复杂驱替类型油气田开发中示踪剂模拟技术的研究与应用

陈自立，杨 曼

[中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335]

东部某油气公司勘探发现了N6气田群，该气田群在地质上表现出三个特点：①各井区储量规模小，油气藏多为岩性-构造特征，水体能量弱；②纵向上发育多层系，且气藏与油藏交错发育；③发育多层带气顶的油藏、带油环的气藏。面对复杂的地质特征，为了经济有效制定N6气田群开发方案，提高此类复杂驱替类型的岩性油气藏采收率面临着两个关键问题：为保障单井效益，采用多层合采开发方式，但纯气藏（纯油藏）与气顶油藏合采，如何分辨产出油是油环油还是凝析油（产出气是气层气还是溶解气）？海上岩性油藏采用自流注水开发提高开发效果[1]，但如何清晰识别自流水波及范围，判断油井出水水源？

1 示踪剂数值模拟的实现与验证研究

目前在国内油气田开发中，示踪剂测试技术常用于研究注水井注入水的渗流规律和驱替情况。然而，对于未开发的油气田而言，由于无法直接注入示踪剂到储层内部，因此无法实现对内部气体渗流规律的研究。针对这种情况，可以采用示踪剂数值模拟技术来有效解决。通过建立储层的数学模型，并结合地质数据、物理参数和流体力学原理，可以模拟出示踪剂在储层内的驱替和扩散过程，进而分析特定流体的渗流规律。主要的解决思路是在模型中对特定流体设置虚拟示踪剂[2–3]，虚拟示踪剂所呈现出的渗流规律即为该流体的渗流规律。这种数值模拟技术能够预测未开发油气田内部流体渗流情况，为油气田的开发和生产决策提供重要依据。因此，示踪剂数值模拟技术在研究未开发油气田的内部渗流规律方面具有重要的应用价值和意义。

1.1 基于概念模型的示踪剂数值模拟实现

建立非均质正韵律气水两相渗流数模概念模型，网格为20×8×120，纵向渗透率分布特征为正韵律（0.1~300 mD），正常压力系统，无隔夹层分布，直井全射开。

在概念模型的上部1~3层网格（低渗区域）中天然气标记虚拟示踪剂后开始数模计算，结果显示，示踪剂由模型上部低渗区域优先向下部高渗区域扩散，表明被标记了虚拟示踪剂的低渗区域天然气在正韵律非均质气藏内部主要是先垂直向下渗流进入高渗储层，而后横向流动进入开发井，并且气井产出被标记的低渗区域天然气较少。在模型中设置边水水浸后，这种低渗部位气体在正韵律非均质气藏内部先垂直渗流至高渗区域网格后，再横向渗流至开发井的现象更加明显。

1.2 概念模型数据分析验证

采用示踪剂数值模拟研究相同正韵律非均质气藏概念模型，通过分析各层的储量和压力可以发现：气藏各层的储量和压力变化过程基本一致，气藏的连通性好。

从单层的产气量来看：上部低渗透区产气量很小，气体主要从下部高渗透区产出，结合气藏的储量和压力变化曲线分析，初步认为气藏内部气体的流动路径以垂向流动为主。改变模型中低渗区域的垂向渗透率发现：垂向渗透率越小，气藏的垂向流动越困难，从低渗透部位产出的气量逐渐增加，从高渗透部位产出的气量逐渐减少（如表1所示），进一步说明，正韵律气藏内部低渗区域气体主要以垂向渗流为主。

表1 各小层储量、压力变化对比图

当完全限制各小层气体的垂向流动时，中高渗层产气量水平、压力变化接近（图1），而近致密-低渗层产量与压力变化相差较大，表明气藏的垂向流动原因在于垂向的流动阻力更小。

图1 纵向渗流条件下各层产气量对比

综上数理分析结果发现，在正韵律非均质气藏内部，低渗部位气体由于横向渗流阻力强，气体主要的渗流方向以垂向渗流为主。从理论分析上证实了该类正韵律非均质气藏内部低渗部位气体先垂向渗流至高渗部位，然后在水平渗流至井底的结论，与示踪剂数值模拟技术观察结果一致，表明示踪剂数值模拟技术可用于研究“同类不用源”流体的渗流规律。

2 气顶油藏开发示踪剂数模研究

N6气田群原开发方案中设计A1井开发G9气顶油藏，方案研究中气层气、凝析油、油环油、溶解气的采收率主要通过类比法综合判断得来。利用示踪剂数值模拟技术在模型对气层气、凝析油、油环油、溶解气标记虚拟示踪剂参数，可以直接通过模型计算出示踪剂的累产，进而对这四类流体产出指标进行区分量化标定，同时可以直观显示各类流体的渗流规律。

2.1 油环油的分区与渗流规律

利用示踪剂数模技术将G9层气顶油藏中的油环油标记示踪剂，观察模型中油环油的渗流规律发现，气顶油藏开发中若采用气层、油层射孔同采方式，开采过程中油环由于溶解气的膨胀作用，从气顶边缘逐步以“包饺子”形态向开发井渗流。

在示踪剂数模中，将油环油标记示踪剂后，产出示踪剂量即为油环油产量，产出总油量减去产出示踪剂量即为凝析油产量。G9层示踪剂数模结果分析油环油、凝析油采出占比显示：生产井产出原油主要以油环油为主，油环油占总产油量的95%；G9层的油环油的采收率可达20.4%，凝析油采收率可达44.2%（见表2）。

表2 G9层油环油与凝析油累计产量与采收率

2.2 气层气的分区与渗流规律

采用相同原理，利用示踪剂数模技术将G9层气顶油藏中的气层气标记示踪剂，观察模型中气层气的渗流规律发现，若仅油层射孔开发，开采过程由于储层压力释放降低，气层气由于膨胀作用，向下扩散至近井周围，对油环油的开发形成封隔作用，进而产生“气窜”现象，此时产出天然气主要为气层气。

将气层气标记虚拟示踪剂后，数模计算产出总气量减去产出示踪剂量即为溶解气产量。G9层示踪剂数模结果分析气顶气、溶解气采出占比显示：生产井产出天然气主要以气层气为主，气层气占总产气量的76.6%；G9层的气层气的采收率达47.5%，溶解气采收率达21.4%（表3）。分析结果表明：对于气顶油藏，当仅射孔油层进行开发时，生产中后期“气窜”现象较为严重，油井产出气主要为气层气，油藏开发效果不佳。

表3 G9层气层气与溶解气累产量与采收率

3 回注回采凝析油示踪剂数模研究

在凝析油回注过程中，采用一般数值模拟法计算回采凝析油采收率，大体思路是计算在相同生产条件下，回注后凝析油模型原油采出量减去不回注凝析油模型原油采出量，此方法考虑因素较为理想化，不能准确反映回采凝析油采收率。

根据示踪剂数值模拟技术原理，在回注凝析油中加入示踪剂参数，观察其在注入地层的渗流方向与范围，同时可以计算回采标记了示踪剂的回注凝析油采收率，为设计合理的凝析油回采方案提供更加可靠的依据。

研究显示，选用A3 水平井回注凝析油至C2层结束后，在平面上，凝析油主要渗流至A3井水平段周围，并进入邻井A2（井距离500 m）井控范围；在剖面上，凝析油主要渗流至C2层顶部。回采C2层凝析油后，部分凝析油仍在A3井西北方向，原因是该区构造较低，泥质隔夹层发育，易富集剩余油。

通过对示踪剂数模计算结果进行分析发现，A3井回注C2 层9 个月后，若A3 井以配液量1 000 m3/d进行回采，其他同层生产井滑套关闭该层，则半年回采率可达50%以上，8 a 回采率可达80%以上；同样情况下，若A3 井配液量1 000 m3/d 回采，其他井正常生产，则0.5 a 回采率及8 a 回采率都较A3单井回采方案低（表5），说明其他生产井对回注凝析的回采存在干扰作用。

表5 凝析油不同回采方案回采率对比数据表

在A3 井配液量1 000 m3/d 回采、其他井正常生产的情况下，对回采凝析油贡献占比分析发现，回采凝析油99%由A2井、A3井采出，A7、A10、A11井基本无产出（表6），与凝析油回注渗流范围规律相符。

表6 所有井对凝析油回采贡献占比

4 结论

1）通过数模的定量分析，可以证实示踪剂数模技术定性分析的合理性。

2）示踪剂数值模拟技术通过在数模模型加入虚拟示踪剂，实现在数模中区分同类不同源的流体，同时提高数模模型对各流体组分的产出情况计算精度，可以为油气田开发方案的制定、生产动态管理提供可靠依据。