氣頂強邊水油藏氣頂區剩余油分布與挖潛
——以渤海埕北油田為例

劉 斌，康 凱，張 雷，萬 芬，曲炳昌

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司,天津 300459；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司,天津 300452）

在氣頂邊水油藏的開發過程中,氣頂、油環和邊水的相互作用使得該類油藏的開發和調整面臨諸多難題［1-6］。關于氣頂邊水油藏的研究,部分研究集中在開發初期對于開發方式的優選,敖西川等［7］研究認為保持穩定的油氣邊界是氣頂邊水油藏有效開發的關鍵,方法在于保持住地層壓力,阻止氣頂的擴張,提出了邊部注水和氣頂屏障注水相結合的開發策略；葛麗珍等［8］以渤海某大氣頂邊水窄油環油藏為原型,通過大型三維物理模擬實驗研究,指出盡可能延長無氣竄采油期是該類油藏取得較高采收率的關鍵,并給出了合理的采油速度建議,建議初期以3%左右采油速度生產。部分研究集中在開發中期生產調控策略的研究上,肖鵬［9］以渤海某氣頂油藏為原型,在物理模擬的基礎上,通過油藏數值模擬方法研究了開發效果的影響因素、生產制度的調整時機、方式等,提出了氣頂邊水油藏合理的開采制度調控策略；房娜等［10］以渤海某大氣頂油藏為例,通過巖心、古地貌、試井和生產監測等資料的綜合應用,分析了影響油井氣竄的主要因素,提出分氣竄模式、分開發階段的全壽命開發策略。部分研究集中在開發過程中氣竄、油侵的判斷方面,鹿克峰［11］基于物質平衡原理,推導出油侵氣頂體積公式,建立了原油侵入指示曲線,用來研究原油的侵入情況；姜永等［12］通過開展中小氣頂油藏多因素耦合數值模擬,指出對于強天然能量或注水開發油藏,油水黏度差異較小條件下氣頂區主要發生油侵,油水黏度差異較大條件下氣頂區主要發生水侵。

然而,上述研究主要是關于開發初期開發方式優選、開發中期生產調控策略以及開發過程中氣竄、油侵的判斷方面,對于氣頂邊水油藏開發后期的調整與挖潛,尤其是雙高階段的剩余油研究及挖潛上,相關研究內容較少,僅有廉培慶等［13］以國外某氣頂邊水油藏為例,分析了影響剩余油分布的主要因素,總結了剩余油分布模式,但也僅僅基于地質模式上的定性總結。因此,本文針對氣頂邊水油藏開發后期的調整挖潛難題,以渤海埕北油田為原型,設計了一維物理模擬模型并建立相應的數值機理模型,進行物理模擬實驗研究和數值模擬分析,總結氣頂邊水油藏雙高階段剩余油分布機理與規律,給類似油田的調整挖潛工作提供指導。

1 物理模擬實驗研究

1.1 油田開發簡況

埕北油田位于渤海西部海域,主力生產層位為東營Ⅱ油組,儲層埋深1 650 m 左右。構造類型為北東走向的斷背斜,地層傾角較??；沉積類型為辮狀河三角洲前緣沉積,儲層分布穩定、厚度較大（單井平均鉆遇厚度22.7 m）,孔隙度均值28.9%,滲透率均值1 675×10-3μm2,為高孔、特高滲的正韻律儲層；原油性質為稠油,地層原油黏度57 mPa·s,具有黏度高、密度大、溶解氣油比低的特點；油藏類型為帶氣頂的層狀構造強邊水油藏,構造頂部為氣頂,腰部為純油區,邊部為油水過渡帶,氣頂指數較?。?.1 左右）；油田邊水能量充足（水體倍數大于100倍）,油田經過30 多年開發后壓力保持水平在95%以上。

埕北油田1985年投產,初期采用一套不規則定向井井網開發,充分利用天然能量的同時,局部點狀注水適當補充地層能量,井距300～350 m。針對該油田油水帶寬、邊水能量強、有氣頂、儲層正韻律及油水黏度比高等特點,在完井階段采取了“上避氣、下避水”的射孔原則：氣頂區內的生產井,射孔頂界距油氣界面以下8～10 m；鄰近油氣界面的井,射孔頂界距油氣界面以下5 m；鄰近油水邊界的油井,在平均油水界面以上避射一部分油層厚度。油田開發初期雖然采取了保護氣頂的開發技術政策,但是實際開發過程中由于純油區的高速開采,造成氣竄發生；隨后通過東西分治、內部點狀注水,雖然使得氣頂區壓力回升,有效遏制了氣竄,但是造成局部水侵發生；后期由于油田平臺用氣需要,氣頂區氣源井采氣,結果造成氣頂萎縮、油侵氣頂。開發30 a 后,采出程度40%,綜合含水90%,油田進入了雙高階段,氣頂區域內經過長期的氣竄、水進、油侵等復雜驅替后,剩余油分布復雜,挖潛難度大,亟需弄清埕北油田氣頂強邊水油藏氣頂區剩余油富集機理及分布規律,為后續挖潛提供指導。

1.2 實驗模型與參數

為了揭示埕北油田氣頂強邊水油藏開發過程中油氣互侵的過程與機理,首先利用一維物理模擬實驗裝置,觀察和分析不同階段一維填砂管的驅替特征。根據實驗模擬目的和研究需求,設計了一維填砂管驅替實驗裝置,如圖1所示,主要包括驅替系統、一維填砂管、氣液計量系統、圖像攝錄系統等部分。其中一維填砂管用于模擬具有一定傾角的氣頂邊水油藏的驅替,并利用攝像設備記錄油氣界面的運移情況。填砂管采用透明高強度玻璃管,尺寸長35 cm,直徑10 cm,內填充一定目數的玻璃珠,頂部充入一部分氣體模擬氣頂,底部與平流泵相連模擬強邊水?；谯舯庇吞飳嶋H氣頂邊水油藏的相關參數,利用量綱分析建立相似準則［9,14］確定物理模擬實驗相關參數值（見表1）。

表1 物理模型參數與油藏實際參數值對比

圖1 物理模擬實驗裝置

1.3 實驗流程與方案

根據實驗裝置設計與實驗目的,給出了實驗的操作步驟與方案,由于驅替條件的改變,有些模式下的一些步驟可以省略。

（1）填砂。根據設計要求,實驗中使用120目的玻璃珠充填砂管。填砂過程中,為了使玻璃微珠充分填充且不被壓碎,采用振動篩一邊振動一邊充填的方式進行,待填砂管填滿后再稍許增加一些玻璃珠進行輕微壓實。

（2）油樣制備。取一定量的機油,采用流變儀測得該油樣的黏溫曲線,再將該機油與煤油按不同的比例配樣,分別測試不同混合油的黏溫曲線。根據實驗要求,最終選擇機油與煤油按5∶1 的比例配置黏度為57 mPa·s 的模擬地層油。為了便于觀察到清晰的油氣界面運移現象,利用蘇丹紅將模擬油染色。

（3）飽和油。充填完成之后,連接好相應的管線開始對填砂管進行飽和油。打開節流閥2,利用平流泵保持泵速1mL/min向填砂管充入模擬油。為了飽和充分,每充入30 mL 模擬油振動填砂管并靜置10 min,而后再開始下一輪充入與飽和,直至油界面上升至設定的油氣界面處。

（4）充氣。飽和油之后,關閉節流閥2,打開節流閥1,以5 mL/min 的速度向填砂管頂部充入模擬氣體,直至壓力達到0.22 MPa 且穩定?？紤]到埕北油田原油性質為稠油,溶解氣油比低,此次填砂管實驗空間容量有限,氣體的溶解與釋放對實驗結果影響不大,此次實驗忽略氣體在模擬油中的溶解與釋放,同時考慮到實驗的安全性,沒有充入可燃的油田產出氣,而充入氮氣進行模擬。

（5）驅替。在充分飽和油氣后,便可以根據實驗目的及方案進行模擬實驗。進行驅替時,通過不同節流閥的開閉組合可模擬不同的驅替過程,利用攝像設備記錄填砂管內油氣界面變化,同時記錄產量數據。

1.4 實驗結果與分析

埕北油田初期純油區強采,而后氣頂區氣源井采氣,由于內部平衡的打破導致油氣互侵,為了研究分析這兩個階段的界面運移規律,設置了兩個實驗方案,分別為：（1）氣頂膨脹衰竭開發方案；（2）氣頂與強邊水共同作用開發方案。

對于方案（1）,由于埕北油田氣頂區生產井距邊水前緣較遠,在外部多井排沿程能量衰減作用下到達油藏高部位氣頂區的能量所剩無幾,氣頂區開發初期主要為氣頂膨脹驅替,因此該方案主要模擬開發初期邊水能量未能及時補充,僅利用氣頂能量衰竭開發的驅替過程。首先關閉節流閥1,2,打開節流閥3,以5 mL/min 的速度采油,模擬衰竭開發,通過照相設備記錄并整理出典型時刻的油氣分布形態,如圖2所示。從實驗結果可以看出,在氣頂區遠離邊水供給邊界以至于供給壓力可以忽略不計的情況下,由于初期衰竭開發,隨著生產井的采出,氣頂發生膨脹,油層氣侵。一開始氣體主要沿高部位向低部位逐漸侵入,隨著采出程度的增加,由于指進的原因,油氣分布較為分散,油氣界面變得不明顯。

圖2 衰竭開發時氣侵形態

對于方案（2）,考慮邊部強邊水能量得到補給,模擬氣頂與強邊水同時作用下的驅替動態,打開節流閥2,以5mL/min 的速度采油,同時以5mL/min 的速度維持恒定能量注入,通過照相設備記錄并整理出典型時刻的油氣分布形態,如圖3 所示?？梢钥闯?由于有強邊水能量的補充,逐漸發生油侵,油層氣侵區縮小。初期由于地層壓力的下降,氣頂開始向油井發生氣竄,氣頂膨脹,生產氣油比急劇上升；隨著次生底水的生成,地層壓力逐漸恢復,大量氣體被采出,氣頂快速減小,之后生產氣油比快速下降；當底水和油侵入氣頂時,生產氣油比基本不變,氣頂指數不再減?。ㄒ妶D4）。

圖3 強邊水能量開發時油侵形態

圖4 強邊水作用下生產氣油比及氣頂指數變化曲線（物理模擬）

2 油藏數值模擬研究

2.1 油氣互侵過程分析

受制于室內物理模擬實驗的局限性,無法開展大量重復性的實驗,有必要運用數值模擬手段進行對比與多因素分析研究。前文的物理模擬實驗已經開展了油氣互侵的研究與認識,該章節將以物理實驗研究為基礎,采用數值模擬手段擴展物理實驗的研究與結論。

埕北油田屬于氣頂強邊水油藏,由于開發壓力變化,原有的穩定油氣邊界會出現油氣互侵,為了研究氣頂變化規律及剩余油分布機理,建立數值模型研究分析油侵與氣侵現象及后續分析。利用Eclipse 油藏數值模擬軟件建立氣頂強邊水油藏機理模型,油藏模型參數設置參考埕北油田實際參數（見表2）,正韻律儲層,頂部為小氣頂（氣頂指數0.1）,邊部為無限大水體,定向井油層中上部射孔生產,模型尺寸為1 500 m×50 m×20 m。

表2 數值模型參數取值

方案一,設計為無邊水條件下的衰竭開發,如圖5a所示,可以看出,由于地層壓力的下降,上部出現淺色條帶,表明氣頂開始向油區發生氣竄,氣頂膨脹。

圖5 數值模擬不同開發方式下油氣水分布形態

方案二,設計為存在強邊水驅條件下的開發,模擬氣頂強邊水同時作用下的驅替動態,如圖5b所示,可以看出此種情況下驅替特征規律表現為：①開發初期,生產井開井生產后,在生產壓差作用下,氣頂經歷了一定的膨脹過程,氣頂指數有一定的增大趨勢,氣頂指數從0.10 增大至0.13 左右；隨著生產井見氣,同時隨著底部能量傳遞到構造高部位,氣頂開始迅速收縮,氣頂指數快速下降,最終下降至0.05 左右；通過生產氣油比可以看出,存在邊水能量供給時,油井的生產氣油比經歷了先急速上升再下降并趨于穩定的過程,生產氣油比先急速上升至1 000,再下降并穩定在20 左右（見圖6）,圖6 數值模擬生產氣油比及氣頂指數的變化規律與圖4物理模擬的規律基本一致。②隨著開發的進行,邊水沿油藏底部快速推進,油水界面不斷向上抬升,油井附近形成明顯的錐進；由于底部驅替能量的加入,氣頂的氣竄相比衰竭情形（方案一）有一定的抑制。③與無邊水能量的情形相反,邊水和油侵入氣頂時,油藏上部的氣頂會隨著油藏的開采逐漸收縮,油氣邊界逐漸向構造高部位移動,當地層壓力穩定,氣頂不再減小,可見強邊水驅動對氣頂的減小起到了至關重要的作用。

圖6 強邊水作用下生產氣油比及氣頂指數變化曲線（數值模擬）

從整個驅替過程來看,各個階段數值模擬機理模型和物理模擬模型的油氣互侵規律基本一致,與油田實際不同生產階段的生產特征也相吻合,證明了物理模擬實驗結果的合理性。

2.2 氣頂演變規律影響因素分析

以上研究是基于生產井部署在油藏中部,為了進一步研究氣頂演變規律的影響因素,設置了不同油藏部位布井生產的模型對比,分別為：（a）生產井靠近氣頂,（b）生產井位于中部,（c）生產井遠離氣頂,如圖7所示。生產井的位置影響氣頂演變規律,進一步對比不同打井部位所表現出的不同特征可以看出,類似于埕北油田的小氣頂油藏（氣頂指數0.1）,不同部位打井生產對氣頂減小的影響主要在中后期,且打井部位越高、越靠近氣頂區,氣頂減小得越快,變化幅度越大；而在開發初期,不同部位打井對氣頂的變化幅度影響并不明顯；在中高部位打井時,開發后期都會出現次生底水突破氣頂的現象,且打井部位越高、越靠近氣頂區,次生底水突破的時間越早。在低部位打井時,并未出現次生底水突破氣頂的現象。

圖7 生產井位于不同部位下油氣水分布形態

2.3 實際油藏剩余油分析及挖潛效果

總結以上物理模擬與數值模擬研究分析,從整個驅替過程來看,氣頂邊水油藏氣頂的減小與強邊水有緊密聯系,氣頂減小的機理主要為：在靠近氣頂區有生產井存在的條件下,初期由于地層壓力的下降,氣頂開始向油發生氣竄,氣頂膨脹,生產氣油比急劇上升；隨著邊水向內部侵入,逐漸形成次生底水,地層壓力逐漸恢復,隨著大量氣體被采出,氣頂快速減小,油侵氣頂,之后生產氣油比下降至逐漸穩定。從剩余油角度看,平面上油侵氣頂,原油在原始氣頂區內富集,縱向上邊水沿底部侵入,儲層頂部剩余油富集。

針對以上認識,進一步以埕北油田實際油藏數值模型進行模擬研究,如圖8所示?？梢钥闯?第一階段為開發初期氣頂控制階段,對應于油田實施保護氣頂的開發技術政策階段,主要通過避開油氣界面射孔,盡量控制氣頂和保護氣頂。在這一階段通過含氣飽和度場可以看出,氣頂范圍基本保持不變,但同時也可以看出有部分油井出現了氣竄現象（非均質影響）。第二階段為開發中期抑制氣竄階段,對應于油田實施點狀注水和油田見水后強邊水能量補充階段,氣竄發生后,一方面通過內部點狀注水、控制生產井井底流壓等方式,控制氣竄的影響,另一方面內部逐漸見水,強邊水能量得到補充,氣頂產氣量逐漸減小。第三階段為開發后期挖潛階段,隨著氣頂氣量減小和氣頂指數縮小,油區原油不斷侵入原氣頂區域,可通過在原始氣頂區高部位部署調整井,進行剩余油挖潛。

圖8 埕北油田不同開發階段剩余油剖面

根據物理模擬實驗、油藏數值機理模擬分析以及油田實際油藏數值模型分析研究,認識到埕北油田氣頂區經過長期的氣竄、水進、油侵等復雜驅替后,開發后期氣頂萎縮、油侵氣頂,剩余油主要為分布在原始氣頂區和儲層頂部的氣頂侵入油和頂部剩余油?；谑Ｓ嘤脱芯空J識,制定了在原始氣頂區進行水平井井間加密挖潛頂部剩余油的調整對策（見圖9）。

圖9 埕北油田氣頂區調整井挖潛實例及效果

在原始氣頂區原定向井井間進行水平井加密,挖潛井間及儲層頂部剩余油,如圖9所示,水平井平面上部署于一次井網定向井井間,井距由300～350 m 加密至150～200 m,水平段長度250～300 m,縱向上部署于原始油氣界面之上2～5 m。油田進入雙高階段后,在氣頂區共實施加密水平調整井8口,加密調整井初期日產原油40～115 t,平均70 t,為周邊老井產量的2～5 倍,含水率0%～85%,較周邊老井降低50%以上,取得較好的控水增油效果。調整井投產后僅前1～3 d 生產氣油比高于溶解氣油比,隨后生產氣油比恢復至溶解氣油比附近,并無大量氣體產出,生產動態說明原始氣頂區氣層氣已基本采完,原始氣層被原油侵入。至2020 年12 月,8 口加密調整井已累產油27.13×104t,預計總累產油達到58.96×104t。氣頂區挖潛實踐充分表明,對于埕北油田氣頂區的油氣水運移規律及剩余油分布規律的研究認識是可靠的。

3 結論

（1）設計并開展氣頂強邊水油藏填砂管物理模擬實驗,研究油氣互侵機理及規律,結果顯示當地層能量較弱時（衰竭開發）以氣侵為主,當地層能量較強時（強邊水或人工注水）以油侵氣頂為主。

（2）建立氣頂強邊水油藏數值模擬機理模型,研究剩余油分布規律,結果顯示數值模擬和物理模擬的油氣互侵規律基本一致,與油田實際不同生產階段的生產特征也相吻合,證明了物理模擬實驗結果的合理性。

（3）對于氣頂強邊水油藏,在靠近氣頂區有生產井存在的條件下,油井快速氣竄,在強邊水推動作用下氣頂萎縮、油侵氣頂,邊水主要沿儲層底部向構造高部位推進,剩余油主要分布在油侵氣頂區和儲層頂部。

（4）針對渤海埕北油田地質油藏特征與開發生產特征,基于物理模擬實驗、機理數值模擬分析以及油田實際油藏數值模型分析研究,在埕北油田原始氣頂區實施水平井加密調整,挖潛原始氣頂區剩余油取得較好效果。