葛丽珍， 朱志强， 王永平， 孟智强， 张占女

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)

0 引 言

气顶边水油藏在开发过程中存在气顶和边水两种能量的相互博弈及平衡[1-2]，由于气顶和边水能量差异及油藏本身的非均质性，开采过程中油藏内气油、油水界面的运移非常复杂[3]，这类油藏在开发后期剩余油分布规律认识难度大,目前研究以水驱后微观剩余油为主[4-8]。关于气顶边水油藏后期挖潜的研究，多集中在油藏中气顶的识别[9-11]、水平井井网优化[12-14]、以及注气提高采收率等方面[15-19]，气驱转水驱提高采收率研究相对较少。由于气、液流度及密度差异，气驱和水驱等不同开发方式下油藏采收率差异很大[20]，因此开展气顶边水油藏的剩余油分布规律及提高采收率实验研究对此类型油藏剩余油挖潜具有重要意义。基于此，笔者以渤海锦州25-1南油田为例，开展气顶边水油藏物理模拟开发实验，明确在气顶和边水双重作用下的剩余油分布规律及形成原因，指导油藏后续提高采收率策略的制定。

1 油田概况

锦州25-1南油田位于渤海辽东湾海域，其沙河街组为典型的气顶边水稀油油藏。油藏天然能量较强，气顶指数为1.5～2.0，边水倍数约为40。平面上油环跨度窄，约为400 m，常规面积井网难以部署，基于此特征，在油环中部署一排水平井开发(图1)。

油田自2009年投产，开发过程中由于气顶和边水能量差异，呈现出不同的生产特征。开发初期由于气顶能量较强，采油井表现为产能高、压力高的特征；2010年采油井开始气窜，气油比大幅上升，大量气顶气被采出，油藏压力下降，气驱油特征减弱，边水能量相对增强，边水开始推进，采油井开始见水；2012年采油井含水上升加快，水窜较严重，油井产能递减大，油藏压力急剧降低；2020年以后油藏压力低于原始压力的60%，采出程度达到30%以上，油井产能低，气窜、水窜均较严重，油藏急需寻求进一步挖潜的策略或方向。

2 一维气驱转水驱实验

通过一维填砂管模型来评价气驱转水驱开发后提高采收率的效果。

2.1 实验

由于气液密度差较大，设计水平、垂直两种填砂管模型进行对比实验，了解气驱转水驱后采收率提高幅度及重力作用的影响。填砂管尺寸为φ38 mm×400 mm，采用不同目数的砂粒填充，以达到需求的渗透率和孔隙度。实验用油为模拟油，黏度3.5 mPa·s，气驱介质采用天然气，实验流程如图2所示。

图2 一维物理模拟实验流程Fig. 2 Flow of one-dimensional physical simulation experiment

实验过程为首先进行模型饱和水模拟地层压力，约16 MPa。其次进行油驱水，建立束缚水饱和度，并计算原始含油饱和度。然后采用模拟油藏气顶的气瓶进行气驱油实验，气瓶压力随着气体采出不断下降，气驱油至无油采出，记录油体积、气油比及压力等。最后在气驱结束后继续开展水驱油实验，至无油采出，记录油、水体积等。

2.2 实验结果及分析

水平填砂管模型实验结果如图3a所示。可以看出：在0.6PV时模型发生气窜，气油比快速增加，产油量下降较快，采收率γ曲线上升变缓；在1.2PV时气驱油采收率达到24%，此时气窜严重，油采收率η基本不再提高；而后转注水开发，气油比下降，油采收率又逐步提高；在1.6PV时含水突破，油采收率增幅变缓；最终油采收率提高到54%，表明气驱转水驱后提高采收率空间巨大，达到30%。

垂直填砂管模型实验结果如图3b所示，可以看出，气驱油采收率能够达到66%，与水平填砂管相比，采收率提高较多，分析主要原因是气、油密度差异大，导致重力分异，气易聚集在填砂管上面，驱替更均匀，导致采收率较高。气驱基本不出油时转注水开发，水驱油采收率进一步提高到86%，气驱转水驱后仍有较大采收率提高空间，达到20%。

图3 一维物理模拟实验结果Fig. 3 Results of one-dimensional physical simulation experiments

两组实验均表明气驱转水驱后油的采收率仍有较大的提高空间，可为该类油藏后续提高采收率指出方向；另一方面重力作用在气驱油过程中起到很大的作用，实际油藏开发过程中应尽量利用重力作用提高油藏采收率。

3 气顶边水油藏模拟开发实验

利用大型物理模拟实验设备开展气顶边水油藏模拟开发实验，以了解不同阶段的开发特征，认识油、气、水三相渗流规律和剩余油分布规律，为后续进一步提高油藏采收率打下基础。

3.1 实验

大型物理模拟实验流程图与一维填砂管模型类似，将填砂管替换为大型三维模型(图4)，该模型可通过隔板建立不同渗透率的填砂模型，右侧连接气瓶来模拟气顶的大小，通过调整气瓶的体积模拟不同的气顶指数，左侧通过气瓶和装满水的中间容器来模拟边水，当模拟边水倍数较大，用气瓶代替大边水的弹性能。模型各参数按照实际油藏参数通过相似原则进行制作，采油井预先布置在油环中，根据不同流体的性质进行染色。通过颜色区分油、气、水三相，以便实现可视化；实验用气为氮气，无色；实验用油为标准黏度油，通过油溶性染色剂染成红色；实验用水为按照地层水离子组成配制模拟地层水，通过水溶性染色剂染成黄色。

图4 大型物理三维模型Fig. 4 Large physical 3D model

3.2 实验过程

根据油田实际储层特征及渗透率分布设计实验将模型分为3层，分别是顶部、中部和底部，渗透率分别为100、500和200 mD。实验中模拟气顶指数为2.0，边水倍数为40。由于气顶能量相对较大，模型中模拟水平采油井距离边水距离较近，如图5中黑线所示的位置。对油、水进行染色，不同区域(油环、边水、气顶)分别进行饱和，并计量饱和流体体积，如图5所示，剖面为实验开始前的初始状态，中部红色为油区，底部黄色为边水区，顶部白色为气顶区，模型中初始饱和油的体积为199 mL。

图5 模型初始剖面Fig. 5 Cross-section of experimental at initial state

实验过程中采油井采用0.1 mL/min的速度进行模拟开发，随着压力的下降，气顶和边水逐渐推进，油井发生气窜和水侵，记录不同时间段内油、气及水的采出量，并通过录像观察气侵和水侵特征及剩余油分布特征，结果如图6所示。气侵和水侵后油区红色变浅，表明油被驱替采出。

图6 衰竭开发实验结果剖面Fig. 6 Cross-section of exhaustion development experiment at end state

3.3 衰竭开发实验结果分析

为减少误差，采用累计曲线进行分析，实验结果如图7所示，根据曲线特征整个衰竭开发过程大体可分为4个阶段。

第一阶段为开发初期：由于气顶和边水能量充足，且气顶能量相对较强，气顶驱为初期主要驱动方式，油在气顶膨胀的作用下被采出，累产油Vy曲线线性增加，这一阶段持续时间一般相对较短。

第二阶段为气窜阶段：实验约120 min后气窜发生，产气量迅速增加，实验过程中大量气体携带油通过油井产出，产油量仍线性增加。从图6可以看出，中间高渗透率层(500 mD)颜色变化最为明显，表明该层发生气窜，且气窜对储层物性较敏感，天然气更容易沿着渗透率高的储层发生气窜；顶部低渗透率层(100 mD)也在气顶的作用下发生气驱油；从图6中也可以看出，大约有一半的储层被气驱动作用明显，颜色变浅；而底部中渗透率层(200 mD)气驱特征不明显，颜色变化相对较小，分析主要原因为气体相对较轻，油气密度差较大，在重力的作用下，气体多聚集于储层顶部和中部，导致底部气驱能量较少，为剩余油主要富集区域。

第三阶段为水窜阶段：随着气窜的持续发生，气顶压力进一步下降，边水能量相对变强，并开始抑制气窜的发生，实验300 min后油井开始产水，且累产水增加较快，产气量明显减少，累产气Vq曲线上升缓慢，表明此阶段水驱油为主要驱动方式。从图7可以看出，中间及底部高中渗透率层颜色变黄，边水侵入，含水率开始增加；顶部低渗透率层水侵较弱，油动用程度差，存在部分剩余油富集。

图7 气顶边水油藏衰竭开发模拟实验结果Fig. 7 Simulation results of exhaustion development experiment with gas cap edge water reservoir

第四阶段为衰竭末期阶段：相对于气体来说，水体的压缩性很小，油井采出边水后，水体能量下降很快，无法抑制气窜的发生，此时气顶和边水能量存在微妙的平衡及相互博弈，由于气顶及边水均到达油井，此时随着压力下降，产气量和产水量增加较快，油井产油量很小，累产油曲线上升缓慢，最终油采出量为66.8 mL，采出程度达到33.6%。

3.4 剩余油特征

从实验数据和照片资料得知，不同储层剩余油特征差异明显，主要是储层位置、驱替介质的不同及转变，导致剩余油赋存位置不一致。顶部储层：由于重力作用，气体优先聚集在储层顶部，尽管顶部储层渗透率小，也发生明显的气驱油，只是由于中部渗透率较大，发生气窜后产生层间干扰，顶部储层气驱油效率不高，剩余油富集于气顶区下半部分，如图6中标记①所示；后续的水驱阶段也是由于重力，边水对于顶部储层驱替效果差，剩余油也相对富集，如图6中标记②所示；与初始状态相比，颜色变化较小；中部储层：该层渗透率最大，且饱和度也最大，是开发的主力油层。初期气驱油特征明显，且最先发生气窜，气驱后气顶区存在部分剩余油，如图6中标记③所示；后续的边水驱阶段水驱效果也较好，下部剩余油较少，如图6中标记④所示。底部储层：该层渗透率中等，气驱阶段由于气顶多作用于中上储层，该层剩余油整体富集，如图6中标记⑤所示；后续边水驱阶段水驱油效果较好，下部基本无剩余油，如图6中标记⑥所示。整体来看，剩余油主要富集于气顶区，以动用气顶区剩余油为主要挖潜方向。

3.5 气驱转水驱实验结果分析

通过衰竭开发实验，已经明确剩余油分布规律，此时天然能量已较低，无法进一步有效驱替。为进一步提高油采收率，需要人工补充能量，实验中开展了气顶区注水研究，分别对3套储层气顶区转注水实验研究，气顶区注水位置及效果如图8所示，实验数据结果如图9中⑤阶段所示。顶部低渗透层剩余油存在于气顶区下部，转水驱后驱替油3.3 mL，采收率提高1.7%；中部高渗透层为主力层，且本身含油饱和度大，气驱后气顶区仍存在不少剩余油，转水驱后增油量为9.2 mL，采收率的提高幅度为4.6%；底部中渗透层气顶区剩余油较多，转注水后驱替油5.8 mL，采收率提高2.9%；合计气顶区转注水后能驱替油18.3 mL，采收率提高9.2%，提高幅度可观，为气顶边水油藏剩余油挖潜提供了实验依据，目前锦州25-1南油田正在开展气顶区注水方案研究。

图8 气顶区注水实验剖面 Fig. 8 Cross-section of water-flood development experiment

图9 气顶区注水实验数据结果Fig. 9 Simulation results of water-flood development experiment with gas cap edge water reservoir

4 结 论

(1)气顶边水油藏不同的开发特征主要是由于气顶、边水能量差异导致，开发过程中不同驱替介质的转变导致不同的开发特征和采收率。

(2)一维实验结果表明气驱转水驱后采收率提高的幅度仍较大，且重力作用对其采收率的影响较大。

(3)气顶边水油藏开发后期剩余油分布规律受控于气顶边水能量差异、储层非均质性、重力作用等，主要富集于气顶区附近，是主要挖潜方向。

(4)实验中气顶边水油藏气顶区注水提高采收率幅度仍较可观，可为同类型气顶边水油藏剩余油挖潜及方案编制提供基础。