“油氣人工運移”技術探索與實踐

焦青瓊，韓 鑫，何志輝，李樹松，王文濤

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，廣東湛江 524057；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

南海西部目前在生產、在建設、在評價的油氣田存在較多的規模小、分布分散、儲層復雜的低品位邊際油氣藏，受海上投資成本制約，采用常規開發模式難以經濟有效開發[1，2]。距離現有開發設施較遠的油氣藏，采用水下井口或平臺開發，沒有經濟性；開發實施控制范圍內的油氣藏，對于儲量規模小、品位差、次要層難以兼顧。如何充分挖潛此類邊際油氣藏是增產上儲的關鍵之一，前人提出“油氣人工運移”思路并初步論證了該思路的可行性[3]。“油氣人工運移”的思路是通過建立人工運移通道，應用壓差原理將低品位邊際儲量運移至已開發儲層，然后利用現有生產設施，實現間接而低成本采出，最終達到低品位儲量的經濟有效開發。

本文以W-1油田為研究對象，在“油氣人工運移”思路指導下發現油田實踐應用存在三大難題：（1）兩個獨立油藏如何合并為一個單元進行數值模擬研究；（2）人工運移通道如何和油藏進行耦合；（3）油氣運移量是評估油氣運移效果的關鍵參數，如何檢測油氣運移量。針對存在的問題，本文充分應用現有油藏軟件，進行了獨立油藏合并、井筒油藏耦合和油氣運移監測，成功實踐了“油氣人工運移”技術，并在W-1油田成功應用。

1 先導性試驗靶區概況

“油氣人工運移”技術的本質是利用壓差原理將低品位邊際儲量運移至已開發儲層，因此需要選擇具有明顯壓差的靶區進行試驗。本文選擇W-1油田W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組進行先導性試驗。W2Ⅰ油組屬于中高孔中高滲儲層，地層壓力系數0.55，產能高，水體能量弱，剩余地質儲量38.49×104m3。W3Ⅳ油組屬于中孔中滲儲層，地層壓力系數1.01，屬于帶氣頂的層狀邊水構造油藏，氣頂剩余天然氣儲量0.71×108m3。W2Ⅰ油組位于W3Ⅳ油組上部200 m。提出如下開發模式設想（見圖1）：利用人工運移井A3S1井射開W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組，從而建立低壓區的W2Ⅰ油組和高壓區的W3Ⅳ油組油氣運移通道，利用壓差原理將高壓區的氣頂氣運移至低壓受注區，對W2Ⅰ油組進行能量補充，并通過應用流量監測技術評估人工運移效果，實現對低壓的W2I油組二次開發。

圖1 人工運移井開發模式示意圖

2 “油氣人工運移”技術探索

由于W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組在本次研究之前是獨立的地質模型，“油氣人工運移”研究過程中需要將W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組聯合起來進行數值模擬研究，再重新地質建模并進行生產動態歷史擬合耗時耗力。采用獨立油藏合并方法，實現多個油藏模型的合并，減少了大量工作量，提高了工作效率。油氣從W3Ⅳ油組運移至W2Ⅰ油組是在人工運移通道中進行的，采用井筒管流模擬實現人工運移通道內的流體壓降評估。創新提出了節點法和數模法相互印證預測油氣運移量，并通過現場動態監測油氣運移量進行驗證。

2.1 獨立油藏合并

獨立油藏的合并是通過應用ECLIPSE數值模擬軟件，通過關鍵字的設置實現括靜態屬性的合并和動態屬性的合并[4，5]。靜態屬性的合并包括油藏網格、孔隙度、滲透率、凈毛比、斷層屬性、流體性質和分區等。動態模型的合并指的是兩個不同油藏模型井史文件的融合，包括井定義、射孔、換層及歷史擬合參數等。

2.1.1 靜態屬性的合并 靜態屬性的合并思路是先建立一個大的模型網格骨架，囊括兩個獨立模型，然后將獨立模型的靜態參數轉換為大模型的靜態參數，實現模型靜態屬性的合并。W2Ⅰ油組W3Ⅳ油組模型的I、J、K 方向的網格數分別為 135×43×35 和 102×33×90。兩個獨立油藏模型在縱向疊合圖的東南部位重疊，因此主要考慮縱向上的疊合關系，同時由于兩個模型之間是不流動的，因此將兩個模型之間設置為隔夾層，最終大模型網格尺寸定義為135×43×126。

圖2 合并后的模型示意圖

通過RESVNUM關鍵字定義每個獨立油藏的幾何屬性和靜態屬性，通過COORDSYS關鍵字定義不同獨立油藏之間的連接關系，W2Ⅰ油組獨立模型為1個平衡分區，W3Ⅳ油組獨立模型為7個平衡分區，為了合并模型后盡量減少參數的修改和擬合，合并模型設置為8個平衡分區，分區參數保持不變，并在PROPS部分加載兩個獨立模型的流體性質數據和相滲數據，最終實現獨立油藏靜態屬性的合并（見圖2）。

2.1.2 動態屬性的合并 兩個獨立油藏是獨自進行生產動態歷史擬合，歷史擬合是數模工作者在研究工作中占用耗時最多的工作之一，如果合并的模型仍需要重新進行歷史擬合，則極大的減弱了獨立油藏合并的意義，因此合并模型需要進行獨立油藏生產動態信息的合并，包括井定義、射孔、換層、生產歷史及歷史擬合參數，且合并后模型不需再次進行歷史擬合。

圖3 油氣運移油藏井筒耦合示意圖

在大模型數據文件SCHEDULE部分將獨立油藏模型的井定義、射孔文件重新加載，對于兩個獨立油藏生產數據合并會出現時間交錯導致運行報錯，需要通過時間判斷條件重新對生產動態數據進行排序。對于歷史擬合參數，只需將原獨立模型歷史擬合參數修改的網格按照合并的大模型進行重新劃分網格即可。合并后的模型儲量、水體大小、飽和度場、壓力場與獨立油藏完全相同，為“油氣人工運移”數值模擬研究奠定了基礎。

2.2 井筒油藏耦合模擬

與常規的油藏數值模擬所不同的是在油氣人工運移數值模擬研究中，必須考慮油氣在人工運移通道內的管流損失，將儲層和人工運移通道看作一個整體來進行分析（見圖3），因此需要進行井筒油藏耦合模擬研究[6]。

2.2.1 井筒管流模型及人工運移可行性 應用PIPESIM軟件建立多相管流模型，W2Ⅰ油組地層壓力為16.77 MPa，W3Ⅳ油組地層壓力為23.61 MPa。將井筒W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組射孔段作為節點，考慮井筒內油氣運移壓力損失，應用PIPESIM軟件設計得到不同運移量下壓力損失，考慮最大運移量100×104m3/d，壓力損失2.6 MPa（見圖4），運移壓差仍有4.2 MPa。因此所選先導性人工運移試驗區從理論上具備油氣人工運移條件。

2.2.2 節點法和數模法預測油氣運移量 油氣運移量預測采用節點分析法[7，8]，高壓運移區到人工運移通道入口設置為節點1到節點2，人工運移通道入口到出口設置為節點2到節點3，人工運移通道出口到低壓注入區設置為節點3到節點4（見圖1）。油氣人工運移與常規的油、氣、水在地層多孔介質中的流動形態和運動的滲流力學規律相同，在人工運移通道中運移需要考慮井筒內的壓力損失，即油氣通過節點2和節點3的壓力差，可通過建立的井筒多相管流模型進行計算，從而將節點2處的壓力轉化為節點3處的壓力，然后聯立流入、流出產能方程（式1）、管流方程（式2）及邊界條件進行求解，流入動態曲線和流出動態曲線的交點所對應的協調流量即為兩個油氣藏之間人工運移井眼內的運移流量。

產能方程：

管流方程：

節點分析法的優點是應用管流模型進行井筒內壓力損失精確模擬，不足之處是依據當前W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組節點壓力僅能得到初期油氣運移量。數模法進行油氣人工運移的優點體現在可以得到油氣運移量的變化規律。本文創新考慮數值模擬與節點分析法相結合進行油氣運移量預測。通過節點分析法得到W-1油田人工運移井氣運移量協調點為初期油氣運移量為7.0×104m3/d（見圖5）。應用數值模擬軟件，合并后的模型井口設置為關井狀態，通過射開W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組，使得低壓區W2Ⅰ油組氣體流入高壓區W3Ⅳ油組，得到氣運移量變化曲線（見圖6）。

圖5 節點法和數模法相互印證油氣運移量

圖6 數模法預測和實際監測油氣運移量

從圖中可知初期運移量為8.5×104m3/d，隨后遞減較快，在運移2個月后油氣運移量僅為初期5%。將數模初期預測油氣運移量與節點分析法預測進行對比，兩種不同方法的預測結果較接近，預測初期氣運移量在7.0×104m3/d～8.5×104m3/d，且油氣運移量遞減較快，在2個月后W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組基本達到平衡。

2.3 油氣運移量動態監測

油氣運移流量監測是評估人工運移開發技術成功與否的重要手段，油氣運移監測的關鍵是優化測試管柱，選用合適的監測手段，選擇恰當的監測點。現場測試工具選用流體掃描成像FSI測井工具，特點是在篩管中能保持大致垂直、測量分層流速和各相持率以及實時監測數據質量[9，10]。監測原理是通過電子探針區分烴類和水，并計算持水率；通過光學探針區分氣和液，并計算持氣率。

數模預測人工運移時間為130 d，且在前60 d為人工運移主要期間，因此監測時間的選擇定為射開W2Ⅰ油組和W3Ⅳ油組后立即進行第一次流量監測，30 d后進行第二次流量監測，視前2次監測情況決定是否再增加監測。

表1 不同運移方案預測結果對比表

圖7 監測流量與數模對比結果

通過現場FSI測井監測人工運移流量，第一次監測得到人工運移氣量為5.8×104m3/d，第二次監測人工運移氣量為1.4×104m3/d，與數模結果進行對比，并校正井筒管流模型摩阻等參數，使得數模預測人工運移量與兩次監測結果一致（見圖6）。

2.4 方案研究

應用校正后的井筒油藏耦合模型進行人工運移數值模擬方案研究（見圖7），預測結果對比表（見表1）。

3 “油氣人工運移”技術應用效果

先導性試驗區的兩次FSI監測結果與節點法和數模法預測結果基本一致（見圖8），證明形成的天然氣人工運移預測方法是可靠的。人工運移后W2I油組進行靜壓梯度測試，表明人工運移期間W2I油組壓力系數恢復至0.98，地層能量得到有效補充。基于現場監測結果，優選方案2，通過模擬一口人工運移井，一口采油井，預測累積運移氣量0.51×108m3，累增油3.63×104m3，提高采收率7.5%。

圖8 油氣運移量預測驗證

4 結論

（1）采用獨立油藏合并方法實現兩個獨立油藏的靜態屬性和動態屬性的合并，為油氣人工運移的研究提供了基礎。

（2）通過建立井筒和油藏的耦合模型，分析認為先導試驗區具有人工運移條件，并提出了節點分析法和數模法相互印證預測油氣人工運移量方法。

（3）通過優選測試工具，優化監測時機，形成了油氣人工運移監測技術，兩次動態監測的解釋驗證了井筒油藏耦合的合理性。

（4）“油氣人工運移開發”技術為海上低品位邊際油氣藏開發提供了新的思路。