天然气重力驱关键技术政策<br/>——以南堡凹陷柳赞北区为例

天然气重力驱关键技术政策
——以南堡凹陷柳赞北区为例

2022-07-22乔石石耿文爽张雪娜

石油科技论坛 2022年2期

乔石石耿文爽张雪娜谭静

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院；2.中海油田服务股份有限公司）

冀东油田南堡凹陷柳赞北区（简称柳北）古近系沙三2+3亚段油藏（Es32+3）埋深达 2300～3300m，为中孔中渗透储层（孔隙度平均为19.1%，渗透率平均为232mD），储层以正韵律和复合韵律为主，非均质性强；平均油层厚31m，为常规轻质原油，正常温压系统（原始平均地层压力为30MPa，地层温度为102℃），为层状断块岩性—构造油藏[1-3]。构造主体井网完善，油藏压力保持水平较高，注水见效比例高，受长期注水冲刷影响，优势渗流通道发育，目前水驱储量动用程度低（49.4%），采出程度低（23.73%），综合含水率达90%，水驱效果逐年变差。水驱介质转变为气驱介质，对注水开发油藏有许多不确定性[4-10]，需要立足油藏地质条件[11-12]及天然气重力驱提高采收率机理[13-17]等进行研究分析，开展天然气重力驱关键技术政策研究[18-22]，保障技术政策的合理性。

1 天然气重力驱可行性

1.1 油藏地质条件

柳北Es32+3油藏位于渤海湾盆地南堡凹陷沿柏各庄断层下降盘分布的裙边断鼻构造带的一部分，断鼻继承性较好，地层倾角达到30°～50°，圈闭高点位于断层根部，为典型的构造圈闭，储层主要为碎屑岩，四周封闭条件良好。纵向上，上覆地层Es320油组泥岩稳定发育，是良好的区域盖层，厚度为54～266m，平均厚度约为136m；累计泥岩厚度为52～232m，平均厚102m；泥地比为0.70～0.88，平均泥地比为0.75，区域盖层封闭性强。侧向边界为柏各庄断层，上升盘为基底花岗岩，柳北Es32+3已形成油藏，证实柏各庄断层对原油具有良好的封闭性。Es32+3油藏顶部发育巨厚泥岩盖层，且断层垂向滑距大，易形成泥岩涂抹封闭；地应力方向为103°，与柏各庄断层成47°夹角，地应力对断层形成挤压作用，进一步保证了断层的封闭性。综上，地质条件有利于形成重力驱开发。

重力数是判别气驱开发相态界面稳定性的关键参数，可以衡量驱替时重力与黏滞力的相对作用[23]，计算公式为：

式中NG——重力数；

K——渗透率，mD；

v——重力稳定注气通量，m/d；

Δρo，g——油气密度差，g/cm3；

g——重力加速度，取值9.8m/s2；

α——地层倾角，°；

µo——原油黏度，mPa·s；

µg——气体黏度，mPa·s；

C——单位换算常数，取值8.64×10-5。

地层倾角一定时，重力数越大，垂向流越有利，无量纲倾角（油气界面倾角β、地层倾角α）越小，油气界面推进越均匀（图1）。

图1 相态界面推进示意图

柳北区平均地层倾角为40°，平均渗透率为232mD，地下原油密度为0.776g/cm3，天然气密度为0.15g/cm3，平均单井地下注入速度为265m3/d，注气通量为0.08m/d，计算重力数为0.77，可形成较为稳定的相态界面。

通过油藏工程分析、钻井取心、更新井、挖潜措施、数值模拟等多方法精细刻画剩余油分布，构造高部位、油层顶部、井间滞留的剩余油占比分别为25.8%、18.1%、19.3%，剩余油分布形态及位置对水驱转变为气顶重力驱开发极为有利。

1.2 气驱提高采收率机理

注气膨胀实验可反映注入天然气后地下原油性质的改变状况，从表1可以看出，注天然气具有较好的增溶膨胀能力，可有效降低原油黏度，增大原油流动性。

表1 地层温度下注天然气膨胀数据

长岩心驱油实验可反映水驱后气驱提高采收率状况。选取0.9m长的天然岩心，岩心外径为25mm，实验温度为104℃，地面原油密度为0.83g/cm3，地下原油黏度为1.2mPa·s。岩心水平放置，完全水驱后实施气驱。在30MPa条件下，恒压向岩心内注入地层水，含水率达到90%以上时停止驱替；30MPa条件下，恒压向岩心内注入天然气，不再产油时停止驱替。该实验条件下，水驱采收率为59.55%，水驱后注天然气采收率为72.23%，提高采收率12.68个百分点。

实验反映不同压力下天然气与原油的混相状况。本次共设置了5组实验压力：24MPa、27MPa、30MPa、33MPa、36MPa下的驱油效率分别为78.96%、84.53%、88.95%、92.47%、93.12%。油藏温度下注天然气最小混相压力约为31.98MPa，表明在保持原始地层压力条件下可实现近混相驱，驱油效率达到90.0%左右。

2 关键技术政策

坚持技术与经济相结合，构建天然气重力驱开发有效模式。通过重构高注低采驱替井网，实现对剩余油富集区的最大控制，利用气体重力分异作用动用油层顶部、构造高部位剩余油，围绕提高波及体积及驱油效率优化关键注采参数。

2.1 开发模式设计

根据油藏地质及开发状况，采用天然气重力驱提高采收率与资源回收开发模式，划分为3个阶段：（1）温和注气采油阶段，形成次生气顶，油气界面平稳运移，有效提高采收率；（2）强化注气采油阶段，扩大波及体积与提高驱油效率兼顾，大幅提高采收率；（3）注水采气增效阶段，天然气资源回收利用，提质增效。

2.2 驱替系统设计

2.2.1 井网设计

选取典型井组，利用数值模拟对比相同注采高差下交错注采井网与正对注采井网的气驱效果。据气驱5年后剩余油分布可以看出，交错注采井网相比正对注采井网波及范围更大，剩余油量更少。分析认为交错注采井网注采井距大，有利于延缓气窜，扩大气体波及范围，形成的相态界面更稳定。模拟结果显示，气驱5年后交错注采井网气体波及系数为0.58，而正对注采井网气体波及系数仅为0.36。

2.2.2 井型设计

根据油层发育状况，研究了水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采4种井型开发模式。在相同注采高差及注采速度下，4种井型累计产油量从高到低依次为水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采，生产气油比从低到高依次为水平井注采、定向井注+水平井采、水平井注+定向井采、定向井注采。

参考二氧化碳驱矿场实际，对比高注低采井中水平井（LB-P3井）与定向井（LB1-27井）开发效果。水平井稳产期日产气量小于200m3，见气浓度小于40%，定向井日产气量大于500m3，见气浓度80%；水平井注气推进速度为定向井的0.5倍，见效周期长，净增油为定向井的2倍以上（表2）。在注采高差与井距基本一致的情况下，水平井见效增油幅度明显优于定向井，见效后日产气量、气油比等指标均小于定向井。相比定向井，水平井扩大了泄油面积，特别是在油层顶部吸气，更能充分利用油气本身的重力分异作用，LB-P3井、LB1-27井重力数分别为0.57、0.23，水平井重力驱作用更加明显，水平井注采模式更优。考虑老井（定向井）利用，采用定向井、水平井结合，构建驱替井网。

表2 不同井型气驱开发效果对比表

2.2.3 注采高差及井距设计

建立地层倾角40°概念模型（注气井2口、采油井3口，交错排列），数值模拟计算注采高差10～100m的驱油效果。设置水驱后气驱速度0.1HCPV/a、注采比1∶1的模拟条件。模拟结果显示，注采高差越大，增油量越大，换油率越高，驱油效果越好，当注采高差大于90m后无增油量。为保证气驱效果最优，确定注采高差不小于90m。根据油藏实际井网分布，确定注采高差为100～120m。

油藏地层倾角为30°～50°，地层倾角为50°条件下对应最小井距，根据三角函数关系，建立研究区不同地层倾角条件下注采高差与井距的关系，按照合理注采高差不小于100m考虑，对应注采井距为100～200m。设计相同注采高差，注采井距分别为70m、100m、150m、200m和250m，论证注采井距对气驱效果的影响。模拟结果表明，随着注采井距的增加，提高采收率的幅度先增大后减小，最优注采井距为100～150m（表3）。综合考虑井网对储量的控制程度、注采见效时间、老井利用等因素，注采井距控制为 100～150m。

表3 不同井距气驱开发效果对比表

2.3 注采参数设计

在构建最优驱替系统条件下，以开发模式为指导，利用数值模拟技术，分阶段开展天然气重力驱提高采收率方案中开发方式、注采方式、注气速度、采液速度、压力保持水平、关井时机、转第二阶段时机7项注采参数论证，研究相关参数对气驱效果的影响。

2.3.1 第一阶段注采参数设计

（1）开发方式。设计高部注气+中部采油+低部位注水、高部注气+中部采油和高部注气+中部采油+低部排液3套方案，利用数值模拟方法确定第一阶段最优开发方式。结果表明，高部注气+中部采油+低部注水开发方式驱油效果最佳，既能维持地层压力，又可增加累计产油量。

（2）注采方式。设计连续注采、注气井连续注气+一线油井间歇采油、注气井连续注气+生产井间歇采油3种方式，论证结果表明，连续注采增油量高于其他两种注采方式，且气油比不高于800，因此推荐注采方式为连续注采。

（3）注气速度。注气速度分别设计为0.02HCPV/a、0.04HCPV/a、0.06HCPV/a、0.08HCPV/a 和 0.10HCPV/a，论证结果表明，累计产油量随着注气速度的增加先增大后减小，最优注气速度为0.06HCPV/a（图2）。

图2 不同注气速度气驱效果对比

（4）采液速度。采液速度分别设计为4%、5%、6%和7%，论证结果表明，累计产油量随着采液速度增加先增大后减小，最优采液速度为6%（图3）。分析认为，采液速度过小会影响采油速度，采液速度过快则会因气窜关井影响产量，推荐最优采液速度为6%。

图3 不同采液速度提高采出程度曲线

（5）压力保持水平。压力保持水平设计时需考虑3个因素：一是油藏原有密封性未遭到破坏，油藏平均地层压力不超过原始地层压力；二是盖层的侧向压力及注气安全系数；三是增油效果。数值模拟结果显示，增油量随着压力上限的提升而增大，但增幅较缓。综合考虑油藏密封性和增油效果，确定油藏压力保持水平为1.0，即原始地层压力为30MPa。

（6）关井时机。随着注气量增加，受油藏非均质性影响，相同注采高差条件下生产井见气时间有早有晚，见气量有大有小。数值模拟论证结果显示，在合适的时机实施气窜关井，可大幅提高气体利用率与增油效果。关井时机以气油比为判断参数，气油比分别设计为1500、2000、2500和3000，论证关井时机对气驱效果的影响。结果表明，累计产油量随关井时机的延迟先增大后减小，最优关井时机在气油比为2500时。目前剩余油在一线油井附近富集，一线油井在大量产气的同时可产出相对较多的油量，过早关井会使剩余油滞留在地下无法采出；而关井时机过晚会降低气体利用率，无法最大限度扩大气体波及范围，最终影响气驱效果。

（7）转第二阶段时机。随着注气量增加，油气界面逐步下移至一线油井附近时，对应的油藏深度为2880m，一线油井逐步达到关井条件，此时气顶指数为0.27。延续0.06HCPV/a注气速度开发至2035年末，气顶指数为0.41，提升注气速度至0.08HCPV/a开发，预计2035年末气顶指数为0.61，有利于形成气顶。因此当油气界面推进至2880m，提高注气速度转入第二阶段（强化注气采油阶段）,有利于扩大气体波及范围，提高产油量，效果最优。

2.3.2 第二阶段注采参数设计

（1）开发方式。第二阶段井网部署与第一阶段相同，设计3套方案论证最优开发方式。结果表明，第二阶段低部位继续注水，含水率上升，导致累计产油量下降；注水井停注，增加低部位排液井，油藏压力下降快，影响气驱效果；高部注气+中部采油方案在保持较高的压力水平下，累计产油量最大，因此推荐采用此开发方式。

（2）注气速度。设计注气速度为0.06HCPV/a、0.08HCPV/a、0.10HCPV/a、0.12HCPV/a，模拟结果表明，累计产油量随着注气速度的增加先增大后减小，最优注气速度为0.08HCPV/a。

（3）采液速度。采液速度优化结果与第一阶段一致，推荐最优采液速度为6%。

（4）转第三阶段时机。随着注气量增加，油气界面逐步下移，当油气界面达到二线油井附近时，对应油藏深度为3040m，此时气顶已经形成，气顶指数达0.61，累计注气量为1.0HCPV。继续实施气驱采油时，增油量、气顶指数明显减缓，无经济效益。此时可转下一阶段采气，提高经济效益。

2.3.3 第三阶段注采参数设计

（1）开发方式。设计高部采气+中部采油+低部注水、高部采气+中部采油2套方案，论证最优开发方式。结果表明，高部采气+中部采油+低部注水的开发方式能够较好地维持地层压力，油气产量最大且经济效益最好。

（2）采气方式。根据井网设置，设计3种采气方式进行对比（表4）。方案一为采气井冬季采气+采油井四季采气，方案二为整体冬季采气，方案三为整体四季采气。模拟结果显示，方案三油气产量最大且经济效益最好，因此推荐整体四季采气的开发方式。