黃建廷，潘廣明，吳金濤，張彩旗，屈繼峰

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

弱揮發(fā)性油藏具有易揮發(fā)、易收縮的特點，開發(fā)特征與常規(guī)黑油不同[1-3]。QX油田是渤海第一個投入開發(fā)的弱揮發(fā)性油藏，具有高溶解氣油比、高體積系數(shù)、低地飽壓差的特征，邊底水不發(fā)育。投產(chǎn)后采用衰竭開發(fā)，初期采油速度高達(dá)4.2%，衰竭開發(fā)7 a后，地層壓力由30.5 MPa降至15.0 MPa，采油速度降至1.1%，已不能滿足海上油田高速開發(fā)的需求[4-9]。前人研究表明，衰竭開發(fā)后轉(zhuǎn)注水能顯著改善此類油田開發(fā)效果[10]。相比于常規(guī)注水，周期注水對改善常規(guī)油田開發(fā)效果更具優(yōu)勢[11-14]。周期注水開發(fā)中[15]，毛管的驅(qū)替和吸入過程交替進(jìn)行[16]，高、低滲層周期性進(jìn)行流體交換，進(jìn)而改善開發(fā)效果[17]，這是周期注水重要的增油機理[18]。然而，不同地質(zhì)特征油藏周期注水效果差異明顯[19]，其中毛管力是影響周期注水效果的重要因素，而受潤濕滯后及孔隙幾何形態(tài)影響，毛管力滯后以及相滲曲線滯后現(xiàn)象普遍存在[20-21]。因此，有必要針對此類弱揮發(fā)油藏開展考慮滯后影響的后續(xù)注水策略研究，為相似油田開發(fā)提供借鑒。

1 滯后效應(yīng)對油田開發(fā)的影響

1.1 QX油田衰竭開發(fā)特征

投產(chǎn)初期，QX油田采用衰竭方式開發(fā)，開發(fā)特征如下：①初期產(chǎn)能高。該油田投產(chǎn)初期單井平均日產(chǎn)油為200 m3/d，采油速度高達(dá)4.2%；②地層壓力下降快。QX油田邊底水不發(fā)育，屬于天然能量較弱的油藏，加之地下原油體積系數(shù)高，地層壓力以10.8%的遞減率下降，投產(chǎn)7 a后，地層壓力降至15.0 MPa；③油井脫氣嚴(yán)重。由于地層壓力下降快，地飽壓差只有1.6 MPa，油田投產(chǎn)第2年，油井出現(xiàn)脫氣現(xiàn)象，至第4年，生產(chǎn)氣油比高達(dá)751 m3/m3，部分高部位油井的生產(chǎn)氣油比達(dá)到3 300 m3/m3；④產(chǎn)量遞減快。油田在衰竭開發(fā)階段的年遞減率達(dá)到20.8%，生產(chǎn)7 a后，采油速度降至1.1%，而階段采出程度只有16.0%。

1.2 滯后效應(yīng)影響機理

衰竭開發(fā)后轉(zhuǎn)注水能顯著改善油田的開發(fā)效果，而滯后效應(yīng)對后續(xù)注水策略的制訂(尤其是周期注水)具有重要意義。滯后效應(yīng)主要包括毛管力滯后和相滲曲線滯后[22](圖1，圖中：Swcon為束縛水飽和度，Sorw為殘余油飽和度，Sorwmax為最大殘余油飽和度)。毛管力滯后[23]是指排驅(qū)過程對應(yīng)的毛管力曲線(AB)與滲吸過程對應(yīng)曲線(BC)不能完全重合；相滲曲線滯后[24]是指滲吸過程對應(yīng)的油相殘余油飽和度端點值要高于排驅(qū)過程(對應(yīng)2條油相相滲曲線A1B1和B1C1)。在周期注水停注階段，毛管力的排驅(qū)曲線將控制油水場重新分布，發(fā)揮滯水排油作用，在增注階段，注入能量的變化造成地層壓力重新分配，從而發(fā)揮油層彈性排油作用[25]。若不考慮相滲曲線滯后，最終采收率將偏大；若不考慮毛管力滯后，最終采收率將偏小。因此，在周期注水效果預(yù)測中，應(yīng)當(dāng)考慮滯后效應(yīng)對地下油水飽和度場分布的影響。

圖1 滯后效應(yīng)示意圖

2 考慮滯后效應(yīng)的注水策略

2.1 數(shù)值模型建立

QX油田屬扇三角洲前緣沉積，油田主力含油層位為沙河街組，油藏埋深為3 000 m，壓力系統(tǒng)正常(原始地層壓力為30.5 MPa)，地飽壓差相對較小(飽和壓力為28.9 MPa)，儲層具有中孔、中滲特征(平均孔隙度為20%，平均滲透率為150×10-3μm2)，地層流體原油黏度較低(0.35 mPa·s)，原油體積系數(shù)為1.780，原油溶解氣油比相對較高(221 m3/m3)。原油組分分析結(jié)果表明，QX油田原油中間烴含量明顯高于常規(guī)黑油，但接近和略低于揮發(fā)油，輕質(zhì)組分和重質(zhì)組分介于常規(guī)黑油和揮發(fā)油之間，屬于典型弱揮發(fā)性原油(圖2)。

圖2 油氣藏類型三元相圖

以QX油田地質(zhì)油藏參數(shù)為原型，建立一注一采正韻律油藏機理模型，采用數(shù)值模擬軟件CMG的IMEX模塊開展考慮滯后影響的數(shù)值模擬研究，數(shù)值模型采用的相滲曲線和毛管力曲線見表1。模擬油田實際衰竭開發(fā)歷程，對后續(xù)分別采用常規(guī)注水和周期注水的開發(fā)效果進(jìn)行對比。模型的周期注水半周期為1個月，定液量生產(chǎn)，單井日產(chǎn)液量為100 m3/d，注采比為1∶1，保證1個注水周期內(nèi)的累計注水量和常規(guī)注水相等，模擬計算時間相同。研究結(jié)果表明，針對長期衰竭開發(fā)的弱揮發(fā)油藏，后續(xù)采用常規(guī)注水和周期注水的最終采收率分別為35.4%和36.5%，相比于常規(guī)注水，周期注水能夠提高采收率1.1個百分點。

表1 模型考慮滯后效應(yīng)的相滲曲線和毛管力曲線

2.2 注采井間“三區(qū)兩帶”特征

增效油飽和度指開發(fā)相同時間不同開發(fā)方式下剩余油飽和度的差值。通過建立增效油飽和度，能夠?qū)崿F(xiàn)不同提高采收率方式增油位置的描述[26-27]。周期注水與常規(guī)注水的增效油飽和度見圖3。

由圖3a可知，周期注水與常規(guī)注水相比，增效油飽和度在注采井間分區(qū)特征明顯。弱揮發(fā)性油藏具有高溶解氣油比、高體積系數(shù)、低地飽壓差的特點，因此，衰竭開發(fā)后，地層壓力下降顯著，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?，地層脫氣?yán)重，受密度差異影響，脫出的溶解氣將在油藏的高部位形成次生氣頂，因此將靠近生產(chǎn)井的區(qū)域定義為次生氣頂區(qū)(C區(qū))。QX油田的地下原油黏度低于水相黏度，從油水流度比來看，在注水開發(fā)后將形成較均勻的驅(qū)替，因此，在注水井周圍形成水富集區(qū)(A區(qū))，在A區(qū)和C區(qū)之間剩余油較富集，定義為油富集區(qū)(B區(qū))。在A區(qū)和B區(qū)之間存在1條近“紡錘體”形的增效油條帶，增效油飽和度的范圍為0.00～0.32，此區(qū)域增效油飽和度均為正值，代表采用周期注水相比常規(guī)注水能夠額外多動用的剩余油。在周期注水停注階段，毛管力控制油水場重新分布，油從低滲層流向高滲層；重新注水半周期時，這部分油從高滲通道被采出，因此，將此“紡錘體”條帶定義為滯水排油帶(D帶)，滯水排油帶分布在水驅(qū)前緣附近。在B區(qū)和C區(qū)之間也存在1條近“紡錘體”形的增效油條帶，增效油飽和度范圍為-0.18～0.00，此區(qū)域增效油飽和度為負(fù)值，代表采用周期注水相比常規(guī)注水少動用的剩余油。在周期注水的增注階段，次生氣頂區(qū)氣體彈性大，B區(qū)的原油被驅(qū)替進(jìn)入C區(qū)，在周期注水停注階段，由于離高滲通道遠(yuǎn)，這部分剩余油不能充分排出，因此，將此條帶定義為滯油排氣帶(E帶)。由圖3b可知，D帶沿注水井呈環(huán)形分布， E帶以生產(chǎn)井為中心呈環(huán)形分布。

圖3 考慮滯后效應(yīng)的周期注水與常規(guī)注水增效油飽和度

綜上所述，與常規(guī)注水相比，周期注水增效油在注采井間呈現(xiàn)“三區(qū)兩帶”特征，沿注采方向分別發(fā)育水富集區(qū)、滯水排油帶、油富集區(qū)、滯油排氣帶以及次生氣頂區(qū)。從增效強度來看，滯水排油帶(D帶)的正增效要優(yōu)于滯油排氣帶(E帶)的負(fù)增效，因此，周期注水與常規(guī)注水相比，能夠提高采收率。盡管如此，對長時間衰竭開發(fā)的弱揮發(fā)性油藏來說，次生氣頂靠近生產(chǎn)井，使得周期注水增注階段難以通過注入能量的變化發(fā)揮油層彈性排油作用，這對提高采收率是不利的，因此，有必要通過后續(xù)注水策略的優(yōu)化減小次生氣頂?shù)挠绊?，以進(jìn)一步改善注水效果。

2.3 雙段塞注水策略

弱揮發(fā)性油藏長期衰竭開發(fā)，在采用周期注水前，應(yīng)采用強化注水以快速恢復(fù)地層壓力，減小次生氣頂對開發(fā)的影響，增大生產(chǎn)井與油富集區(qū)的接觸范圍，從而進(jìn)一步改善周期注水階段的開發(fā)效果。因此，針對長時間衰竭開發(fā)的弱揮發(fā)油藏，后續(xù)注水可分為強化注水和周期注水2個階段。在強化注水階段，需通過較高的注采比快速恢復(fù)地層壓力?；赒X油田注入井的最大注入能力和生產(chǎn)井產(chǎn)液能力，強化注入階段按照最大注采比3∶1注入，周期注水階段采用等時、半周期為1個月、注采比為1∶1注入，對強化注水階段轉(zhuǎn)周期注水的時機進(jìn)行優(yōu)化(表2)。

方案1為衰竭開發(fā)7 a后(地層壓力為15.0 MPa)直接轉(zhuǎn)周期注水，方案2～5分別為通過強化注水恢復(fù)地層壓力到相應(yīng)水平后轉(zhuǎn)周期注水，其中方案4為通過強化注水恢復(fù)到泡點壓力轉(zhuǎn)周期注水，方案5為通過強化注水恢復(fù)到原始地層壓力后轉(zhuǎn)周期注水。結(jié)果表明，方案4采收率較高，開發(fā)效果較好。這是由于通過強化注水，地層壓力恢復(fù)至飽和壓力附近，地層原油黏度最小，有效減弱了次生氣頂對生產(chǎn)井的影響，為周期注水階段進(jìn)一步改善開發(fā)效果奠定了基礎(chǔ)。因此，優(yōu)選方案4為強化注水轉(zhuǎn)周期注水時機。

表2 強化注水轉(zhuǎn)周期注水時機

周期注水的半周期是影響周期注水效果的重要因素[28]。在確定轉(zhuǎn)周期注水時機的基礎(chǔ)上，分別設(shè)計周期注水階段的半周期為1、2、3、4、5個月，最終采收率結(jié)果分別為38.4%、38.9%、37.8%、37.2%、36.6%。結(jié)果表明，周期注水階段采用等時、半周期為2個月效果較好。這是由于半周期過短，形成的層間壓差小，采收率提高幅度值低；半周期過長，在停注半周期地層壓力下降幅度大，油井脫氣半徑大，開采效果差。

綜上所述，與常規(guī)注水開發(fā)相比，周期注水能夠提高采收率1.1個百分點，在此基礎(chǔ)上，基于滯后效應(yīng)分析建立的先強化注水后周期注水的雙段塞注水策略，可以減弱次生氣頂對開發(fā)的影響，能夠?qū)⒉墒章侍岣咧?8.9%。

3 轉(zhuǎn)注水開發(fā)效果

以建立的弱揮發(fā)油藏雙段塞注水策略為指導(dǎo)，通過邊部高含水井轉(zhuǎn)注的方式開展了衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)注水開發(fā)實踐。為有效降低層間干擾影響，劃分3套開發(fā)層系保證注水效果，轉(zhuǎn)注2口構(gòu)造低部位高含水井形成2注6采注采井網(wǎng)，QX油藏注水井的平均吸水強度為30 m3/(d·m)，平均視吸水指數(shù)為55 m3/(d·MPa)，此類油田的注水能力能夠滿足雙段塞階段的注水需求。強化注水階段設(shè)計注采比為3∶1，周期注水階段設(shè)計注采比為1∶1，目前處于強化注水階段。QX油田轉(zhuǎn)注水開發(fā)后的地層壓力和年產(chǎn)油變化曲線見圖4。由圖4可知，在前7 a衰竭開發(fā)階段，地層壓力以10.8%的年遞減率降低，在轉(zhuǎn)注水開發(fā)后，地層壓力明顯升高，年遞增率達(dá)到8.4%。油田脫氣現(xiàn)象得到明顯控制，生產(chǎn)氣油比由衰竭開發(fā)階段的551 m3/m3降至注水階段的202 m3/m3，表明強化注水階段有效恢復(fù)了地層壓力，減小了次生氣頂對生產(chǎn)的影響。油田年產(chǎn)油綜合遞減率由衰竭開發(fā)階段的20.8%改善為注水階段的-12.7%，油田開發(fā)效果變好。利用遞減法預(yù)測采收率結(jié)果表明，弱揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)技術(shù)采收率僅為18.0%，而通過雙段塞注水開發(fā)技術(shù)采收率能夠達(dá)到36.3%，提高采收率18.3個百分點，效果顯著。

圖4 QX油田地層壓力和年產(chǎn)油變化曲線

4 結(jié) 論

(1) 若不考慮相滲曲線滯后和毛管力滯后，后續(xù)注水開發(fā)預(yù)測的采收率結(jié)果將分別偏大和偏小，因此滯后效應(yīng)對弱揮發(fā)油藏注水策略的制訂具有重要意義。

(2) 與常規(guī)注水相比，周期注水增效油在注采井間呈現(xiàn)“三區(qū)兩帶”特征，從增效強度來看，滯水排油帶的正增效要優(yōu)于滯油排氣帶的負(fù)增效，周期注水較常規(guī)注水仍能提高采收率1.1個百分點。

(3) 長期衰竭開發(fā)弱揮發(fā)油藏的注水策略包括強化注水和周期注水2個段塞，強化注水轉(zhuǎn)周期注水的時機為地層壓力恢復(fù)到泡點壓力，周期注水階段采用等時、半周期為2個月時效果較好。

(4) QX油田由衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)注水開發(fā)后，年產(chǎn)油綜合遞減率由衰竭開發(fā)階段的20.8%改善為注水階段的-12.7%，效果顯著，可通過考慮滯后效應(yīng)建立的雙段塞注水策略提高此類弱揮發(fā)油藏的采收率。