深海挥发性油藏注气开发气油比变化规律研究及应用*

张迎春 杨 莉 顾文欢 杨宝泉 苑志旺 康博韬 郜益华

(1.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028;2.中国海洋石油国际有限公司 北京 100027)

挥发性油藏流体通常表现出纵向上存在明显组分梯度的特征。国内外学者以巴西深水[1]、英国北海[2]等挥发性油藏为例，深入研究了挥发性流体组分特征[3]、组分梯度形成机理[4-5]及存在组分梯度油藏注采比计算[6]等，但针对挥发性油藏注气驱气油比变化规律的研究相对较少，而注气驱气油比变化规律与油井产量递减规律密切相关，而且可为注气井工作制度调整时机的选择提供依据。挥发性油藏注入气突破前，采油井生产气油比的变化规律与油藏原始溶解气油比分布规律密切相关；注气突破后，油藏内部形成油气两相渗流，气油比上升规律较为复杂，借鉴水驱开发含水上升规律的研究思想[7]，可通过对气驱特征曲线的理论研究，分析气油比上升规律，但目前关于气驱特征曲线的研究较少[8-10]，且无法准确表征气油比上升规律。

为准确表征挥发性油藏注气驱气油比变化规律，基于西非深海AKPO油田挥发性M油藏流体组分特征，研究了注气突破前的气油比变化规律；从油气两相渗流规律和物质平衡出发，结合出口端含气饱和度和平均含气饱和度的关系，建立了注气开发油藏气驱特征曲线，推导建立了气油比与采出程度、气油比上升率与采出程度的指数型关系式，研究了注气突破后的气油比变化规律，并提出了适用于该类型油藏注气制度优化调整方法，控制注气突破后气油比上升速度，减缓产量递减，改善开发效果。

1 油藏概况

AKPO油田M油藏于2009年投产，采用顶部注伴生气、边部采油的开发方式，顶部2口水平注气井，底部4口水平采油井，标定采收率为75%。截止到2018年底，油藏采出程度已达70%。

1.1 构造特征

M油藏位于西非被动大陆边缘尼日尔三角洲盆地，受泥拱及挤压双重应力机制控制，形成了现今的背斜构造形态。M油藏构造高点埋深-3 166 m，油柱高度高达284 m，翼部地层倾角约10°，为典型的层状边水构造油藏，为采用顶部注气、边部采油的开发方式提供了先天有利条件。

1.2 储层特征

M油藏为中新统—上新统深海浊积复合朵叶体沉积体系，物源自北向南，主体区由4期朵叶体构成，不同期次朵叶体横向摆动、相互叠置，同时伴生3期水道，叠覆于先期沉积的朵叶体之上(图1)；该油藏隔夹层不发育，垂向具备较好的连通条件，侧向连通性整体较好，但局部区域受断层封堵性及沉积相变影响而连通性略差。M油藏平均砂层厚度14.8 m，砂层横向分布稳定，厚度变化不大，井间对比关系单一；储层平均渗透率895 mD，平均有效孔隙度21.6%，为中孔、高渗储层；渗透率级差3.3，突进系数1.5，非均质性较弱。总体来说，M油藏储层空间展布稳定，物性好，储层较为均质，具备优越的储层条件，为提高气驱波及效率奠定了基础。

图1 AKPO油田M油藏深水浊积复合朵叶沉积体系图Fig.1 Sedimentary system of the deep water turbidity of the M reservoir in AKPO oilfield

1.3 流体特征

M油藏开发前进行了4口井5井次的流体取样，取样深度在3 283～3 382 m。根据样品组分数据可知，油藏顶、底部C1组分摩尔含量分别为69.51%、64.08%，顶部明显高于底部；油藏顶、底部C5+组分摩尔含量分别为14.9%、20.9%，顶部明显低于底部；随着深度增加，取样点的C1含量逐渐减小，C5+含量逐渐增加。油藏顶部、底部体积系数分别为3.61和2.39，溶解气油比分别为842 m3/m3和487 m3/m3，体积系数和溶解气油比均呈随深度增加而逐渐减小的趋势，说明该油藏流体纵向上具有明显的组分梯度特征。同时根据样品P-T相图分析可知，样品位于临界点左侧，为典型挥发性油，具有地饱压差小、高收缩性的特点。

2 注气开发气油比变化规律

2.1 注入气突破前气油比变化规律

M油藏注气开发注入气突破前，注气井与采油井之间形成气驱前缘，油藏顶部原油逐步驱替到底部，生产井气油比变化规律与油藏顶部到底部的气油比分布规律一致。为了准确表征油藏流体的组分梯度特征，利用油藏数值模拟软件(ECLIPSE)PVT模型，建立流体状态方程；在此基础上，以实际生产动态数据及油藏数值模拟结果相互验证，表征流体性质对注入气突破前气油比变化规律的影响。

首先根据组分梯度理论模型[4]及5个取样点测试结果，对轻组分C1+N2和重组分C9～C13随深度变化规律进行拟合。C1+N2组分摩尔分数随深度变化对比结果如图2所示，C9～C13组分摩尔分数随深度变化对比结果如图3所示，可以看出二者拟合效果均较好。

图2 M油藏流体C1+N2组分摩尔分数随深度变化曲线Fig.2 Variation of mole fraction of C1+N2 in M reservoir fluid with depth

图3 M油藏流体C9～C13组分摩尔分数随深度变化曲线Fig.3 Variation of mole fraction of C9～C13 in M reservoir fluid with depth

然后根据拟合得到的状态方程参数，利用油藏数值模拟PVT模型计算了油藏深度内气油比分布，并将模型结果与实测点进行对比，如图4所示，其中油藏数值模拟中气油比分布如图5所示。由于油藏高部位轻组分含量高，气油比高达1 100 m3/m3，重组分随深度单调递增，低部位气油比降为550 m3/m3。

由以上分析可知，受流体纵向组分特征影响，注入气突破前，生产井气油比应表现为逐渐上升趋势。M油藏P1井注入气突破前气油比实际数据和数值模拟结果对比表明(图6)，该油藏实际生产动态与数值模拟结果一致，P1井气油比呈逐渐上升趋势。

图4 M油藏气油比随深度变化曲线Fig.4 Curve of theoretical calculation of gas-oil ratio in M reservoir and measured value changing with depth

图5 油藏数值模拟中M油藏气油比分布图Fig.5 Gas-oil ratio distribution of M reservoir in reservoir numerical simulation

图6 M油藏P1井注入气突破前气油比曲线Fig.6 Gas-oil ratio curve compared with the actual gas-oil ratio before injection gas breakthrough in Well P1 of M reservoir

2.2 注入气突破后气油比变化规律

注入气突破后，油藏内部为油气两相渗流。为了表征注入气突破后的气油比变化规律，从油气两相渗流规律和物质平衡出发，结合出口端含气饱和度和平均含气饱和度的关系，首先建立了注气开发油藏气驱特征曲线，然后通过理论推导，建立了气油比上升规律图版。

2.2.1气驱特征曲线

非混相驱的油气相对渗透率与出口端含气饱和度关系式为[10]

(1)

式(1)中：krg为气相相对渗透率，小数；kro为油相相对渗透率，小数；m，n为相对渗透率曲线回归方程系数；Sg为出口端含气饱和度，小数。

在仅考虑油气两相流动时，油气两相的相对渗透率比值关系与地层条件下的油气两相流量可以用达西定律来确定[11],即

(2)

式(2)中：qga为地层产气量，m3/d；qoa为地层产油量，m3/d；μg为地层天然气黏度，mPa·s；μo为地层原油黏度，mPa·s。

地面条件下产气量和产油量与地层条件下的产气量和产油量关系为

qga=(qg-qoRsi)Bg

(3)

qoa=qoBo

(4)

式(3)、(4)中：qg为地面产气量，m3/d；qo为地面产油量，m3/d；Rsi为溶解气油比，m3/m3；Bg为天然气体积系数；Bo为地层原油体积系数。

根据物质平衡原理，可得地面产油量与平均含气饱和度关系式，即式(5)，同时可得平均含气饱和度的表达式，即式(6)。

(5)

(6)

出口端含气饱和度可以用下式[12]表征：

式(7)中：J1、J2为常数；Swi为初始含水饱和度，小数；Soi为初始含油饱和度，小数；Sgi为初始含气饱和度，小数；Sor为残余油饱和度，小数；No为原始地质储量，m3。

将式(6)代入式(7)，可得出口端含气饱和度和地层平均含气饱和度的关系式为

(8)

综合式(1)～(8)可得能够反映注气开发油藏稳定渗流条件下的气驱特征曲线为

ln(Gp-DNp+C)=A+BNp

(9)

2.2.2气油比上升规律图版

对式(9)进行求导并移项，可得注气开发油藏气油比与采出程度关系表达式为

GOR=BeA+BNRRf+D

(10)

式(10)中：GOR为气油比，m3/m3；NR为可动油地质储量，m3；Rf为采出程度，小数。

根据实际油藏生产数据，利用式(9)拟合得到系数A、B和D，然后代入到式(10)中，可得不同采出程度条件下气油比与可动用储量采出程度关系图版。M油藏P1井注入气突破后气油比和采出程度曲线与图版对应关系如图7所示。由图7可知，注入气突破后(以油藏原始状态下顶部气油比1 100 m3/m3为界，当生产气油比大于该值后，表明注入气已突破)气油比随采出程度的增加呈指数式增加，P1井气油比上升规律与理论分析结果基本吻合，且实际气油比上升呈加快趋势。因此，注入气一旦突破，急需开展注气优化工作，控制气油比上升速度，减缓产量递减。

图7 M油藏P1井气油比和可动油储量采出程度关系图版Fig.7 Chart of relationship between GOR and movable oil in place recovery degree of Well P1 in M reservoir

定义气油比上升率为每采出1%动用地质储量气油比的上升值。对式(10)求导可得气油比上升率与采出程度的关系，即式(11)，将不同采出程度条件下气油比上升率与可动用储量采出程度关系制作成图版。P1井注气突破后气油比上升率与可动用储量采出程度曲线与理论图版对应关系如图8所示。从图8可知，P1井注气突破后气油比上升率与理论分析结果吻合程度较高，且注入气突破后气油比上升率单调递增，整体呈指数式上升趋势。

GOR′=B2NReA+BNRRf

(11)

式(11)中：GOR′为气油比上升率。

图8 M油藏P1井气油比上升率和可动油储量采出程度关系图版Fig.8 Relationship chart of GOR rise and movable oil recovery degree in Well P1 of M reservoir

3 稳油控气效果

根据注气开发油藏气油比变化规律研究认识可知，注入气突破后气油比呈快速上升趋势,因此，注入气一旦突破，需尽快开展工作制度优化调整，控制气油比上升和减缓产量递减。为提高气驱波及效率，提出以“扩大注气波及”为核心的注气井工作制度优化调整方法：对于一注一采井组，采用减注减产策略，同时结合生产状况实时调整，控制注气突破优势通道的气窜速度；对于一注多采井组，在保持整体注采平衡条件下，采用降低注气突破区域注入量，提高未突破区域注入量，以改变注气驱替方向，提高未突破区域动用程度，扩大波及范围，减缓注气突破后的气油比上升速度，维持产量稳定。

M油藏北部油井P1井2014年注气突破，气油比呈快速上升趋势、产量快速递减，2014年12月到2015年1月，月平均递减率达到11%。该油藏南部油井注气未突破，为提高油藏注气波及效率，减缓P1井产量递减，采取降低注气突破区的注气量，提高注气未突破区的注气量的策略，即对应注气井GI1井采取降低注气量(注气量比例由2014年初的50%逐步降低到2015底的30%)、GI2井提高注气量的策略(注气量比例由2014年初的50%逐步提高到2015底的70%)，如图9所示。P1井生产动态表明，注气结构优化调整后气油比由2 100 m3/m3降低到1 970 m3/m3，且基本保持稳定，降幅为6%；产量月均递减率由11%降低到2%，优化注气效果显著。

图9 M油藏 P1、GI1和GI2注采井组生产曲线图Fig.9 P1、GI1 and GI2 well groups dynamic performance curve in M reservoir

4 结论

1)存在组分梯度的深海挥发性M油藏注气开发时，注入气突破前，油藏顶部原油逐渐被驱替到底部，生产井气油比呈缓慢上升趋势；注入气突破后，油藏内部为油气两相渗流，大量注入气无效循环，生产井气油比呈指数式上升,因此需尽快开展工作制度优化调整。

2)提出了以“扩大注气波及”为核心的注气突破后优化调整方法，对于一注一采井组，采用减注减产策略，同时结合生产状况实时调整；对于一注多采井组，在保持整体注采平衡条件下，采用降低注气突破区域注入量，提高未突破区域注入量，以改变注气驱替方向，扩大波及范围。M油藏实际应用结果表明，P1井单井产量月均递减率由11%降低到2%，气油比下降了6%，稳油控气效果显著。