，气体辅助重力驱达到稳定。

(3)高含水边水油藏气体辅助重力驱筛选标准为：油藏渗透率大于700 mD，地层倾角大于10°，水体倍数大于400倍，地层原油黏度低于3 mPa·s。冀东油田实例应用表明，C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发，其次为H区块和K区块。