考慮滯后效應的海上弱揮發油藏周期注水研究

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

弱揮發性油藏具有易揮發、易收縮的特點，開發特征與常規黑油不同[1-3]。QX油田是渤海第一個投入開發的弱揮發性油藏，具有高溶解氣油比、高體積系數、低地飽壓差的特征，邊底水不發育。投產后采用衰竭開發，初期采油速度高達4.2%，衰竭開發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的需求[4-9]。前人研究表明，衰竭開發后轉注水能顯著改善此類油田開發效果[10]。相比于常規注水，周期注水對改善常規油田開發效果更具優勢[11-14]。周期注水開發中[15]，毛管的驅替和吸入過程交替進行[16]，高、低滲層周期性進行流體交換，進而改善開發效果[17]，這是周期注水重要的增油機理[18]。然而，不同地質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影響，毛管力滯后以及相滲曲線滯后現象普遍存在[20-21]。因此，有必要針對此類弱揮發油藏開展考慮滯后影響的后續注水策略研究，為相似油田開發提供借鑒。

1 滯后效應對油田開發的影響

1.1 QX油田衰竭開發特征

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

1.2 滯后效應影響機理

衰竭開發后轉注水能顯著改善油田的開發效果，而滯后效應對后續注水策略的制訂(尤其是周期注水)具有重要意義。滯后效應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]是指排驅過程對應的毛管力曲線(AB)與滲吸過程對應曲線(BC)不能完全重合；相滲曲線滯后[24]是指滲吸過程對應的油相殘余油飽和度端點值要高于排驅過程(對應2條油相相滲曲線A1B1和B1C1)。在周期注水停注階段，毛管力的排驅曲線將控制油水場重新分布，發揮滯水排油作用，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，在周期注水效果預測中，應當考慮滯后效應對地下油水飽和度場分布的影響。

圖1 滯后效應示意圖

2 考慮滯后效應的注水策略

2.1 數值模型建立

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)，原油體積系數為1.780，原油溶解氣油比相對較高(221 m3/m3)。原油組分分析結果表明，QX油田原油中間烴含量明顯高于常規黑油，但接近和略低于揮發油，輕質組分和重質組分介于常規黑油和揮發油之間，屬于典型弱揮發性原油(圖2)。

圖2 油氣藏類型三元相圖

以QX油田地質油藏參數為原型，建立一注一采正韻律油藏機理模型，采用數值模擬軟件CMG的IMEX模塊開展考慮滯后影響的數值模擬研究，數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歷程，對后續分別采用常規注水和周期注水的開發效果進行對比。模型的周期注水半周期為1個月，定液量生產，單井日產液量為100 m3/d，注采比為1∶1，保證1個注水周期內的累計注水量和常規注水相等，模擬計算時間相同。研究結果表明，針對長期衰竭開發的弱揮發油藏，后續采用常規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 模型考慮滯后效應的相滲曲線和毛管力曲線

2.2 注采井間“三區兩帶”特征

增效油飽和度指開發相同時間不同開發方式下剩余油飽和度的差值。通過建立增效油飽和度，能夠實現不同提高采收率方式增油位置的描述[26-27]。周期注水與常規注水的增效油飽和度見圖3。

由圖3a可知，周期注水與常規注水相比，增效油飽和度在注采井間分區特征明顯。弱揮發性油藏具有高溶解氣油比、高體積系數、低地飽壓差的特點，因此，衰竭開發后，地層壓力下降顯著，當地層壓力低于飽和壓力后，地層脫氣嚴重，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，因此將靠近生產井的區域定義為次生氣頂區(C區)。QX油田的地下原油黏度低于水相黏度，從油水流度比來看，在注水開發后將形成較均勻的驅替，因此，在注水井周圍形成水富集區(A區)，在A區和C區之間剩余油較富集，定義為油富集區(B區)。在A區和B區之間存在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，此區域增效油飽和度均為正值，代表采用周期注水相比常規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前緣附近。在B區和C區之間也存在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，此區域增效油飽和度為負值，代表采用周期注水相比常規注水少動用的剩余油。在周期注水的增注階段，次生氣頂區氣體彈性大，B區的原油被驅替進入C區，在周期注水停注階段，由于離高滲通道遠，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帶沿注水井呈環形分布， E帶以生產井為中心呈環形分布。

圖3 考慮滯后效應的周期注水與常規注水增效油飽和度

綜上所述，與常規注水相比，周期注水增效油在注采井間呈現“三區兩帶”特征，沿注采方向分別發育水富集區、滯水排油帶、油富集區、滯油排氣帶以及次生氣頂區。從增效強度來看，滯水排油帶(D帶)的正增效要優于滯油排氣帶(E帶)的負增效，因此，周期注水與常規注水相比，能夠提高采收率。盡管如此，對長時間衰竭開發的弱揮發性油藏來說，次生氣頂靠近生產井，使得周期注水增注階段難以通過注入能量的變化發揮油層彈性排油作用，這對提高采收率是不利的，因此，有必要通過后續注水策略的優化減小次生氣頂的影響，以進一步改善注水效果。

2.3 雙段塞注水策略

弱揮發性油藏長期衰竭開發，在采用周期注水前，應采用強化注水以快速恢復地層壓力，減小次生氣頂對開發的影響，增大生產井與油富集區的接觸范圍，從而進一步改善周期注水階段的開發效果。因此，針對長時間衰竭開發的弱揮發油藏，后續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地層壓力。基于QX油田注入井的最大注入能力和生產井產液能力，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，對強化注水階段轉周期注水的時機進行優化(表2)。

方案1為衰竭開發7 a后(地層壓力為15.0 MPa)直接轉周期注水，方案2～5分別為通過強化注水恢復地層壓力到相應水平后轉周期注水，其中方案4為通過強化注水恢復到泡點壓力轉周期注水，方案5為通過強化注水恢復到原始地層壓力后轉周期注水。結果表明，方案4采收率較高，開發效果較好。這是由于通過強化注水，地層壓力恢復至飽和壓力附近，地層原油黏度最小，有效減弱了次生氣頂對生產井的影響，為周期注水階段進一步改善開發效果奠定了基礎。因此，優選方案4為強化注水轉周期注水時機。

表2 強化注水轉周期注水時機

周期注水的半周期是影響周期注水效果的重要因素[28]。在確定轉周期注水時機的基礎上，分別設計周期注水階段的半周期為1、2、3、4、5個月，最終采收率結果分別為38.4%、38.9%、37.8%、37.2%、36.6%。結果表明，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，與常規注水開發相比，周期注水能夠提高采收率1.1個百分點，在此基礎上，基于滯后效應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的影響，能夠將采收率提高至38.9%。

3 轉注水開發效果

以建立的弱揮發油藏雙段塞注水策略為指導，通過邊部高含水井轉注的方式開展了衰竭開發轉注水開發實踐。為有效降低層間干擾影響，劃分3套開發層系保證注水效果，轉注2口構造低部位高含水井形成2注6采注采井網，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。強化注水階段設計注采比為3∶1，周期注水階段設計注采比為1∶1，目前處于強化注水階段。QX油田轉注水開發后的地層壓力和年產油變化曲線見圖4。由圖4可知，在前7 a衰竭開發階段，地層壓力以10.8%的年遞減率降低，在轉注水開發后，地層壓力明顯升高，年遞增率達到8.4%。油田脫氣現象得到明顯控制，生產氣油比由衰竭開發階段的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了地層壓力，減小了次生氣頂對生產的影響。油田年產油綜合遞減率由衰竭開發階段的20.8%改善為注水階段的-12.7%，油田開發效果變好。利用遞減法預測采收率結果表明，弱揮發性油藏衰竭開發技術采收率僅為18.0%，而通過雙段塞注水開發技術采收率能夠達到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油變化曲線

4 結 論

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

(2) 與常規注水相比，周期注水增效油在注采井間呈現“三區兩帶”特征，從增效強度來看，滯水排油帶的正增效要優于滯油排氣帶的負增效，周期注水較常規注水仍能提高采收率1.1個百分點。

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

(4) QX油田由衰竭開發轉注水開發后，年產油綜合遞減率由衰竭開發階段的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建立的雙段塞注水策略提高此類弱揮發油藏的采收率。