葛丽珍 孟智强 朱志强 祝晓林 王永平

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

气顶边水油藏在未开采条件下，其油气水构成一个统一的水动力系统[1],但是一旦油环区投入开采，其地层压力下降，气顶气和边底水将向井底运移[2]。由于该类型油藏受到气顶气和边底水的双重作用[3]，早期合理的工作制度制定尤为重要[4-5]。若生产制度制定不合理，造成油井过早见水见气[6-7]，导致油井气窜或暴性水淹[8]，极有可能减少油田可采年限[9]，造成区块最终采收率难以达到预期指标[10]。目前已有很多关于该类型油藏采油速度与稳产期、递减率、采收率方面的研究[11-16]，均以油藏工程方法和数值模拟方法为主，如阳晓燕 等[15]通过油藏工程方法研究了采油速度与采收率关系；张迎春 等[16]利用数值模拟的方法研究了不同采油速度下大气顶油藏开发效果。前人通过数值模拟方法对合理采油速度的研究有一定指导意义，但在实际油气藏开发中仍存在一些无法考虑的因素，如不同生产压差下油气水相对渗流能力存在差异、不同冲刷倍数条件下储层物性会发生改变，而这些因素对合理采油速度的分析影响较大[17-18]，有必要通过物理模拟实验进行研究。本文以渤海JZ油田大气顶油环油藏A为原型，通过填砂建立了大型气顶油环三维可视化物理模型，利用该模型开展了天然能量自喷采油实验，研究了开发早期不同采油速度对气顶油环油藏开发效果的影响，从而为矿场应用提供了可靠性的指导意见。

1 物理模拟实验装置

1.1 实验设备

采用大型三维可视化模型(图1)模拟气顶边水油藏开发过程。实验装置由三维可视化模型、注油系统、注水系统、注气系统、回压控制系统、气-液分离系统、灵敏气体流量计和压力检测系统组成。在实验装置外围同时可以连接适当容积大小的中间容器，用于模拟不同气顶指数和边底水条件的油藏。该实验装置能够连续监测生产数据，以模拟气顶边水窄油环油藏全寿命开发过程。

图1 气顶边水油藏物理模拟实验三维可视化模型

1.2 实验模型参数

1.2.1相似准数群建立

以几何相似、物性相似、生产动态相似和压力相似为基本原则，利用量纲分析法和方程分析法，选取整个渗流数学模型中涉及到的物理量对相似准数群进行组合、简化，得到气顶边水油藏三维物理模拟相似准则群(表1)。

表1 气顶边水油藏物理模拟实验相似准数群及物理意义

1.2.2实验装置参数设计

依据JZ油田大气顶油环油藏A实际参数，根据推导得到的相似准数群，设计三维物理模拟实验装置。油藏原型长度为2 350 m，宽度为335 m，储层厚度为135 m，油藏倾角为15°，气顶指数为2.2，水体倍数为5倍，地层原油黏度为3.1 mPa·s，水平井垂向位置位于油柱高度下1/3。根据几何相似，设计三维物理模拟实验装置尺寸为1.0 m×0.3 m×0.1 m(图2),采用氮气瓶和ISCO柱塞泵模拟气顶和水体能量，气顶指数为2.2，水体倍数为5倍。实验用油为煤油，黏度为3.84 mPa·s。实验设计水平井位于油柱高度下1/3的位置。

图2 三维物理模拟实验装置设计

2 物理模拟实验

2.1 实验方案设计

考虑到海上平台寿命有限，需要尽早获得产量，因此相同地质油藏特征条件下海上油田的采油速度一般高于陆上油田，其选取原则为保证3～5年稳产期，海上轻质油油藏开发初期平均采油速度为4%左右。

对于气顶边水油藏，考虑JZ油田大气顶油环油藏A实际开发参数(初期采油速度2.7%～6.0%)，以油环为主要开采目标，设置了2个室内物理模拟实验，进行不同初始采油速度条件下的对比。方案1：恒定采油速度(5%)进行生产，模拟气顶压力下降，当产油速率降低到一定程度时，一次性放大生产压差，随时间记录生产特征；方案2：恒定采油速度(3%)进行生产，其余同方案1。方案1、2的初始生产压差分别为0.02 MPa和0.015 MPa，产油量较低时生产压差均调整为0.04 MPa。这2个方案的气顶压力、边水体积和边水驱替速度设置条件均一致，只有前期的初始生产压差不同。

2.2 实验过程

三维物理模拟装置填砂腔内逐层均匀填入80目的石英砂，通过顶盖和耐油的密封胶将填砂腔密封，并验证填砂腔的气密性。受重力作用，模型高低部位压实程度略有差异，具有一定非均质性。在三维物理模型填砂腔中布置3口模拟井，分别为1口水平采油井(位于油环中下部)、1口定向注气井(位于气顶顶部)、1口水平注水井(位于边水下部)。待验证气密性良好后，3口井分别注入相应流体形成气顶边水油环油藏(先注入水，再注入模拟油，最后注入气体)，且每次注入均需静止一段时间，使油气水通过重力分异完全分层。气顶能量通过外接气瓶控制气顶压力为0.22 MPa，模拟气顶指数为2.2的大气顶油藏；水体能量通过外接中间容器和ISCO柱塞泵，保持恒定水侵量为0.2 mL/min模拟水体倍数为5倍的弱边水。连接和检查好相应的管线，然后按照2种实验方案开始进行水平井自喷开采气顶油环模拟实验。

3 结果与讨论

大气顶油藏以天然气顶能量驱动为主，由于油气黏度差异大，气驱油过程中易发生气相黏性指进，进而转化为大气窜通道窜进。分析认为，采油速度对气相黏性指进的影响是导致开采特征出现差异的主要原因。

3.1 不同采油速度的开采指标特征

3.1.1产油速率和递减率特征

图3是各方案产油速率随时间的变化曲线，可以看出：方案1、2的初始产油速率分别为3.0、1.8 mL/min，稳产时间分别为195、666 min；与方案1相比，方案2的采油速度降低了40%，稳产时间延长了241.5%。由此可见，方案1初始采油速度高，递减率大，高采油速度伴随较大递减率，因此降低采油速度能够减缓该类油藏递减情况。

图3 各方案产油速率随时间的变化曲线

3.1.2气油比特征

图4为各方案气油比随采出程度的变化曲线，可以看出：2个方案均有2个气油比快速上升期，这是因为大气顶油藏以气顶能量驱油为主，气油比上升不可避免；方案2采油速度低，相同产油量下气油比低，无气窜阶段采出程度高，这主要是由于采油速度低，弱化了黏性指进，并发挥了油气重力分异作用，使气驱油推进均匀，波及增大，推迟了气窜通道的形成时间，增加了无气窜阶段采出程度；扩大生产压差后，压力降波及范围扩展到未动用油环区域，波及增加，2个方案的气油比均瞬时降低；生产末期，方案1的气油比增长迅速，单位油环采出程度下耗气量急剧上升，这是由于方案1在初期高采油速度下形成了较大气窜通道，因此初期采油速度的大小显著影响后期气窜通道的形态大小。

图4 各方案气油比随采出程度的变化曲线

3.1.3累产气和气顶气利用率特征

从图5所示的各方案累产气随时间的变化曲线可以看出，2个方案的最终累产气基本相同，只是见气时刻的不同导致了时间上的差异，表明不同的生产方式对产气量的影响并不大。因此，不必过多考虑生产制度对气顶采收率的影响，如何合理利用气顶能量驱油是该类油藏高效开发的关键。

图6是各方案油环采出程度随累产气的变化曲线，可以看出：方案1在累产气1300L后，采出程度基本不再变化；而方案2在累产气2 200 L后,采出程度才不再变化，说明方案2在扩大生产压差生产后期气顶气仍起到了较好的驱油作用。如果把累计产气量看作气顶能量，在累产气基本一致的情况下，方案2的开发方式气顶能量利用率更好。

图5 各方案累产气随时间的变化曲线

图6 各方案采出程度随累产气的变化曲线

3.1.4采收率特征

从图7所示的各方案采出程度随时间的变化曲线可以看出，以调整生产压差的时刻为界限，调整之前方案1采出程度为13.46%，方案2采出程度为19.35%，方案1较方案2降低了5.89个百分点；调整之后方案1采出程度提高了16.72个百分点，方案2采出程度提高了13.79个百分点；方案1的最终采收率为30.18%，方案2的最终采收率为33.14%。

从采收率特征可以得出，2个方案采收率差异的决定性因素就在于无气窜采油阶段的采出程度，此阶段的采出程度越高，越能保证该类油藏开发效果，这也说明适当降低初期采油速度能够有效提高气顶油环油藏开发效果。

图7 各方案采出程度随时间的变化曲线

通过对不同采油速度实验的开采指标分析，发现气顶边水油藏开发初期采油速度为3%的开采效果要优于5%的开采效果，这是因为当采油速度相对更小时，无气窜采出程度更高，气顶能量利用率更高，所以采收率更高。低速开发提高采收率的机理可通过以下对气驱油前缘气油界面特征分析进行说明。

3.2 不同采油速度气驱界面特征

3.2.1对气油界面形态的影响

通过三维可视化模型得到不同采油速度下气驱油动态界面形态。由于气体黏度较小，且油气密度差异较大，气驱指进现象较为严重，气体趋向于从上部向油井方向突进。2个方案驱替至油井见气时的气油界面形态如图8所示，可以看出方案1采油速度高，油气界面从上部向油井方向突进，界面形态弯曲，锥进更加明显，表明高采油速度会加速气驱指进，使顶部气窜通道形成快，剩余油富集在边底部。

图8 各方案气驱油前缘气油界面形态

3.2.2对气油界面移动速度的影响

每隔一定时间记录内、外气油界面的运移距离，绘制出各方案气驱油前缘气油界面运移速度随时间的变化关系(图9)。从图9可以看出，方案1采油速度高，内、外气油界面运移速度差距随时间不断加大，明显大于方案2。以调整生产压差的时刻为界限，在扩大生产压差后，方案1内、外气油界面的移动速度差距出现加剧趋势，这主要是由于初期高采油速度形成了大气窜通道，扩大生产压差后气顶气沿大通道窜流，加剧了内、外油气界面的运移速度差。

综上所述，结合对开采指标特征和气驱界面特征的分析表明，降低采油速度生产，采用较小的生产压差，使气油界面较为均衡地推进，气驱波及更大，从而使气顶油环油藏无气窜阶段采出程度高，气顶气利用率高，最终采收率高。因此，对于该类气顶能量较强的气顶边水油藏，在开采过程中应结合实际矿场情况，在开发初期以3%采油速度进行生产，这样可以更加合理地控制气油界面的运移，防止气窜通道的过早形成；同时密切监测油藏气油比，通过气油比的反应调整采油速度，以期达到较好的开发效果。

图9 各方案气驱油前缘气油界面移动速度

4 现场生产实践

渤海JZ油田A油藏6井区I油组气顶能量充足，水体能量较弱，属于典型的大气顶弱边水油藏。该大气顶油藏整体为一个断裂半背斜构造，北西高南东低，受辽西1号、2号断层及内部次级断层分割，为一独立开发单元。该油藏含油气层系为沙河街组二段，储层埋深1 650 m，为辫状河三角洲前缘亚相沉积;测井解释储层孔隙度平均26.4%，渗透率平均279 mD，具有中高孔渗的储集物性特征;油藏原始地层压力为16.5 MPa，地层原油黏度0.71 mPa·s，原始气油比70 m3/m3。该油藏采用水平井平行流体界面穿多层天然能量开发，气顶指数2.2，边水水体倍数为5 倍。

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由于生产的需要，JZ油田A油藏6井区I油组初期采油速度为6.0%，油井投产后表现为初期采油速度高，单井平均日产油达到267 m3，但气油比上升快，产量递减快。通过及时对区块内的生产井缩油嘴控制采油速度至3%，该大气顶油藏气油比快速上升趋势得到了有效遏制并逐步降低，取得了较长的稳产期及较高的采出程度。区块内典型生产井B5H井生产曲线如图10所示，该井于2010年11月投产，初期日产油达到330 m3/d，生产7个月后气油比开始急剧上升，4个月内由126 m3/m3上升至654 m3/m3，表现出明显的气窜特征，产量下降至114 m3/d。在此期间通过及时缩油嘴，由4.6 mm缩小至2.5 mm，油井气油比逐步下降，最终产量稳定在104 m3/d，持续稳产2年以上，开发效果变好。目前该大气顶油藏已生产9年，采出程度达到29.6%，其中低气油比阶段(小于500 m3/m3)的采出程度达到18.2%，取得了较好的开发效果。

图10 JZ油田大气顶窄油环A油藏B5H井开采曲线

5 结论

1)对于气顶能量较强的气顶边水油藏，初期高采油速度开发易使气油界面沿储层上部窜进，促进了大气窜通道的早期形成，对开发产生不利影响。

2)气顶边水油藏无气窜采出程度的大小决定了油藏开发效果的好坏，尽可能延长无气窜采油期是该类油藏取得较高采收率的关键。

3)三维物理模拟实验及矿场生产实践表明，开发初期以3%左右采油速度开发气顶边水油藏，可以更加合理地控制油气界面的运移，防止气窜通道的过早形成，并通过密切监测油藏气油比，根据气油比的反应调整采油速度，使油藏开发初期稳定生产不气窜，能够取得较好的开发效果。

变量解释

η—相似准数；

L1、L2、H—油环长度、宽度、高度，m；

m—气顶指数，f；

θ—地层倾角，(°)；

ρo、ρw、ρg分别—油、水、气密度，kg/m3；

Kro、Krw—油相、水相相对渗透率；

μo、μw—地层条件下油、水黏度，mPa·s；

Soi—原始含油饱和度，f；

Bg、Bgi—气相体积系数、原始气相体积系数；

Z、Zi—气相状态因子、原始气相状态因子；

p、pi—地层压力、原始地层压力，MPa；

K—油层渗透率，mD；

Δp—生产压差，MPa；

t—生产时间，d；

φ—孔隙度，f；

Sor—残余油饱和度，f；

Swc—束缚水饱和度，f；

D—油井直径，m；

Hp—油井射孔段厚度，m；

qo、qw、qg—油、水、气相产量，m3/d；

N—地质储量，104m3；

g—重力加速度，m/s2；

pc—毛管压力，MPa。