高傾角油藏氣頂重力驅技術研究及應用

蓋長城，王 淼，張雪娜，喬石石，畢永斌

（1.中國石油冀東油田公司,河北唐山 063004；2.中海油田服務股份有限公司,天津 300452）

從中國油氣藏構造特征來看,有相當大一部分屬于背斜構造、斷鼻構造和潛山構造油藏,這類油氣藏大多數具有埋藏深、油藏傾角大、油層厚等特點［1-2］。這類油藏歷經多年水驅開發后,常常會在油藏頂部滯留“閣樓油”,難以進一步有效動用［3-5］。國內外研究表明,氣頂重力驅技術是有效提高這類油藏采收率的方法之一,其采收率在所有非混相驅中最高［6-8］。油氣界面穩定是實施氣頂重力驅成功的關鍵［9］,而針對影響油氣界面穩定關鍵因素研究的文獻尚不完善。本文基于室內注氣相態實驗,利用數值模擬和理論分析法,從地質和開發兩個方面研究了影響氣頂重力驅的主要因素。礦場實踐表明,該研究成果對提高高傾角油藏開發效果具有重要意義。

1 影響氣頂重力驅的地質因素

地質因素是影響氣頂重力驅開發效果的靜態主要因素,地質因素的構造條件（地層傾角）、儲層非均質性（儲層韻律性）、儲層物性（縱向與水平滲透率比值）和流體性質（地層原油黏度）等是影響油氣界面穩定性的關鍵因素［10-11］。依據室內注氣相態實驗,借助CMG 數值模擬軟件中的WinProp 模塊完成流體相態擬合,確定流體相態參數和與狀態方程相匹配的特征化參數,在此基礎上建立不同地質條件下的數值模型,研究地質因素對氣頂重力驅開發效果的影響。

1.1 地層傾角對氣頂重力驅開發效果的影響

1.1.1 理論公式法

任韶然等［12］根據重力注氣模型及迪茨模式幾何關系,通過理論推導,提出表征頂部注氣重力穩定判別模型——改進的重力穩定判別數NGAGI。

式中,K為氣相滲透率,10-3μm2；Δρo,g為油氣密度差異,g/cm3；α為地層傾角,（°）；?為重力穩定注氣通量,指單位時間注入流體體積與橫截面面積的比值,m/d；μo為地層原油黏度,mPa·s；C為常數,C=8.64×10-5。

由公式（1）可看出,地層傾角越大,重力穩定判別數NGAGI越大,當NGAGI＞1 時,形成氣頂重力驅,可提高氣驅開發效果。應用目標區塊油藏參數,計算重力穩定判別數NGAGI,當地層傾角為13.8°時,重力穩定判別數NGAGI＞1。

1.1.2 數值模擬法

根據理論公式計算結果,應用CMG數值模擬軟件,計算形成氣頂重力驅的地層傾角界限。設計地層傾角分別為5°,10°,15°,20°,25°,30°,40°和50°,研究不同地層傾角條件下氣頂重力驅開發效果。由圖1可知,在相同的注氣量條件下,增油效果隨地層傾角的增加而增大,當地層傾角增加到15°后,采出程度增幅減緩。分析認為傾角越大,重力分異作用越明顯,注入氣越容易上浮運移到油藏頂部或傾斜構造上部形成氣頂,使閣樓油得到動用,且由于油氣密度差異抑制黏性指進,使氣驅前緣穩定,剩余油在前緣富集形成油墻,不斷向生產井推進,在氣驅過程中波及體積及驅替效率相對低傾角油藏都有較大幅度的提升。

圖1 地層傾角對氣頂重力驅驅油效果的影響

1.2 儲層韻律性對氣頂重力驅開發效果的影響

在注氣量和注入速度固定的條件下,設計儲層韻律性分別為正韻律儲層、反韻律儲層和復合韻律儲層,研究不同儲層韻律對氣頂重力驅開發效果的影響。從圖2 可知,正韻律模型較反韻律和復合韻律模型更有利于重力泄油,因為正韻律模型在氣頂重力驅過程中重力分異作用明顯,更易形成穩定油氣界面。

圖2 儲層韻律性對氣頂重力驅開發效果的影響

1.3 縱向與水平滲透率比值對氣頂重力驅開發效果的影響

設計縱向滲透率與水平滲透率比值分別為0.2,0.3,0.4,0.5,0.6 和0.7,論證縱向滲透率與水平滲透率比值對氣頂重力驅開發效果的影響。圖3 表明,縱向與水平滲透率比值越大,越有利于氣頂重力驅。分析認為縱向與水平滲透率比值越小,氣液之間的滲流阻力越大,從而導致推動油氣界面向下運移能力減弱。

圖3 縱向與水平滲透率比值對氣頂重力驅開發效果的影響

1.4 地層原油黏度對氣頂重力驅開發效果的影響

設計地層原油黏度分別為1,5,10,15,20,30 mPa·s,論證地層原油黏度對氣頂重力驅開發效果的影響。圖4表明,地層原油黏度越小,越有利于氣頂重力驅。地層原油黏度越低,注入氣與地層原油的黏度差異越小,低流度比有利于抑制氣體指進,穩定驅替前緣,提高氣體波及體積,達到較好的采油效果。

圖4 地層原油黏度對氣頂重力驅開發效果的影響

2 影響氣頂重力驅的開發因素

開發因素是影響氣頂重力驅開發效果的動態因素［13-14］,開發因素的布井方式、井型、注氣速度和防氣竄措施等是影響油氣界面穩定性的關鍵因素。建立不同開發條件下的數值模型,研究開發因素對氣頂重力驅開發效果的影響。

2.1 布井方式對氣頂重力驅開發效果的影響

在相同的注氣量條件下,設計布井方式分別為對應注采井網和交錯注采井網,研究不同布井方式對氣頂重力驅開發效果的影響。由圖5 可知,交錯注采井網的開發效果優于對應注采井網,分析認為交錯注采井網實施氣頂重力驅能夠進一步擴大氣體波及范圍。

圖5 不同井網下氣驅結束后剩余油飽和度疊加圖

2.2 井型對氣頂重力驅開發效果的影響

在注氣量和注入速度固定的條件下,設計井型分別為定向井和水平井,研究井型對氣頂重力驅開發效果的影響。從圖6 可知,水平井注采較定向井注采更有利于重力泄油,因為水平井注采油氣界面推進相對穩定,定向井注采見氣早,氣竄快。

圖6 不同井型對氣頂重力驅開發效果的影響

2.3 注氣速度對氣頂重力驅開發效果的影響

設計注氣速度分別為0.02,0.04,0.06,0.08,0.10 HCPV/a,論證注氣速度對氣頂重力驅開發效果的影響。圖7 表明,累產油量隨注氣速度的增加先增大后減小,最優注氣速度為0.06 HCPV/a。注氣速度越小,越有利于形成穩定的油氣界面,但影響見效時間；注氣速度越快,使得氣體推進前緣與水平面夾角越大,易造成層頂突進,縱向波及受限,油氣界面越不穩定,因此需要控制合理注氣速度。推薦注氣速度為0.06 HCPV/a。

圖7 不同注氣速度下累產油曲線

2.4 抑制氣竄措施對氣頂重力驅開發效果的影響

為了提高氣體利用率及氣驅效果,考慮到油藏的非均質性特征,設計氣竄后增加調驅段塞,調驅段塞采用LM-A膠聯體系+預交聯凝膠顆粒,體系性能見表1、表2,

表1 LM-A交聯聚合物性能指標

表2 預交聯凝膠顆粒性能指標

用數值模擬法預測采油效果,結果如圖8所示,在氣驅實施過程中,氣油比隨注氣量增加而增大,日產油量隨氣油比的繼續上升而下降,此時增加調驅段塞能降低氣油比,增加日產油量。

圖8 考慮抑制氣竄對日產油和氣油比的影響曲線

3 礦場實施效果

柳贊北區Es32+3油藏埋深2 300～3 300 m,油藏天然能量微弱,地層傾角達到35°～55°。正韻律儲層,物性較差,平均孔隙度17.1%,平均滲透率75.2×10-3μm2。早期采取注水開發,注水壓力高,吸水能力差,地層能量得不到有效補充,產量遞減快,標定采收率僅15%,地質儲量采出程度僅7.6%。結合柳北油藏高傾角構造特征及氣頂重力驅技術影響因素研究成果,在斷層根部區域開展CO2氣頂重力驅實驗,在原有井網的基礎上設計不同注采方式和不同生產井型,探索氣驅生產特征及開發規律。

技術實施后地層能量逐步恢復,實際產油6.7×104t,增油3.03×104t,氣驅后遞減率由17.4%降至5.8%,階段提高采收率6.3%。通過對項目實施效果的經濟效益后評估,項目實際總投入5 382 萬元,以歷年實際油價及增油量評價計算,項目最終增量收入1.106 9 億元,內部收益率61.15%,經濟效益顯著。

3.1 氣頂重力驅驅油效果明顯優于其他氣驅方式

統計9 口見效井,氣頂重力驅開發模式相比近等高開發模式和低注高采開發模式,具有氣體推進均衡、見氣（氣竄）晚、產氣量少、有效期長的優勢（見表3）。氣頂重力驅油井平均160 d 后見效,平均有效期長達1 000 d 以上,生產狀況穩定,見效增油顯著,生產氣油比低；近等高開發模式采油井注氣后平均114 d 后見效；低注高采開發模式油井注氣后平均77 d 后見效,氣竄速度快,生產氣油比高,見效增油少。因此,在高傾角構造條件下,氣頂重力驅開發模式能有效抑制氣竄,保持長時間高效穩產。

表3 不同氣驅模式生產參數對比

3.2 水平井氣頂重力驅驅油效果明顯優于定向井氣驅效果

3 口氣頂重力驅模式見效井中,水平井1 口、定向井2 口,增油效果差異較大（見表4）,水平井有效期為1 679 d,凈增油可達17 458 t,平均日增油10.4 t；定向井有效期為169～1 336 d,凈增油可達881～7 231 t,平均日增油5.2～5.4 t。在高差與井距基本一致的情況下,水平井見效增油幅度明顯優于定向井,見效后日產氣量、氣油比、CO2濃度等指標均小于定向井。水平井相比定向井擴大了在同一生產高差下的泄油面積,更能充分利用油氣本身的重力分異作用,減緩CO2推進,有效提高波及體積。

表4 不同井型生產狀況對比

4 結論

（1）氣頂重力驅利用高傾角的油層特征和油氣重力差異影響,是高傾角油藏的有效開發方式。

（2）地質因素中,大地層傾角、正韻律儲層、高縱向與水平滲透率比值以及低地層原油黏度有利于實施氣頂重力驅。

（3）開發因素中,交錯式注采井網、水平井采油、適宜的注氣速度和適當的調驅段塞組合有利于抑制氣竄,提高氣頂重力驅開發效果。