边水气顶油藏开发方式物理模拟<br/>——以伊拉克哈法亚油田Khasib油藏为例

边水气顶油藏开发方式物理模拟
——以伊拉克哈法亚油田Khasib油藏为例

2022-07-14汪周华王涛刘辉李楠朱光亚郭平

石油勘探与开发 2022年3期

汪周华，王涛，刘辉，李楠，朱光亚，郭平

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

伊拉克哈法亚油田Khasib油藏为典型的带气顶边水的低渗透孔隙型生屑灰岩油藏。储集层非均质性强，孔隙度为8.0%～25.6%，渗透率为（0.01～80.00）×10-3μm2。构造低部位赋存常规原油，地饱压差大，油井产量递减相对较慢。构造高部位靠近气顶处为轻质原油，地饱压差小、气油比上升快、气窜严重，油井产量递减快。Khasib油藏占伊拉克 3大油田地质储量的23.37%，开发潜力巨大，急需探索最优的提高采收率方式。

气顶边水油藏主要有衰竭、注水、注气、屏障注水、气水协同等开发方式[1-4]。尼日尔Agadem地区G油田采用衰竭式开发效果较差，初期较大的采油速度导致高部位油井气窜、边部油井水淹，油环采收率低，大量原油滞留地下无法采出[5]。敖西川等[6]系统分析贝克塔斯气顶边水油藏气顶屏障注水与边部注水开发方式的生产动态特征，指出该方式既能增加地层能量稳定油气界面，又能阻止气顶外扩，油藏气油比迅速下降，产油量稳步增长。刘辉等[7]基于室内实验方法评价中东地区某孔隙型碳酸盐岩 S油藏伴生气驱开发的可行性，注入气使原油体积膨胀、黏度降低、流动性改善，驱油效率可达 52.02%。刘旺东等[8]剖析阿里斯库姆油田采用气顶注气及屏障注水开发方式的开采规律，实际生产动态与数值模拟预测证实了通过注气可补充气顶能量、屏障注水可遏制气顶气的扩散，油气界面附近油井气油比大幅度降低，注水屏障气侵作用显著。此外，边部注水与顶部注气相结合不仅能提高采收率，还能充分利用现场的气顶气资源，具有良好的社会经济效益[9-13]。

气顶边水油藏开发方式评价主要采用数值模拟和物理模拟手段。冯晓楠等[14]、胡蓉蓉等[15]、Miao[16]通过数值模拟研究了典型气顶边水油藏不同开发方式（衰竭、注气）和注气参数（注气类型、注气时机、注气方式）下的开采效果，认为气顶边水油藏采用衰竭方式开采会导致油井气窜、水淹严重，开采效果较差；通过注气保压可以降黏、补能、降低界面张力，得到较好的开采效果；气驱原油采收率比水驱高3.25～20.00个百分点。周宇洋[17]基于物质平衡理论，以 JZ25-1S气顶边水油藏为例，采用油藏工程方法计算分析不同注采参数对油气、油水界面运移规律的影响，认为控制合理的注采速度能实现界面的稳定运移。

许多学者针对灰岩油藏开展了不同注入介质和注入方式的岩心驱替实验。苏海洋等[18]针对中东孔隙型碳酸盐岩油藏开展不同开发方式（水驱、气驱、气水交替驱）驱油效率实验，结果表明水驱主要驱替大孔隙中的原油，小孔隙中的原油动用程度低，开发效果最差；注气混相驱可使界面张力消失，降低原油黏度，从而提高小孔隙中原油动用程度；CO2-水交替驱的驱油效率比水驱提高20个百分点。Shi等[19]针对中东地区某低渗透碳酸盐岩油藏，利用双管并联岩心驱替与核磁共振实验研究了层间非均质储集层不同水驱方式驱油效率的差异，认为分注分采与合注分采的水驱油效率差异较大，水驱后残余油以油膜形式残留于大孔隙，小孔隙仍被束缚水占据。Abedini等[20]将岩心驱替实验与数值模拟相结合研究了致密碳酸盐岩油藏 CO2混相与非混相驱时注入速度问题，认为当注入压力低于混相压力时，随着注气速度的增加气驱效果变差；注入压力接近或高于混相压力时，注气速度对驱油效率的影响较小。Motealleh等[21]通过实验评价了碳酸盐岩油藏CO2-水交替驱开发方式，认为连续气驱转气水交替驱是最优开发方式。现有的物理模拟方式（一维驱替实验）均忽略了气顶边水油藏油气水宏观分布特征的影响，且实验流程不能实现“边注/顶注+中采”开发方式[22-24]。

综上所述，对于气顶边水碳酸盐岩油藏，现场实践与数值模拟已经证实气驱与水驱相结合是比较合理的开发方式[8]。针对上述问题，本文设计模拟气顶边水油藏气水分布特征的实验装置，开展水驱和气水协同驱模拟实验，并通过实验与数值模拟相结合研究不同注入介质和注入参数对气顶边水油藏驱油效率的影响规律。

1 驱替实验

1.1 实验材料

1.1.1 地层原油

根据研究区典型井原始地层流体PVT（压力-体积-温度）资料，参照相关标准[25]采用脱气油样和分离器气，在原始地层压力33.21 MPa、地层温度94 ℃、气油比101.87 m3/m3条件下，配制原始地层油样，配制样品实测饱和压力为19.03 MPa、单脱气油比为100.8 m3/m3、饱和压力时黏度为3.41 mPa·s，与原始地层流体对应参数基本一致。复配后的地层原油组成见表1。

1.1.2 注入气

根据油藏气顶气组成配制注入气（见表1）。岩心驱替实验前先进行注气膨胀实验与细管实验[12]，系统评价注入气对地层流体高压物性的影响以及注入气与原油是否能混相。注气膨胀测试结果见表2，随着注入气量的增加，地层原油弹性膨胀能力增加、黏度降低。在地层温度94 ℃、地层压力33.21 MPa条件下，细管法实测注入气与原油的最小混相压力为50.13 MPa，远高于研究区原始地层压力（33.21 MPa），在原始地层条件下注气顶气驱为非混相驱。

表1 复配地层原油及注入气组成表

表2 注气膨胀实验结果表

1.1.3 水样

地层水与注入水均按实际井产出水的水质分析报告配制，水型为CaCl2型、矿化度为251 980 mg/L、pH值为 5.31。水样阳离子 Ca2+、Mg2+、Na+、K+、Sr2+的质量浓度分别为 19 100，3 650，70 400，1 030，790 mg/L，水样阴离子 Cl-、HCO3-、SO42-的质量浓度分别为156 710，17，260 mg/L。

1.1.4 实验岩心

研究区储集层纵向物性差异较大，高、低部位平均渗透率分别为 33.0×10-3，4.5×10-3μm2。为了尽可能接近实际储集层特征，将柱塞岩心按照调和平均方式组合成长岩心，低部位岩心长度为45.8 cm、平均孔隙度为21.7%、平均渗透率为4.5×10-3μm2，高部位岩心长度为43.1 cm、平均孔隙度为 24.4%、平均渗透率为 33.0×10-3μm2（见表3）。短岩心拼接成长岩心时，在短岩心之间加滤纸可降低末端效应的影响[12]。由于滤纸对液体有强烈的吸收性能，可降低岩心末端润湿相饱和度，增强岩心两端端面毛细管的连通性，从而降低末端效应。

表3 实验岩心参数表

1.2 实验装置及流程

实验装置为自主研发的高温高压长岩心驱替系统，最高承压100 MPa、最高耐温150 ℃，由注入泵系统、中间容器、长岩心夹持器、回压调节器、压差表、控温系统、气量计组成。低部位岩心入口端与水体连接、高部位岩心入口端与气顶连接，采油端为双管连接处（见图1）。采用Ruska全自动驱替泵，速度精度为0.001 mL/min，温控系统精度为0.1 ℃，气量计精度为0.1 mL。

图1 长岩心驱替实验装置图

为了模拟气顶边水油藏的开采特征，采用两根岩心夹持器串联，双管连接处为出口端。高部位岩心入口端、低部位岩心入口端分别连接装有气顶气的中间容器和装有地层水的中间容器，容器的大小根据研究区气顶指数（1.63）和水体倍数确定。岩心倾角与研究区地层倾角一致（2.7°）。

1.3 实验方案及步骤

1.3.1 实验方案

根据研究区后续开发方式设计了不同开发方式（水驱、气水协同驱）、不同注采参数（注入时机、注入速度）的8个双管串联长岩心驱替方案（见表4）。方案 1—4为水驱油实验，模拟边部注水+中部采油的开发方式。方案5—8为气水协同驱油实验，模拟边部注水+顶部注气+中部采油的开发方式。

表4 长岩心物理模拟实验方案

1.3.2 实验步骤

①将岩心浸泡在脱气油中老化28 d，清洗烘干后按调和平均法排序装入长岩心夹持器后抽真空。②对高、低部位岩心分别饱和地层水，记录饱和水量，升压至原始地层压力33.21 MPa，待压力稳定后升温至地层温度94 ℃。③分别对高、低部位岩心饱和地层原油，记录驱替水量，与饱和水量相减求出每个岩心饱和油量，当岩心出口端原油气油比与PVT报告中原油气油比一致时，油藏原始地层恢复完毕。④进行水驱油评价实验，先衰竭开采至目标压力后改为恒速水驱，从低部位岩心入口端恒速注入地层水，高部位岩心入口端始终与模拟气顶相连，岩心出口端保持恒压，水驱至含水率100%。⑤进行气水协同驱替评价实验，先衰竭开采至目标压力后转为气水协同驱替，分别同时从低部位岩心入口端恒速注入地层水、高部位岩心入口端恒速注入气顶气，驱替至不出油为止。⑥使用石油醚分别清洗高、低部位岩心，清洗至出口端石油醚呈透明色，计量每个岩心残余油体积。⑦双管串联联合计量难以确定驱替过程中的单管驱油效率，但是根据每根单管饱和油体积、剩余油体积及原始条件下原油体积系数可确定单管的最终驱油效率。

2 实验结果对比分析

2.1 边部水驱注入时机与注入速度对驱油效率的影响

2.1.1 注入时机对驱油效率的影响

对比方案1、方案2、方案3，注入压力分别为33.21，28.00，15.00 MPa时，总体水驱油效率分别为27.36%，33.56%，36.89%（见图2）。高、低部位驱油效率均随着注入压力的降低有所增加（见图 3）。由于地层原油弹性膨胀作用和气顶能量的不断释放，使得高部位原油驱油效率增加，注入压力分别为33.21，28.00，15.00 MPa时，高部位驱油效率分别为8.57%，15.10%，18.64%。注水开发主要动用低部位岩心原油，当低部位开始边部注水时，补充了地层能量，出口端压力对于高部位岩心管而言类似于附加渗流阻力，制约高部位原油的采出；注入压力33.21，28.00，15.00 MPa时，低部位驱油效率分别为46.54%，51.83%，55.45%，低部位岩心对整体驱油效率的贡献较大。

图2 水驱油实验不同注入时机驱油效率对比图（PV—孔隙体积倍数）

图3 水驱油实验不同注入时机不同部位驱油效率对比图

随着注入时机的延迟，水驱突破体积与驱替压差变化较大，33.21，15.00 MPa时水驱突破体积分别为0.37，0.47 PV，最大驱替压差分别为1.20，4.32 MPa（见图4）。分析认为，注入时机较晚时，气顶膨胀更充分，气顶膨胀不仅增加了高部位岩心的动用程度，还延缓了整体水突破时间，驱油效率增加；同时，注入时机越晚，高部位原油流动附加阻力及原油脱气后黏度增加，增大低部位水驱压差，注入水易进入小孔隙，驱油效率增大。但是，当注入压力低于饱和压力时，原油脱气出现油气水三相渗流，油相渗流能力降低，降低水驱油效率。3组实验结果表明，对于边水气顶油藏，先期充分利用气顶膨胀作用驱油，再开展注水驱替有利于改善驱油效果。

图4 水驱油实验不同注入时机注入体积与驱替压差和含水率关系图

2.1.2 注入速度对驱油效率的影响

对比方案2和方案4，保持28 MPa注入压力，注入速度从0.062 5 mL/min增加到0.125 0 mL/min时，驱油效率从37.54%下降到33.56%，驱油效率随着注入速度的增加而减小（见图5）。随着注入速度的增加，低部位和高部位岩心的驱油效率均不同程度降低，尤其是低部位岩心驱油效率降低显著，驱油效率从59.82%降低至51.83%，降低了近8个百分点（见图6）。分析认为，随着注入速度的增加，虽然驱替压差增加会改善驱油效果，但是当注入速度由0.062 5 mL/min增加至0.125 0 mL/min时，水突破体积由0.46 PV提前至0.41 PV，是导致驱油效率降低的主要原因（见图7）。

图5 水驱油实验不同注入速度驱油效率对比图

图6 水驱油实验不同注入速度不同部位驱油效率对比图

图7 水驱油实验不同注入速度注入体积与驱替压差和含水率关系图

2.2 气水协同驱注入时机与注入速度对驱油效率的影响

2.2.1 注入时机对驱油效率的影响

对比方案5、方案6、方案7的实验结果，注入时机对整体驱油效率及不同部位原油驱替效果影响较大，注入时机33.21，28.00，15.00 MPa对应的整体驱油效率分别为41.29%，37.77%，37.11%（见图8）；高部位岩心的驱油效率由37.29%降低至20.39%，低部位岩心的驱油效率由 45.74%增加至 55.12%（见图 9）。分析认为，气水协同驱替与常规气驱油机理不同，常规气驱时根据注气膨胀实验结果（见表2），一般认为注气压力越大，原油膨胀与降黏程度越大，驱油效果越好。但是，气水协同驱替时，随着注气压力降低，高部位气驱油效率降低、低部位水驱油效率增加，两者此消彼长将影响整体驱油效率（见图9）。当注入压力低于饱和压力时，原油脱气、气-油-水多相渗流降低整体驱油效率（见图10）。对于低部位岩心而言，由于高部位岩心物性相对较好、流体易采出，制约了低部位岩心中流体流出，注入压力越大制约效果越明显，表现出驱油效率随压力降低反而增大的特征。总体而言，考虑原油脱气后多相渗流的不利因素，建议气水协同驱替注入压力维持在饱和压力之上。

图8 气水协同驱油实验不同注入时机下驱油效率对比图

图9 气水协同驱油实验不同注入时机不同部位驱油效率对比图

图10 气水协同驱油实验不同注入时机下注入体积与气油比关系图

2.2.2 注入速度对驱油效率的影响

实验设定注水与注气速度保持一致。对比方案6、方案 8的实验结果发现，随着注入速度的降低，低部位、高部位及整体驱油效率均有不同程度的提高。当注入速度从0.125 0 mL/min降低到0.062 5 mL/min时，整体驱油效率由37.77%增大至42.65%，低部位岩心驱油效率由50.37%增加至59.22%，高部位岩心驱油效率由25.36%增加至28.05%（见图11）。分析认为，注入速度越低、注入气与原油接触时间越长，越有利于相间传质，有利于驱油。气驱后期，由于较低注入速度下前期原油采出程度高，后期采出油量减少、气量增加，气油比上升速度加快（见图 12）。当注入速度从0.062 5 mL/min增大至0.125 0 mL/min时，最大驱替压差由3.22 MPa增大至6.63 MPa，水突破时注入体积由0.46 PV提前至0.42 PV，含水率上升变快，水驱油效果变差（见图13）。

图11 气水协同驱油实验岩心不同部位驱油效率对比图

图12 气水协同驱油实验不同注入速度下注入体积与驱油效率和气油比关系

图13 气水协同驱油实验不同注入速度下注入体积与驱替压差和含水率关系

2.3 注入时机与注入速度敏感性分析

上述实验测试结果显示，注入速度和注入时机对边水气顶油藏的驱油效率影响较大。为了证实是否存在合理的注入时机和注入速度，利用数值模拟建立与岩心驱替实验物性参数一致的细管实验模型，在相态拟合及岩心实验拟合的基础上，进一步论证注入速度和注入时机对边水气顶油藏驱油效率的影响规律。

2.3.1 注入时机敏感性分析

将注入速度设定为 0.125 mL/min，针对水驱、气水协同驱分别计算 7个不同注入时机下的驱油效率，计算结果显示，当采用注水开发时，随着注入时机延后至25 MPa，气顶弹性膨胀驱油效果逐渐显现，水驱油效率逐渐增加并趋于稳定，当注入时压力低于原油饱和压力（19.03 MPa）时，原油开始脱气、油相黏度增加，多相渗流制约原油流动，水驱油效率逐渐降低（见图14）。当采用气水协同驱替时，随着注入时机延迟，注气压力降低，高部位岩心驱油效率降低，导致整体驱油效率降低，随着压力进一步降低，低部位岩心驱油效率增幅变大，整体驱油效率逐渐增加并趋于稳定，当注入压力低于饱和压力时，气水协同驱替驱油效率降低（见图14）。因此，Khasib边水气顶油藏水驱、气水协同驱替的合理注入时机为20～25 MPa。

图14 水驱与气水协同驱注入时机敏感性分析结果

2.3.2 注入速度敏感性分析

将注入时机设定为28 MPa，针对水驱、气水协同驱分别计算 6种不同注入速度下的驱油效率，计算结果显示，当采用气水协同驱替时，注水与注气速度保持一致，当注气速度大于0.1 mL/min时，驱油效率随着注入速度增加而逐渐降低，低于该速度时驱油效率稳定在43%左右（见图15）。重力数可以用来评价气驱时重力与黏滞力的相对作用[26-28]。不同注气速度下重力数计算结果显示（见图16），随着注气速度的降低，黏滞力减小、重力数增大，气驱过程中重力影响占优，有利于气油界面的稳定，驱油效率较高[29-31]。考虑到储集层物性的垂向差异，为了获得最佳驱替效果，气、水突破时间应保持一致，将注气速度设定为0.1 mL/min，计算不同注水速度下的驱油效率（见图17）。由于低部位岩心物性差，若注水速度保持与注气一致，气优先突破而制约低部位油的流动；当注水速度增加至0.15 mL/min时，即注水速度为注气速度的1.5倍时，出口端气、油同时突破，驱油效率达到最大值46.58%。为了进一步论证注入速度与采油速度的合理性，保持注水速度0.15 mL/min、注气速度0.10 mL/min不变，计算不同注采比下的驱油效率（见图18），当注采比为1.0∶1.2时驱油效率达到最大值 47.15%，对应的采油速度为0.3 mL/min，适当提高采液速度有利于驱油。

图15 水驱与气水协同驱注入速度敏感性分析结果

图16 气水协同驱不同注入速度下重力数与驱油效率对比

图17 气水协同驱注水速度敏感性分析结果

图18 气水协同驱注采比、采油速度与驱油效率关系图

当采用水驱时，注入速度为0.075 mL/min时的驱油效率达到最大值 40.01%（见图 15），偏离该速度时驱油效率均表现出不同程度的降低。分析认为，当注水速度过大时，见水早、含水率上升快，驱油效率降低；注水速度太低，注入压差减小，水相难以进入小孔隙，驱油效率会略有降低。

2.4 Khasib油藏最优驱替方式

Khasib边水气顶油藏采用气水协同驱的驱油效率优于水驱，注入压力高于饱和压力时，相同注入速度时前者驱油效率比后者高 5.0～14.8个百分点（见图14、图15）。水驱与气水协同驱的驱油效率差异主要取决于高部位岩心原油的动用程度，最大驱油效率差值达28.72个百分点（见图19、图20）。因此，对于类似Khasib油藏的气顶边水油藏，建议采用气水协同驱替方式，易在储集层中形成“上压下顶”的立体驱替效应，不同部位原油均能得到充分动用。