王雨，雷源，江聪，杨明，李扬

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

油区和气顶是一个统一的水动力系统，开发前油气界面保持稳定状态，开发后由于储层流体被采出，这种压力平衡被打破，导致油区和气顶之间发生油气互窜现象。当天然气侵入油区后，产油量急剧下降，严重时出气不出油，影响油井稳产；而原油侵入气顶会造成巨大的浪费，原油的采收率要受到影响。

目前，国内许多学者对气顶油藏进行了研究。房娜等[1]对大气顶油藏产能的影响因素进行了分析，认为气顶指数、储层非均质性和水平段垂向位置是影响气侵规律的主要因素。童凯军等[2]对大气顶窄油环油藏的屏障注水开发技术进行了研究，认为大气顶油藏应采用屏障+边外注水的模式，且屏障注水比例为60%时开发效果最好。刘佳等[3]对气顶油藏屏障注水运移规律及驱油机理进行了研究，认为屏障注水可以隔离气顶和油环，实现气顶油环单独开采，防止油气互窜。范子菲等[4]提出，油气界面运移是影响油藏开发效果的关键因素。但是，以上研究主要针对大气顶油田的屏障注水机理以及适应性，对影响小气顶油藏（气顶指数小于0.5）开发效果的研究较少，并且油气界面运移规律主要通过室内实验方法进行研究，矿场应用困难[5]。对于不同类型的气顶油藏，国内外学者已经制定了不同的开发原则[6-8]，小气顶油藏应采用面积注水、不采气的方式进行开发。为了有效防止小气顶油藏油气区原油、天然气相互窜流，本文基于数值模拟和油藏工程方法，研究了小气顶油藏面积注水时油气界面的下移规律。

1 油田概况

渤海B油田位于渤海南部海域，主力含油层系为明化镇组下段Ⅱ，Ⅲ油组，明化镇组下段属浅水三角洲沉积，储层物性好，具有高孔、高渗的储集物性特征。该油田平面上和纵向上具有多套油气水系统，油藏类型主要为岩性-构造油藏和岩性油藏。油田天然能量较弱，主要驱动类型为气顶气驱、边底水驱和人工水驱（气顶指数小于0.5，水体倍数小于5.0）。该油田2009年12月投入开发，采用不规则井网注水开发。

小气顶油藏采用注水开发。随着开发的进行，当油区压力低于气区时，油气界面向油井运移，油井发生气侵；开始注水后，油气区压力逐渐平衡，油气界面趋于稳定，气侵现象减弱；加强注水后，油气界面反向运移，油井含水率上升（见图1—图2）：由此可见，油气界面运移是影响小气顶油藏开发效果的关键因素[9]。

图1 小气顶油藏注水开发时油气界面运移示意

图2 小气顶油藏生产曲线

2 油气界面下移规律

根据物质平衡原理[10-12]，可以计算气顶侵入油区的体积Vob，并且气顶侵入油环量和油环侵入气顶量的绝对值相等。

假设内外油气界面运移速度相等，即油气界面平行下移，根据容积法，可以得到油气界面移动速度：

但是求取Vob时，选取不同的注采比和采油速度，油井含水率的上升规律也随着变化，所以在应用式（2）时还需要考虑油井含水率的变化。

2.1 应用数值模拟法确定油井动态参数

基于油田特征，建立一个30×20×10的气顶边水油藏机理模型。x，y方向网格步长平均为25 m，z方向网格步长平均为1 m，模型基本参数见表1。

表1 模型基本参数

模型设置一注一采进行研究，分别在采油速度为3%和注采比为1.0的情况下，预测含水率与采出程度的关系图版（见图3）。结果表明：采油速度一定时，随着注采比的增大，含水上升速度逐渐增大；注采比一定时，随着采油速度的增大，含水上升速度逐渐增大。

图3 不同注采比和采油速度下含水率与采出程度的关系

2.2 应用动态油气相渗曲线回归法确定Sor

通常根据油气相渗曲线来确定Sor，但是油田实际油气相渗数据较少，且测定的相渗数据不足以代表所有的储量单元；因此，本文应用动态油气相渗曲线回归法确定Sor。当油气界面向油区运移，该过程为气驱油过程，此时渗流形式应为线性流，所以根据线性渗流公式，可以得到油气相渗比值是某一时刻生产气油比的函数：

利用物质平衡方法得出含油饱和度：

因此，根据同一时刻的油井生产气油比和采出程度，可由式（5）和式（6）得出 Krg/Kro与 So关系的散点图（见图4），拟合关系呈指数递减。根据已有相渗曲线，绘制Krg/Kro与So的曲线并计算末端点的导数值f′（Sor），然后根据式（7）求取平均值 f′ave（Sorc）。

图4 Krg/Kro-So关系散点图

根据生产动态回归的曲线端点值求导（见图4），求取导数值所对应的自变量S′or。

油气界面移动速度变形为

3 油气界面下移规律图版

将砂体动、静态数据代入式（8），静态数据见表1，原油体积系数、气体体积系数根据实验数据求取（见图5），即可计算得出不同工作制度的油气界面下移规律图版（见图6）。应用该图版，即可快速查到砂体合理的工作制度。油气界面移动速度为正值，表示界面向油区运移；油气界面移动速度为负值，表示界面向气区运移。

图5 原油体积系数、气体体积系数与地层压力的关系

图6 油气界面下移规律图版

由图6可知，油气界面移动速度与采油速度成正比，与注采比成反比。对于某一个采油速度，都存在一个合理的注采比，使得油气界面移动速度为0，有效防止油侵或气侵现象发生。

4 矿场应用

以渤海B油田A砂体为例，该砂体为一注一采的开发井网，气顶指数为0.31，目前日产油量为60 m3，采油速度为4%，注采比为0.93。结合图版分析，由于注采比较低，油气界面向油区运移，气体侵入油区，影响了油井的产能，所以将注采比提高至1.15，增注后砂体日增油量为20 m3（见图7）。应用该技术，合理地评估了油井潜力，提出了措施方向，为油井高效挖潜、油田持续稳产提供了技术支撑。

图7 A砂体开发生产曲线

5 结束语

本文基于数值模拟和油藏工程方法，研究了小气顶油藏面积注水时的油气界面下移规律。结果表明，小气顶油藏在开发过程中，采油速度、注采比是影响油气界面运移的主控因素。对于某一个采油速度，都存在一个合理的注采比，使得油气界面移动速度为0，气顶、水体对油环产生均匀驱替，此时开发效果最佳。小气顶油藏应用面积注水，当采油速度不变时，低采油速度搭配低注采比、高采油速度搭配高注采比，可使气顶能量与面积注水能量协同作用，达到最佳开发效果。采油速度提高，则相应提高注采比较为合理。研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发，改善了油田开发指标，对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义。

6 符号注释

Vob为气顶侵入油区的体积，m3；Np为累计产油量，m3；Bo为目前原油体积系数；Rp，Rs分别为生产气油比、原始气油比，m3/m3；Bg，Bw分别为气体体积系数、地层水体积系数；N为地质储量，m3；Boi为原始原油体积系数；Cw，Cf分别为地层水压缩系数、孔隙压缩系数，MPa-1；Swc为束缚水饱和度；Δp 为地层压差，MPa；Wi，Wp分别为累计注水量、累计产水量，m3；v为油气界面移动速度，m/a；L 为油气过渡带宽度，m；w 为油藏宽度，m；t为生产时间，a；φ 为孔隙度；Sor，S′or分别为气驱残余油饱和度和修正后的残余油饱和度；α为地层倾角，（°）；Qo，Qg分别为日产油量、日产气量，m3；A为横截面积，m2；K，Kro，Krg分别为绝对渗透率、油相渗透率、气相渗透率，10-3μm2；pe，pw分别为供给边界压力、井底压力，MPa；μo，μg分别为油、 气的黏度，mPa·s；L1为油气界面距离油井的距离，m；So为含油饱和度；n为相对渗透率曲线的个数。