复杂小断块油藏水驱辅助注气吞吐提高采收率研究

2021-10-26曲世元姜汉桥李俊键常元昊

特种油气藏 2021年4期

曲世元，姜汉桥，李俊键，周宇，马康，常元昊

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.NTNU Nanomechanical Lab, South-Trondelog, Trondheim 7491, Norway)

0 引言

复杂小断块油藏数量多分布广，在探明储量中所占比例高[1]。其在地质和开发因素的共同影响下[2-5]，虽注采流线流场稳定，水驱受限，但仍具有较大的开发潜力。目前针对复杂小断块油藏剩余油(高部位阁楼油、断层夹持剩余油、边角剩余油)[6]提高采收率的措施主要有不稳定注水[7]、注气吞吐[8-10]、水气交替注入[11-12]和气体辅助重力驱[13]。现有的措施专注于单纯利用注水或注气进行挖潜，均难以高效地动用区块内剩余油。而在当今低油价的形势下，新井经济效益差。为提高复杂小断块油藏剩余油整体动用效果，亟需形成低成本高效率的开发方式，以提高剩余油整体动用效果。基于当前井网实际，借助数模手段，进行了水驱辅助注气吞吐开发方式研究。一方面，从8个地层基本参数出发，结合经济极限换油率和闷井效率对该方法的油藏适应性进行分析，以筛选出适合的油藏；再利用单因素、正交实验结合响应面分析方法，对注采比等注入参数进行影响因素分析，进而确定其技术界限，最后利用胜利油田a-7区块对该方法进行验证。

1 水驱辅助注气吞吐开发模式探索

复杂小断块油藏由于其含油面积小，一般仅存在顶部及底部2口生产井，剩余油主要集中在顶部以及腰部。文中设计为高部位注气吞吐，形成人工气顶，动用构造高部位剩余油，改变水驱流场，同时，低部位水驱加速气顶形成，增强低部位剩余油动用。

基于复杂小断块油藏基本地质特征建立理想模型，模型倾角为15 °，模型面积为0.12 km2，属于带倾角的条带状小断块模型。网格平面尺寸为40×120，纵向上划分为5个层，默认高部位井距离构造顶部为100 m，低部位井距离构造底部为100 m，井距为400 m。模型孔隙度为25%，平面渗透率为500 mD，纵向渗透率为50 mD，储层厚度为10 m，原始地层压力为15 MPa。模型的基础开发方式为：2口井衰竭开采至合理生产压差后，底部井开始注水提供能量，转为水驱开发直到含水率达到90%。基础开发方案结束后，采出程度为29.74%，水驱后的剩余油主要集中在构造高部位，但井间可动油的动用并不完全。

基于该模型，设计了水气注入速度比、阶段二与阶段一增压比及注采比3因素2水平的方式，判断各个阶段中是否需要注水，并最终确定水驱辅助注气吞吐的最优工作模式。正交实验设计如表1所示。评价指标为达到极限生产条件下所对应的采收率。

表1 3因素2水平正交实验设计

根据数值模拟结果统计正交实验结果，利用极差法对正交实验进行分析可知，在顶部井注气吞吐的各阶段均需要进行底部井的注水辅助，当各阶段底部井都进行注水辅助时，开发效果达到最优。

水驱辅助注气吞吐最优的工作模式示意图如图1所示，阶段一为顶部井注气底部井注水，同时补充能量；阶段二与阶段三均属于顶部井闷井阶段，阶段二底部仍继续注水增能，阶段三底部井关井，转化为整个区块的纯闷井阶段；阶段四为开采阶段，人工气顶形成后，底部井注水辅助，顶部井开采原油。

进一步利用典型模型将所得到的最优工作模式与常规措施(后续水驱以及注气吞吐)下的开发效果进行对比，数值模拟统计结果见表2。由表2可以看出，水驱辅助注气吞吐的开发效果明显优于其他2种开发措施，高部位剩余油被有效动用，井间剩余油也进一步得到了动用，即水驱辅助注气吞吐具有良好的提高采收率效果。

表2 不同措施开发效果对比

2 水驱辅助注气吞吐油藏适应性及技术界限研究

2.1 油藏适应性分析

基于典型模型，通过改变储层的物性参数，评价对应油藏的人工气顶形成速度及换油率，以经济极限换油率和闷井时间为水驱辅助注气吞吐开发效果的评价指标。

对于目前注气开发，现场施工的注气成本为1.65 元/m3，其中，注气设备成本为0.65 元/m3，人工费为1.00 元/m3；注入气的体积系数为0.005 m3/m3，以油价50.00美元/桶(折合人民币为2 187.50 元/m3)，国内断块油藏(胜利油田为例)一般性注水开发油藏原油平均成本为1 093.75 元/m3，以简单的经济极限折算，即人工气顶驱注气开发盈利为0时，利用式(1)可以得到换油率经济下限为0.3。

(1)

式中：ω下限为换油率经济下限，m3/m3；No为累计产油量，m3；NinjG为累计注气量，m3；Bg为气相体积系数，m3/m3。

2.1.1 单因素分析

经过文献调研，选取了可能影响换油率及气顶形成时间(形成稳定气顶所需要的闷井时间)的主要8个油藏物性参数(倾角、水平渗透率、原油黏度、垂向与水平渗透率比值、油气密度差、储层厚度、韵律性以及断块形状)。不同参数的影响效果如图2所示。逐一分析不同参数对换油率及气顶形成时间的影响(蓝线表示换油率，换油率应高于蓝色虚线；红线表示气顶形成时间，闷井时间应低于红色虚线，取二者交集，可得合理范围)，可以得到对应的油藏筛选条件。

2.1.2 关联性分析

利用各个元素之间变化趋势的相似性和相异性确定对应元素之间关联程度(灰色关联度)的方法称为灰色关联法[14-23]。基于灰色关联法。评价不同参数对提高采收率效果的影响程度，将不同参数的变化范围进行归一化处理，通过不同参数变化条件下对应的换油率评价不同地质参数对人工气顶驱开发影响的程度。不同参数的影响程度进行排序(表3)。

表3 基于灰色关联法评价的关联程度

利用关联度对影响程度进行分级(1级，关联度不小于0.70；2级，关联度为0.60～0.70；3级，关联度小于0.60)，结合不同因素的单因素分析结果，建立了适用于人工气顶驱开发的油藏筛选标准(表4)。

表4 水驱辅助注气吞吐油藏筛选条件

2.2 技术界限研究

进一步利用数值模拟探索水驱辅助注气吞吐的技术界限，研究水气注入速度比、阶段二与阶段一增压比和注采比对水驱辅助注气吞吐开发效果的影响，采用Box-Behnken响应面优化实验设计，分别在低、中、高的3个水平上进行中心复合设计，共17组实验。3因素3水平：气水注入速度比(低：1.0；中：5.0；高：10.0)、阶段二阶段一增压比(低：0.1；中：0.5；高：1.0)和注采比(低：0.1；中：0.5；高：0.9)。

在响应面分析中，利用F值进行统计结果的显著性检测，利用p值来检测每个回归系数的显著性，p值越小，表明结果越显著。由表5可知，模型F值为19.37，p<0.05，说明模型具有显著的适应性，回归方程代表的各因素与响应值之间的非线性方程关系是显著的。进一步通过计算模型决定系数R2、变异系数以及信噪比评估模型的可信度[15]。模型决定系数R2为0.996，变异系数CV为1.31%，信噪比为17.379，计算结果支撑了该模型的高可信度，模型可用于预期的优化预测实验。

由表5可知，水气注入速度比、阶段二与阶段一增压比和注采比均对采收率有显著影响，交互项中，注采比和阶段二与阶段一增压比的交互作用对采收率有显著影响，二次项中，水气注入速度比和注采比均对采收率有显著影响，其他p值均大于0.05，说明其显著性不明显。

表5 响应面分析

由图3具体分析占优区域，对于因素AB而言，气水注入速度比为5.5～8.5时能够取得较好的开发效果，而阶段二与阶段一增压比越小越好，为0.10～0.33时能够达到良好效果。对于因素AC来说，当注采比为0.4～0.7、气水注入速度为6.5～10.0时，水驱辅助注气吞吐的开发效果较好；当注采比为0.3～0.6、阶段二与阶段一增压比为0.1～0.3时整体效果最佳。综合考虑，水驱辅助注气吞吐的合理的技术政策界限为：气水注入速度比为6.5～8.5，阶段二与阶段一增压比为0.1～0.3，注采比为0.4～0.6。在实际油藏的开发中，具体比例数值以及注气速度、闷井时间和注水增压速度依据油藏的实际开发策略加以明确。

图3 相关因素关系

3 实际区块开发效果预测

3.1 区块概况及历史拟合

根据上述油藏筛选标准，选择胜利油田a-7区块进行水驱辅助注气吞吐开发研究。该区块储层孔隙度为23%，储层平均渗透率为295 mD，非均质性较弱，地层倾角为14 °，有效厚度为6.1 m，夹层相对不发育，地下原油黏度为2.8 mPa·s，地下原油密度为0.78 g/cm3，油藏面积为0.16 km2，原始控制地质储量为4.10×104m3。a-7区块仅有2口生产井，分别位于构造高部位和中部位，2010年9月投入开发，由初期的衰竭开发转换为水驱开发方式，截至2017年7月，区块含水率达到94%，区块采出程度为16.53%。对所建立的数值模拟模型进行定采液量拟合前期开发区块开发动态，拟合率为0.975。

3.2 水驱辅助注气吞吐开发效果评价

依据水驱辅助注气吞吐的开发方案进行模拟预测，并与后续水驱以及注气吞吐进行效果对比。模拟结果表明，水驱辅助注气吞吐相比基础水驱开发采收率提高12.96个百分点，较后续水驱措施及注气吞吐调整措施采收率提高3.27个百分点、1.77个百分点。水驱辅助注气吞吐的提高采收率效果明显。

对比3种开发方式的剩余油饱和度可以发现(图4)，后续水驱开发方式始终无法动用构造高部位剩余油，注气吞吐方式与水驱辅助注气吞吐方式均能够有效动用高部位剩余油，相比注气吞吐，由于有了底部注水辅助，置换下来的剩余油能够被更好地动用，同时，进一步对井间部位的剩余油进行了持续动用，区块整体的提高采收率效果更好。