气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱技术

陈东明

(中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

气顶油藏由气区和油区两部分组成，两个区域中间没有隔离，一般情况下气区在上，油区在下，部分气顶油藏还有边底水存在[1]。若气顶油藏开发方式不合理，很容易造成油、气区压力不平衡,导致气窜和油侵，降低其采收率[2]。大油环气顶油藏一般采用油在先，气在后保护气顶能量的开采策略[3]，早期采用注水开发方式开采油环，一定阶段后转为油气同采。注水开发的气顶油藏进入高含水后期如何进一步改善开发效果，提高原油采收率是目前开发过程中面临的难题。以哈萨克斯坦共和国K油田Ⅳa断块作为研究对象，进行气顶油藏高含水后期顶部注烃气保压气驱研究，分析影响注烃气开发效果的各种因素，探索一种适合气顶油藏高含水开发后期油藏特点的开发模式。

1 顶部注烃气保压气驱提高采收率机理

根据Firoozabadi-Aziz关系式[4]计算，K油田烃气与原油的最小混相压力在50MPa以上，远高于该油田的地层压力，因而顶部注烃气保压气驱主要依靠非混相驱来驱替水驱开发后期在气顶周围尚未动用以及水驱未波及到的剩余油。因此，其提高采收率机理[5，6]主要包括以下几个方面:

1)维持地层压力，补充地层能量，避免由于气顶气被采出而导致地层压力下降，油气界面上升;2)油气重力分异作用将气顶周围的剩余油聚集成新的前缘富集油带，较均匀地向构造下部移动从而被采油井采出，提高油藏的采出程度;3)原油溶气膨胀将一部分原油驱替到大的或连通的孔道，从而提高原油的采收率;4)降低液体界面张力，提高洗油效率;5)降低原油粘度，提高流动动力;6)改变流体流动方向，气驱可以将水驱时难以波及的正韵律厚油层顶部的剩余油驱替出来，增大体积波及系数。

2 油藏地质概况及开发现状

2.1 油藏地质概况

Ⅳa断块是一个气顶边水构造-岩性油气藏，背斜构造，地层倾角可达到12°～15°。孔隙度为27%，渗透率为250×10-32，属于中孔中渗型储层。原始地层温度为40℃，原始地层压力9.46 MPa，饱和压力7.00 MPa，原油密度0.849 g/cm3，粘度为17.6 mPa·s，体积系数1.064，原始气油比为20.6 m3/m3，地层水密度1.086 g/cm3。

Ⅳa断块具有统一的油气、油水界面，封闭性较好，油气界面-793 m，油水界面-876 m，具有一定的边水能量。该断块含气面积为1 499.9×104m2，平均有效厚度9.6 m，天然气地质储量为2 024.0×106m3，含油面积为2 638.2×104m2，平均有效厚度9.8 m，石油地质储量为4 310.9×104t。

2.2 油藏开发现状

Ⅳa断块从1979年开始投入开发，1982年开始注水，截止到2015年12月，共有油水井238口，其中采油井176口，注水井62口，累积产油1 236.4×104t，累积产水3 788.3×104m3。目前地层压力为9.0 MPa，压力保持水平较高。油藏采出程度28.68%，综合含水率90.4%，已经进入高含水后期开发阶段，井网完善区域剩余油高度分散，进一步挖潜难度较大，但为了防止采油井气窜，维持地层压力，目前采油井均部署在纯油区，与气顶边界之间有一定的距离，因此，油气过渡区域的地质储量动用程度低，剩余油富集。

3 模型的建立与历史拟合

根据Ⅳa断块地质特征，利用Petrel软件建立该断块的断层模型、构造模型、岩相模型和属性模型，并根据数模运算需要将地质模型粗化。粗化后地质模型的网格模拟系统为27918710，平面网格大小为50 m*50 m，纵向网格平均厚度为3 m。模型中储层和流体的特性参数取自Ⅳa断块气顶油藏的实际数据。

对Ⅳa断块生产历史(1979.9～2015.12)进行拟合，首先确定模型中参数的可调范围，进行区块的整体调整拟合，并在此基础之上进行油水井的单井拟合，使得拟合结果更为精确，模型计算的可动剩余油储量分布情况更为可靠，为顶部注烃气保压气驱方案指标的预测和优化提供了依据，拟合曲线见图1。

4 顶部注烃气保压气驱影响因素研究

影响顶部注烃气保压气驱开发效果的地质因素[7]包括地层倾角、储集层垂向渗透性和储层的非均质性等，开发方面的影响因素包括注气井的数量、注气井的位置、采油井的生产控制以及注气井的注入控制等。以Ⅳa断块实际区块模型作为研究对象，因此在地质条件确定的情况下，主要考虑注气井的数量、注气井的部署位置、注气井的注入控制，即通过改变注气井的数量、注气井的部署位置，以及注气井生产条件，分析顶部注烃气保压气驱的影响因素。

从2016年1月开始模拟预测,控制最大注入压力为15 MPa,生产井井底最小压力为7.0 MPa,当采油井含水率大于98%或者气油比达到2 000 m3/m3时关井,预测时间截止到2027年12月。

4.1 注气井位置的影响

分别将注气井部署在气顶边部和气顶中心位置，对比两个方案的开发效果，研究注气井位置对顶部注烃气保压气驱开发效果的影响，两方案注气井数相同，注气量相同，其余油水井生产条件均保持一致。注气井不同位置对应的断块日产油量和采收程度预测结果如图2所示。

通过图2可以看出，顶部注烃气后两种方案的含水率均大幅度下降，日产油大幅度提高，起到了降水增油的效果。对比两种方案，中心注气方案的降水增油效果更好，计算期末的原油采出程度更高。主要是因为气顶中心位置距油气边界距离较远，可以更好的利用油气重力分异作用使油气界面均匀向构造低部位移动，减弱了由于油气粘度差异而产生的气体指进现象，避免了由于局部注采压差过大导致的采油井过度气窜，使地层维持较高的压力，从而提高了原油采收率。

4.2 注气速度的影响

在中心注气方案的基础上，仅改变注气井的注气速度，对比不同注气速度下气顶油藏的开发效果，研究注气速度对顶部注烃气保压气驱开发效果的影响，预测结果见图3。

根据图3可知，当注气速度较低时，随着注气速度的提高降水增油效果变好，采出程度越高；当注气速度达到0.023 PV/a时，随着注气速度的提高降水增油的效果反而变差，采出程度降低，说明该气顶油藏存在一个最佳的注气速度。这是由于当注气速度较低时，注入气体主要的作用是补充地层由于流体的开采而损失的压降，以及在重力分异作用下使剩余油比较均匀的向构造低部位移动，此时油气界面可以保持相对稳定；而当注气速度过大时，气区和油区压力失衡，气体由于其自身的性质，导致气窜和指进现象的加剧，进而导致气顶油藏整体压力的下降，影响开发效果。

4.3 采液速度的影响

在中心注气方案年注气量为0.023 PV的基础上，仅改变气顶周围采油井的采液速度，对比不同采液速度下气顶油藏的开发效果，研究采液速度对顶部注烃气保压气驱开发效果的影响，预测结果见图4。

由图4的计算结果可知，随着采液速度的提高，预测期末的采出程度有增加的趋势。目前气顶周围采油井的采液速度为0.07 PV/a，根据计算结果，预测期末采出程度为38.79%，将采液速度提高到0.13 PV/a，预测期末的采出程度仅提高0.17%，采出程度提高幅度较小，且提高产液量也会造成产水量的大幅度增加，因此，提高采液速度并不能有效的改善顶部注烃气保压气驱的开发效果。

4.4 注气井数量的影响

在中心注气方案年注气量为0.023 PV的基础上，仅改变注气井的数量，对比不同注气井数时气顶油藏的开发效果，研究注气井数对顶部注烃气保压气驱开发效果的影响，预测结果见图5。

通过图5可以看出，注气井数较少时，随着注气井数的增加，累积注气量增加，油藏阶段采出程度提高，当注气井数大于5口后，累积注气量和阶段采出程度不再变化。这是由于注气井数较少时，单井注气量较大，而由于受单井注入压力的限制，注气量达不到设计要求，从而影响了油藏的采出程度。当注气井数为5时，既可以满足注气量的要求，提高油藏的采出程度，又可以减少不必要的钻井成本投入，取得更好的经济效益。

5 结论

1)气顶油藏进入高含水后期之后，顶部注烃气保压气驱可以有效的提高采收率，达到降水增油的效果;2)注气速度对于顶部注烃气保压气驱开发效果影响较大，且存在最佳注气速度，研究区块的最佳注气速度为0.023 PV/a;3)注气井位置对于顶部注烃气保压气驱开发效果有一定的影响，注气井应部署在气顶中心位置，远离油气界面;4)对于研究区块，考虑到注气井数量对开发效果的影响以及钻井成本问题，存在一个最佳注气井数，既能保证注气效果，又能避免不必要的钻井资金投入。