孟令強 王彥利 陽中良 張連枝 唐慧敏

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

0 引言

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，目前邊際油氣藏開發(fā)在未來增產(chǎn)中將占越來越重要的地位[1-2]。邊際油氣藏能否經(jīng)濟有效開發(fā)與目前的開發(fā)模式、開采工藝、經(jīng)濟環(huán)境條件密切相關(guān)[3-4]。油氣人工運移開發(fā)方法是針對儲量規(guī)模小、分布分散、異常高壓等海上邊際油氣藏經(jīng)濟有效的開發(fā)方式[5]，該方法的主要原理是通過人造運移通道的引流作用，以邊際油氣藏儲層與已開發(fā)油氣藏儲層之間的壓力差作為主要動力，將油氣流體運移至已開發(fā)儲層，然后充分利用已開發(fā)儲層現(xiàn)有的井網(wǎng)及平臺設(shè)施開發(fā)，實現(xiàn)對邊際油氣藏的間接、經(jīng)濟開發(fā)。目前該方法在國內(nèi)外僅處于探索研究階段，并未進行實踐[3]，因此為驗證油氣人工運移的可行性和指導人工運移先導試驗的實施，從系統(tǒng)分析理論和物質(zhì)平衡原理出發(fā)，綜合解析模型和數(shù)值模型，建立油氣兩相人工運移流量預測方法。

1 油氣兩相人工運移流量預測方法

油氣人工運移開發(fā)的流體運移過程包括3個環(huán)節(jié)[5]：即從油氣供給的油氣藏至人工運移通道井入口的滲流、人工運移通道井筒內(nèi)管流和人工運移通道井出口到目標油氣藏的滲流，整個流體運移過程中壓力和流量是連接3個環(huán)節(jié)的主要參數(shù)，壓力是運移的主要動力，壓力克服流動阻力產(chǎn)生運移流量。

1.1 節(jié)點解析模型的建立

節(jié)點系統(tǒng)分析[6-9]的基本思想是在某部位（環(huán)節(jié)）設(shè)置節(jié)點，將系統(tǒng)隔離為相對獨立的子系統(tǒng)，把由節(jié)點隔離的各流動壓力和流量的變化關(guān)系的數(shù)學模型有序地聯(lián)系起來，以確定系統(tǒng)的流量。在油氣人工運移開發(fā)系統(tǒng)中，通過系統(tǒng)節(jié)點設(shè)置可以把系統(tǒng)分為3個部分，確定出4個節(jié)點位置（圖1），其中供給油氣藏邊界為始節(jié)點（第1點），目標油氣藏邊界為末節(jié)點（第4點）。

圖1 油氣人工運移系統(tǒng)節(jié)點位置示意圖[5]

1.1.1 油氣藏中滲流能力分析

油氣從源油氣藏儲層流入運移通道井眼內(nèi)（節(jié)點1至節(jié)點2）以及油氣從運移通道井眼流入目標已開發(fā)油氣藏儲層中（節(jié)點3至節(jié)點4），均與常規(guī)的油、氣、水在地層多孔介質(zhì)中的流動形態(tài)和運動的滲流力學規(guī)律相符?？紤]油氣兩相滲流的影響，簡化處理，假設(shè)以下條件：①氣油兩相流動形式為平面徑向穩(wěn)定滲流；②氣相滿足二項式滲流形式、油相符合Vogel方程；③生產(chǎn)壓差較小時，忽略井底附近相態(tài)變化的影響。基于以上條件分別建立氣相和油相的產(chǎn)能方程，利用相對滲透率曲線確定各相滲透率。

產(chǎn)出層（節(jié)點1至節(jié)點2）氣相產(chǎn)能方程[10-12]用壓力平方二項式表示：

考慮油氣兩相滲流，產(chǎn)出層（節(jié)點1至節(jié)點2）油相產(chǎn)能方程采用Vogel方程[13-14]表示：

吸入層（節(jié)點3至節(jié)點4）氣相產(chǎn)能方程：

考慮油氣兩相滲流，吸入層（節(jié)點3至節(jié)點4）油相產(chǎn)能方程采用Vogel方程表示：

其中二項式系數(shù)A和B（二項式系數(shù)下標1代表產(chǎn)出層、下標2代表吸入層）可由地層參數(shù)、流體參數(shù)計算：

式中qg表示地面氣流量，m3/d；qo表示地面原油流量，m3/d；qomax1表示流壓為0時產(chǎn)出層的最大原油流量，m3/d；qomax2表示地層壓力為0時吸入層的最大原油流量，m3/d；pR1表示產(chǎn)出層地層壓力，MPa；pwf1表示產(chǎn)出層井底流壓，MPa；pR2表示吸入層地層壓力，MPa；pwf2表示吸入層井底流壓，MPa；psc表示標準大氣壓，MPa；Tsc表示標準條件下溫度，℃；T表示地層溫度，℃；K表示絕對滲透率，mD；Krg表示氣相相對滲透率（可根據(jù)油氣藏實測的相對滲透率曲線獲?。籬表示產(chǎn)出層有效厚度，m；D表示慣性系數(shù)，(m3/d)-1；表示平均天然氣黏度，mPa·s；表示平均偏差因子；S表示表皮因子；re表示油藏半徑，m；rw表示井半徑，m；μo表示原油黏度，mPa·s；Bo表示原油體積系數(shù)，m3/m3。

1.1.2 人工運移通道中流動能力分析

人工運移通道為圓形井筒，按照流體的管流規(guī)律分析其流動能力。依據(jù)熱力學第一定律、能量守恒、動量守恒方程和熵的公式得出管流的通用壓力梯度方程[15]如下：

式中vm表示混合液流速，m/s；g表示重力加速度，m/s2；p表示壓力，MPa；h表示管長度，m；ρm表示混合液流體密度，kg/m3；fm表示流體在管內(nèi)流動的摩阻系數(shù)；θ表示井筒與水平方向夾角，（°）；d表示管直徑，m。

考慮油氣兩相在傾斜管流中流動，可采用Mukherjee-Brill方法進行計算[16]。

1.1.3 油氣運移流量節(jié)點法分析

在已知源油氣藏、目標油氣藏的壓力以及物性的情況下，通過源油氣藏的油相和氣相產(chǎn)能方程得出源油氣藏流入至人工運移通道井的流入能力曲線，通過目標油氣藏的油相和氣相產(chǎn)能方程得出人工運移通道井流出至目標油氣藏的流出能力曲線?？紤]井筒內(nèi)的壓力損失，即通過節(jié)點2和節(jié)點3的壓差，建立井筒油氣兩相管流模型進行計算，將節(jié)點2處的壓力轉(zhuǎn)化為節(jié)點3處的壓力，然后聯(lián)立流入、流出產(chǎn)能方程及邊界條件求解，流入和流出能力曲線的交點所對應的協(xié)調(diào)流量即為人工運移井眼內(nèi)的運移流量（圖2）。

圖2 人工運移井筒內(nèi)流入、流出產(chǎn)能曲線圖

1.2 油藏數(shù)值模型的建立

油藏數(shù)值模擬方法[17]是迄今為止定量地描述在非均質(zhì)地層中多相流體流動規(guī)律的唯一方法。對于油氣人工運移開發(fā)模式：①確定研究靶區(qū)，建立油藏數(shù)值模型，并將井筒（即人工運移通道）管流模型與油藏數(shù)值模型進行耦合；②對已開發(fā)區(qū)進行歷史擬合，對未動用區(qū)塊早期測試資料進行擬合；③在歷史擬合的基礎(chǔ)上利用該模型預測油氣在油氣藏之間的運移流量、油藏壓力的變化動態(tài)、運移前緣位置、運移累積量及油氣藏采收率等。

1.3 油氣兩相人工運移流量預測

將節(jié)點解析模型和油藏數(shù)值模型結(jié)合，預測不同時刻人工運移流量（計算流程見圖3）：①基于節(jié)點系統(tǒng)分析原理，根據(jù)吸入層和產(chǎn)出層的地層壓力，預測初期人工運移油量和氣量；②在歷史擬合的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬法預測不同時刻油氣兩相人工運移流量，并得到吸入層和產(chǎn)出層的地層壓力隨運移時間的變化；③根據(jù)油藏數(shù)值模擬法得到的不同時刻下地層壓力，再利用節(jié)點系統(tǒng)分析法預測不同時刻下運移氣量和油量；④將節(jié)點法預測結(jié)果與數(shù)值模擬法預測結(jié)果進行對比驗證，兩者誤差較小時說明預測結(jié)果可靠。

圖3 人工運移流量計算流程圖

2 人工運移先導試驗

2.1 人工運移井概況

優(yōu)選南海西部潿洲A油田P3井進行人工運移試驗。P3井縱向上穿過Ⅰ油組和Ⅳ油組，過P3井的油藏剖面（圖4），其中，Ⅰ油組為構(gòu)造背景下的巖性油藏，水體能量較弱，衰竭開發(fā)，動用地質(zhì)儲量48.49×104m3，累計產(chǎn)量為10.00×104m3，采出程度為20.6%，原始壓力系數(shù)為1.01，目前壓力系數(shù)為0.87（油藏中深處地層壓力為16.73 MPa），是人工運移的吸入層位。Ⅳ油組為帶氣頂?shù)娘柡陀筒?，注水開發(fā)，動用原油地質(zhì)儲量213.28×104m3，天然氣儲量0.71×108m3，累計產(chǎn)量94.46×104m3，采出程度44.3%，原始壓力系數(shù)為1.01，目前壓力系數(shù)為1.01（油藏中深處地層壓力為22.87 MPa），是人工運移的氣源層位，P3井位于Ⅳ油組的油氣界面處，隨鉆測壓折算地下流體密度為0.28 ～0.40 g/cm3，屬于油氣混合態(tài)。利用P3井建立人工運移通道，Ⅳ油組與Ⅰ油組的垂直運移距離約350 m，通過兩油組壓力差將Ⅳ油組油氣運移至Ⅰ油組驅(qū)替高部位剩余油，提高Ⅰ油組開發(fā)效果，同時，觀察天然氣人工運移剖面及流量變化進行天然氣人工運移開發(fā)技術(shù)先導試驗。

圖4 人工運移先導實驗油藏剖面圖

2.2 人工運移流量預測

2.2.1 節(jié)點分析法

根據(jù)P3井Ⅳ油組初期自噴排液數(shù)據(jù)，測試日產(chǎn)液153～181 m3（含油率98.2%～99.8%），日產(chǎn)氣73 468～91 532 m3，氣油比480～557 m3/m3，井口壓力12.0 MPa，地層壓力22.87 MPa。

基于以上排液數(shù)據(jù)，Ⅳ油組為油氣兩相流，利用式（1）、式（2）建立初期運移期間Ⅳ油組P3井油相和氣相產(chǎn)出能力滲流方程：

根據(jù)Ⅰ油組地層參數(shù)、流體性質(zhì)及油氣相對滲透率數(shù)據(jù)（表1），利用式（3）～（6）建立初期運移期間Ⅰ油組P3井油相和氣相吸入能力滲流方程：

根據(jù)P3井井筒參數(shù)和油氣兩相管流模型，計算初期運移期間人工運移通道內(nèi)損失壓力約1.46 MPa（表2），即節(jié)點2與節(jié)點3之間的壓力差：

以兩油組的油氣兩相吸入、產(chǎn)出能力滲流方程為基礎(chǔ)，結(jié)合井筒油氣兩相管流模型進行耦合，利用節(jié)點系統(tǒng)分析法計算初期日運移油量126.34 m3，日運移氣量6.14×104m3，一個月后日運移油量39.83 m3，日運移氣量 2.14×104m3，（圖 5、6）。

表1 I油組基礎(chǔ)參數(shù)表

表2 P3井井筒流動壓力差計算結(jié)果表

2.2.2 油藏數(shù)值模擬法

圖5 節(jié)點分析法預測人工運移油流量曲線圖

圖6 節(jié)點分析法預測人工運移氣流量曲線圖

為模擬從Ⅳ油組至Ⅰ油組的人工運移情況，①采用獨立油藏合并技術(shù)將Ⅰ、Ⅳ油組兩個獨立的油藏模型進行合并[18-20]，合并后的模型儲量、水體大小、壓力場、飽和度場與獨立油藏完全相同，可用于油氣人工運移數(shù)值模擬研究；②利用該模型擬合P3井在Ⅳ、Ⅰ油組的產(chǎn)出和吸入能力，并進行生產(chǎn)歷史擬合，對P3井運移情況進行預測，預測結(jié)果見圖7～9。預測初期日運移氣量6.86×104m3，日運移油量139.80 m3，一個月后日運移氣量降為1.69×104m3，日運移油量降為44.87 m3，Ⅰ油組壓力系數(shù)由0.87恢復至0.98，Ⅳ油組壓力系數(shù)由1.01降至1.00，與節(jié)點系統(tǒng)分析法計算結(jié)果接近，說明兩種方法預測可靠，可指導人工運移先導試驗。

2.3 人工運移流量監(jiān)測

圖7 P3井人工運移油流量預測曲線圖

圖8 P3井人工運移氣流量預測曲線圖

圖9 Ⅰ、Ⅳ 油組地層壓力剖面圖

人工運移開始后采用流體掃描成像測井技術(shù)[21]進行第一次流量監(jiān)測，監(jiān)測結(jié)果見表3。Ⅳ油組產(chǎn)出氣流量為58 413.5 m3/d，油流量為130.63 m3/d，全部被注入Ⅰ油組。一個月后進行第二次流量監(jiān)測，Ⅳ油組產(chǎn)出氣流量降為14 138.6 m3/d，油流量降為42.07 m3/d，也全部被注入Ⅰ油組；同時，Ⅰ油組靜壓測試結(jié)果顯示壓力系數(shù)從人工運移前的0.87已恢復至0.98，人工運移效果顯著。

兩次流量測試結(jié)果和靜壓測試結(jié)果與預測結(jié)果進行對比，兩者較為接近，相對誤差在20%以內(nèi)，說明本次建立的油氣兩相人工運移流量預測方法是可靠的。

2.4 實施效果評價

若利用P3井進行人工運移，同時利用低部位的P2井采油（方案一），實現(xiàn)天然氣驅(qū)替原油的效果，預測Ⅰ油組累產(chǎn)油為7.35×104m3，P3井人工運移氣量和油量分別為0.65×108m3、15.50×104m3，預測末期剩余油分布情況（圖10）。若不采用人工運移方式僅通過P2井在Ⅰ油組采油（方案二），預測Ⅰ油組累產(chǎn)油僅3.72×104m3，預測末期剩余油分布情況（圖11）。方案一較方案二增油3.63×104m3，提高采收率7.5%，人工運移開發(fā)效果顯著。

3 結(jié)論

1）基于系統(tǒng)分析理論和物質(zhì)平衡理論，將人工運移過程劃分為3個階段，考慮儲層中油氣兩相滲流的影響，分別建立相應的解析模型，聯(lián)立以上模型，綜合運用節(jié)點系統(tǒng)分析法和油藏數(shù)值模擬法預測不同時刻運移氣量和油量，并對預測結(jié)果進行相互驗證，建立油氣兩相人工運移流量預測方法；應用該方法指導人工運移先導試驗的實施，預測試驗區(qū)運移氣流量、油流量與試驗結(jié)果相對誤差在20%以內(nèi)，驗證了該方法的可行性和可靠性。

2）通過油氣兩相人工運移流量預測方法的建立和人工運移先導試驗的實施，驗證了油氣人工運移開發(fā)的可行性，預測試驗區(qū)采用人工運移開發(fā)可增油3.63×104m3，開發(fā)效果顯著。

表3 P3井監(jiān)測結(jié)果與預測結(jié)果對比表

圖10 Ⅰ油組剩余油分布圖（方案一）

圖11 Ⅰ油組剩余油分布圖（方案二）