“油气人工运移”技术探索与实践

焦青琼，韩 鑫，何志辉，李树松，王文涛

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东湛江 524057；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

南海西部目前在生产、在建设、在评价的油气田存在较多的规模小、分布分散、储层复杂的低品位边际油气藏，受海上投资成本制约，采用常规开发模式难以经济有效开发[1，2]。距离现有开发设施较远的油气藏，采用水下井口或平台开发，没有经济性；开发实施控制范围内的油气藏，对于储量规模小、品位差、次要层难以兼顾。如何充分挖潜此类边际油气藏是增产上储的关键之一，前人提出“油气人工运移”思路并初步论证了该思路的可行性[3]。“油气人工运移”的思路是通过建立人工运移通道，应用压差原理将低品位边际储量运移至已开发储层，然后利用现有生产设施，实现间接而低成本采出，最终达到低品位储量的经济有效开发。

本文以W-1油田为研究对象，在“油气人工运移”思路指导下发现油田实践应用存在三大难题：（1）两个独立油藏如何合并为一个单元进行数值模拟研究；（2）人工运移通道如何和油藏进行耦合；（3）油气运移量是评估油气运移效果的关键参数，如何检测油气运移量。针对存在的问题，本文充分应用现有油藏软件，进行了独立油藏合并、井筒油藏耦合和油气运移监测，成功实践了“油气人工运移”技术，并在W-1油田成功应用。

1 先导性试验靶区概况

“油气人工运移”技术的本质是利用压差原理将低品位边际储量运移至已开发储层，因此需要选择具有明显压差的靶区进行试验。本文选择W-1油田W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组进行先导性试验。W2Ⅰ油组属于中高孔中高渗储层，地层压力系数0.55，产能高，水体能量弱，剩余地质储量38.49×104m3。W3Ⅳ油组属于中孔中渗储层，地层压力系数1.01，属于带气顶的层状边水构造油藏，气顶剩余天然气储量0.71×108m3。W2Ⅰ油组位于W3Ⅳ油组上部200 m。提出如下开发模式设想（见图1）：利用人工运移井A3S1井射开W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组，从而建立低压区的W2Ⅰ油组和高压区的W3Ⅳ油组油气运移通道，利用压差原理将高压区的气顶气运移至低压受注区，对W2Ⅰ油组进行能量补充，并通过应用流量监测技术评估人工运移效果，实现对低压的W2I油组二次开发。

图1 人工运移井开发模式示意图

2 “油气人工运移”技术探索

由于W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组在本次研究之前是独立的地质模型，“油气人工运移”研究过程中需要将W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组联合起来进行数值模拟研究，再重新地质建模并进行生产动态历史拟合耗时耗力。采用独立油藏合并方法，实现多个油藏模型的合并，减少了大量工作量，提高了工作效率。油气从W3Ⅳ油组运移至W2Ⅰ油组是在人工运移通道中进行的，采用井筒管流模拟实现人工运移通道内的流体压降评估。创新提出了节点法和数模法相互印证预测油气运移量，并通过现场动态监测油气运移量进行验证。

2.1 独立油藏合并

独立油藏的合并是通过应用ECLIPSE数值模拟软件，通过关键字的设置实现括静态属性的合并和动态属性的合并[4，5]。静态属性的合并包括油藏网格、孔隙度、渗透率、净毛比、断层属性、流体性质和分区等。动态模型的合并指的是两个不同油藏模型井史文件的融合，包括井定义、射孔、换层及历史拟合参数等。

2.1.1 静态属性的合并 静态属性的合并思路是先建立一个大的模型网格骨架，囊括两个独立模型，然后将独立模型的静态参数转换为大模型的静态参数，实现模型静态属性的合并。W2Ⅰ油组W3Ⅳ油组模型的I、J、K 方向的网格数分别为 135×43×35 和 102×33×90。两个独立油藏模型在纵向叠合图的东南部位重叠，因此主要考虑纵向上的叠合关系，同时由于两个模型之间是不流动的，因此将两个模型之间设置为隔夹层，最终大模型网格尺寸定义为135×43×126。

图2 合并后的模型示意图

通过RESVNUM关键字定义每个独立油藏的几何属性和静态属性，通过COORDSYS关键字定义不同独立油藏之间的连接关系，W2Ⅰ油组独立模型为1个平衡分区，W3Ⅳ油组独立模型为7个平衡分区，为了合并模型后尽量减少参数的修改和拟合，合并模型设置为8个平衡分区，分区参数保持不变，并在PROPS部分加载两个独立模型的流体性质数据和相渗数据，最终实现独立油藏静态属性的合并（见图2）。

2.1.2 动态属性的合并 两个独立油藏是独自进行生产动态历史拟合，历史拟合是数模工作者在研究工作中占用耗时最多的工作之一，如果合并的模型仍需要重新进行历史拟合，则极大的减弱了独立油藏合并的意义，因此合并模型需要进行独立油藏生产动态信息的合并，包括井定义、射孔、换层、生产历史及历史拟合参数，且合并后模型不需再次进行历史拟合。

图3 油气运移油藏井筒耦合示意图

在大模型数据文件SCHEDULE部分将独立油藏模型的井定义、射孔文件重新加载，对于两个独立油藏生产数据合并会出现时间交错导致运行报错，需要通过时间判断条件重新对生产动态数据进行排序。对于历史拟合参数，只需将原独立模型历史拟合参数修改的网格按照合并的大模型进行重新划分网格即可。合并后的模型储量、水体大小、饱和度场、压力场与独立油藏完全相同，为“油气人工运移”数值模拟研究奠定了基础。

2.2 井筒油藏耦合模拟

与常规的油藏数值模拟所不同的是在油气人工运移数值模拟研究中，必须考虑油气在人工运移通道内的管流损失，将储层和人工运移通道看作一个整体来进行分析（见图3），因此需要进行井筒油藏耦合模拟研究[6]。

2.2.1 井筒管流模型及人工运移可行性 应用PIPESIM软件建立多相管流模型，W2Ⅰ油组地层压力为16.77 MPa，W3Ⅳ油组地层压力为23.61 MPa。将井筒W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组射孔段作为节点，考虑井筒内油气运移压力损失，应用PIPESIM软件设计得到不同运移量下压力损失，考虑最大运移量100×104m3/d，压力损失2.6 MPa（见图4），运移压差仍有4.2 MPa。因此所选先导性人工运移试验区从理论上具备油气人工运移条件。

2.2.2 节点法和数模法预测油气运移量 油气运移量预测采用节点分析法[7，8]，高压运移区到人工运移通道入口设置为节点1到节点2，人工运移通道入口到出口设置为节点2到节点3，人工运移通道出口到低压注入区设置为节点3到节点4（见图1）。油气人工运移与常规的油、气、水在地层多孔介质中的流动形态和运动的渗流力学规律相同，在人工运移通道中运移需要考虑井筒内的压力损失，即油气通过节点2和节点3的压力差，可通过建立的井筒多相管流模型进行计算，从而将节点2处的压力转化为节点3处的压力，然后联立流入、流出产能方程（式1）、管流方程（式2）及边界条件进行求解，流入动态曲线和流出动态曲线的交点所对应的协调流量即为两个油气藏之间人工运移井眼内的运移流量。

产能方程：

管流方程：

节点分析法的优点是应用管流模型进行井筒内压力损失精确模拟，不足之处是依据当前W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组节点压力仅能得到初期油气运移量。数模法进行油气人工运移的优点体现在可以得到油气运移量的变化规律。本文创新考虑数值模拟与节点分析法相结合进行油气运移量预测。通过节点分析法得到W-1油田人工运移井气运移量协调点为初期油气运移量为7.0×104m3/d（见图5）。应用数值模拟软件，合并后的模型井口设置为关井状态，通过射开W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组，使得低压区W2Ⅰ油组气体流入高压区W3Ⅳ油组，得到气运移量变化曲线（见图6）。

图5 节点法和数模法相互印证油气运移量

图6 数模法预测和实际监测油气运移量

从图中可知初期运移量为8.5×104m3/d，随后递减较快，在运移2个月后油气运移量仅为初期5%。将数模初期预测油气运移量与节点分析法预测进行对比，两种不同方法的预测结果较接近，预测初期气运移量在7.0×104m3/d～8.5×104m3/d，且油气运移量递减较快，在2个月后W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组基本达到平衡。

2.3 油气运移量动态监测

油气运移流量监测是评估人工运移开发技术成功与否的重要手段，油气运移监测的关键是优化测试管柱，选用合适的监测手段，选择恰当的监测点。现场测试工具选用流体扫描成像FSI测井工具，特点是在筛管中能保持大致垂直、测量分层流速和各相持率以及实时监测数据质量[9，10]。监测原理是通过电子探针区分烃类和水，并计算持水率；通过光学探针区分气和液，并计算持气率。

数模预测人工运移时间为130 d，且在前60 d为人工运移主要期间，因此监测时间的选择定为射开W2Ⅰ油组和W3Ⅳ油组后立即进行第一次流量监测，30 d后进行第二次流量监测，视前2次监测情况决定是否再增加监测。

表1 不同运移方案预测结果对比表

图7 监测流量与数模对比结果

通过现场FSI测井监测人工运移流量，第一次监测得到人工运移气量为5.8×104m3/d，第二次监测人工运移气量为1.4×104m3/d，与数模结果进行对比，并校正井筒管流模型摩阻等参数，使得数模预测人工运移量与两次监测结果一致（见图6）。

2.4 方案研究

应用校正后的井筒油藏耦合模型进行人工运移数值模拟方案研究（见图7），预测结果对比表（见表1）。

3 “油气人工运移”技术应用效果

先导性试验区的两次FSI监测结果与节点法和数模法预测结果基本一致（见图8），证明形成的天然气人工运移预测方法是可靠的。人工运移后W2I油组进行静压梯度测试，表明人工运移期间W2I油组压力系数恢复至0.98，地层能量得到有效补充。基于现场监测结果，优选方案2，通过模拟一口人工运移井，一口采油井，预测累积运移气量0.51×108m3，累增油3.63×104m3，提高采收率7.5%。

图8 油气运移量预测验证

4 结论

（1）采用独立油藏合并方法实现两个独立油藏的静态属性和动态属性的合并，为油气人工运移的研究提供了基础。

（2）通过建立井筒和油藏的耦合模型，分析认为先导试验区具有人工运移条件，并提出了节点分析法和数模法相互印证预测油气人工运移量方法。

（3）通过优选测试工具，优化监测时机，形成了油气人工运移监测技术，两次动态监测的解释验证了井筒油藏耦合的合理性。

（4）“油气人工运移开发”技术为海上低品位边际油气藏开发提供了新的思路。