復(fù)雜驅(qū)替類型油氣田開發(fā)中示蹤劑模擬技術(shù)的研究與應(yīng)用

陳自立，楊 曼

[中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335]

東部某油氣公司勘探發(fā)現(xiàn)了N6氣田群，該氣田群在地質(zhì)上表現(xiàn)出三個(gè)特點(diǎn)：①各井區(qū)儲(chǔ)量規(guī)模小，油氣藏多為巖性-構(gòu)造特征，水體能量弱；②縱向上發(fā)育多層系，且氣藏與油藏交錯(cuò)發(fā)育；③發(fā)育多層帶氣頂?shù)挠筒亍в铜h(huán)的氣藏。面對(duì)復(fù)雜的地質(zhì)特征，為了經(jīng)濟(jì)有效制定N6氣田群開發(fā)方案，提高此類復(fù)雜驅(qū)替類型的巖性油氣藏采收率面臨著兩個(gè)關(guān)鍵問題：為保障單井效益，采用多層合采開發(fā)方式，但純氣藏（純油藏）與氣頂油藏合采，如何分辨產(chǎn)出油是油環(huán)油還是凝析油（產(chǎn)出氣是氣層氣還是溶解氣）？海上巖性油藏采用自流注水開發(fā)提高開發(fā)效果[1]，但如何清晰識(shí)別自流水波及范圍，判斷油井出水水源？

1 示蹤劑數(shù)值模擬的實(shí)現(xiàn)與驗(yàn)證研究

目前在國內(nèi)油氣田開發(fā)中，示蹤劑測試技術(shù)常用于研究注水井注入水的滲流規(guī)律和驅(qū)替情況。然而，對(duì)于未開發(fā)的油氣田而言，由于無法直接注入示蹤劑到儲(chǔ)層內(nèi)部，因此無法實(shí)現(xiàn)對(duì)內(nèi)部氣體滲流規(guī)律的研究。針對(duì)這種情況，可以采用示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)來有效解決。通過建立儲(chǔ)層的數(shù)學(xué)模型，并結(jié)合地質(zhì)數(shù)據(jù)、物理參數(shù)和流體力學(xué)原理，可以模擬出示蹤劑在儲(chǔ)層內(nèi)的驅(qū)替和擴(kuò)散過程，進(jìn)而分析特定流體的滲流規(guī)律。主要的解決思路是在模型中對(duì)特定流體設(shè)置虛擬示蹤劑[2–3]，虛擬示蹤劑所呈現(xiàn)出的滲流規(guī)律即為該流體的滲流規(guī)律。這種數(shù)值模擬技術(shù)能夠預(yù)測未開發(fā)油氣田內(nèi)部流體滲流情況，為油氣田的開發(fā)和生產(chǎn)決策提供重要依據(jù)。因此，示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)在研究未開發(fā)油氣田的內(nèi)部滲流規(guī)律方面具有重要的應(yīng)用價(jià)值和意義。

1.1 基于概念模型的示蹤劑數(shù)值模擬實(shí)現(xiàn)

建立非均質(zhì)正韻律氣水兩相滲流數(shù)模概念模型，網(wǎng)格為20×8×120，縱向滲透率分布特征為正韻律（0.1~300 mD），正常壓力系統(tǒng)，無隔夾層分布，直井全射開。

在概念模型的上部1~3層網(wǎng)格（低滲區(qū)域）中天然氣標(biāo)記虛擬示蹤劑后開始數(shù)模計(jì)算，結(jié)果顯示，示蹤劑由模型上部低滲區(qū)域優(yōu)先向下部高滲區(qū)域擴(kuò)散，表明被標(biāo)記了虛擬示蹤劑的低滲區(qū)域天然氣在正韻律非均質(zhì)氣藏內(nèi)部主要是先垂直向下滲流進(jìn)入高滲儲(chǔ)層，而后橫向流動(dòng)進(jìn)入開發(fā)井，并且氣井產(chǎn)出被標(biāo)記的低滲區(qū)域天然氣較少。在模型中設(shè)置邊水水浸后，這種低滲部位氣體在正韻律非均質(zhì)氣藏內(nèi)部先垂直滲流至高滲區(qū)域網(wǎng)格后，再橫向滲流至開發(fā)井的現(xiàn)象更加明顯。

1.2 概念模型數(shù)據(jù)分析驗(yàn)證

采用示蹤劑數(shù)值模擬研究相同正韻律非均質(zhì)氣藏概念模型，通過分析各層的儲(chǔ)量和壓力可以發(fā)現(xiàn)：氣藏各層的儲(chǔ)量和壓力變化過程基本一致，氣藏的連通性好。

從單層的產(chǎn)氣量來看：上部低滲透區(qū)產(chǎn)氣量很小，氣體主要從下部高滲透區(qū)產(chǎn)出，結(jié)合氣藏的儲(chǔ)量和壓力變化曲線分析，初步認(rèn)為氣藏內(nèi)部氣體的流動(dòng)路徑以垂向流動(dòng)為主。改變模型中低滲區(qū)域的垂向滲透率發(fā)現(xiàn)：垂向滲透率越小，氣藏的垂向流動(dòng)越困難，從低滲透部位產(chǎn)出的氣量逐漸增加，從高滲透部位產(chǎn)出的氣量逐漸減少（如表1所示），進(jìn)一步說明，正韻律氣藏內(nèi)部低滲區(qū)域氣體主要以垂向滲流為主。

表1 各小層儲(chǔ)量、壓力變化對(duì)比圖

當(dāng)完全限制各小層氣體的垂向流動(dòng)時(shí)，中高滲層產(chǎn)氣量水平、壓力變化接近（圖1），而近致密-低滲層產(chǎn)量與壓力變化相差較大，表明氣藏的垂向流動(dòng)原因在于垂向的流動(dòng)阻力更小。

圖1 縱向滲流條件下各層產(chǎn)氣量對(duì)比

綜上數(shù)理分析結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在正韻律非均質(zhì)氣藏內(nèi)部，低滲部位氣體由于橫向滲流阻力強(qiáng)，氣體主要的滲流方向以垂向滲流為主。從理論分析上證實(shí)了該類正韻律非均質(zhì)氣藏內(nèi)部低滲部位氣體先垂向滲流至高滲部位，然后在水平滲流至井底的結(jié)論，與示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)觀察結(jié)果一致，表明示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)可用于研究“同類不用源”流體的滲流規(guī)律。

2 氣頂油藏開發(fā)示蹤劑數(shù)模研究

N6氣田群原開發(fā)方案中設(shè)計(jì)A1井開發(fā)G9氣頂油藏，方案研究中氣層氣、凝析油、油環(huán)油、溶解氣的采收率主要通過類比法綜合判斷得來。利用示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)在模型對(duì)氣層氣、凝析油、油環(huán)油、溶解氣標(biāo)記虛擬示蹤劑參數(shù)，可以直接通過模型計(jì)算出示蹤劑的累產(chǎn)，進(jìn)而對(duì)這四類流體產(chǎn)出指標(biāo)進(jìn)行區(qū)分量化標(biāo)定，同時(shí)可以直觀顯示各類流體的滲流規(guī)律。

2.1 油環(huán)油的分區(qū)與滲流規(guī)律

利用示蹤劑數(shù)模技術(shù)將G9層氣頂油藏中的油環(huán)油標(biāo)記示蹤劑，觀察模型中油環(huán)油的滲流規(guī)律發(fā)現(xiàn)，氣頂油藏開發(fā)中若采用氣層、油層射孔同采方式，開采過程中油環(huán)由于溶解氣的膨脹作用，從氣頂邊緣逐步以“包餃子”形態(tài)向開發(fā)井滲流。

在示蹤劑數(shù)模中，將油環(huán)油標(biāo)記示蹤劑后，產(chǎn)出示蹤劑量即為油環(huán)油產(chǎn)量，產(chǎn)出總油量減去產(chǎn)出示蹤劑量即為凝析油產(chǎn)量。G9層示蹤劑數(shù)模結(jié)果分析油環(huán)油、凝析油采出占比顯示：生產(chǎn)井產(chǎn)出原油主要以油環(huán)油為主，油環(huán)油占總產(chǎn)油量的95%；G9層的油環(huán)油的采收率可達(dá)20.4%，凝析油采收率可達(dá)44.2%（見表2）。

表2 G9層油環(huán)油與凝析油累計(jì)產(chǎn)量與采收率

2.2 氣層氣的分區(qū)與滲流規(guī)律

采用相同原理，利用示蹤劑數(shù)模技術(shù)將G9層氣頂油藏中的氣層氣標(biāo)記示蹤劑，觀察模型中氣層氣的滲流規(guī)律發(fā)現(xiàn)，若僅油層射孔開發(fā)，開采過程由于儲(chǔ)層壓力釋放降低，氣層氣由于膨脹作用，向下擴(kuò)散至近井周圍，對(duì)油環(huán)油的開發(fā)形成封隔作用，進(jìn)而產(chǎn)生“氣竄”現(xiàn)象，此時(shí)產(chǎn)出天然氣主要為氣層氣。

將氣層氣標(biāo)記虛擬示蹤劑后，數(shù)模計(jì)算產(chǎn)出總氣量減去產(chǎn)出示蹤劑量即為溶解氣產(chǎn)量。G9層示蹤劑數(shù)模結(jié)果分析氣頂氣、溶解氣采出占比顯示：生產(chǎn)井產(chǎn)出天然氣主要以氣層氣為主，氣層氣占總產(chǎn)氣量的76.6%；G9層的氣層氣的采收率達(dá)47.5%，溶解氣采收率達(dá)21.4%（表3）。分析結(jié)果表明：對(duì)于氣頂油藏，當(dāng)僅射孔油層進(jìn)行開發(fā)時(shí)，生產(chǎn)中后期“氣竄”現(xiàn)象較為嚴(yán)重，油井產(chǎn)出氣主要為氣層氣，油藏開發(fā)效果不佳。

表3 G9層氣層氣與溶解氣累產(chǎn)量與采收率

3 回注回采凝析油示蹤劑數(shù)模研究

在凝析油回注過程中，采用一般數(shù)值模擬法計(jì)算回采凝析油采收率，大體思路是計(jì)算在相同生產(chǎn)條件下，回注后凝析油模型原油采出量減去不回注凝析油模型原油采出量，此方法考慮因素較為理想化，不能準(zhǔn)確反映回采凝析油采收率。

根據(jù)示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)原理，在回注凝析油中加入示蹤劑參數(shù)，觀察其在注入地層的滲流方向與范圍，同時(shí)可以計(jì)算回采標(biāo)記了示蹤劑的回注凝析油采收率，為設(shè)計(jì)合理的凝析油回采方案提供更加可靠的依據(jù)。

研究顯示，選用A3 水平井回注凝析油至C2層結(jié)束后，在平面上，凝析油主要滲流至A3井水平段周圍，并進(jìn)入鄰井A2（井距離500 m）井控范圍；在剖面上，凝析油主要滲流至C2層頂部。回采C2層凝析油后，部分凝析油仍在A3井西北方向，原因是該區(qū)構(gòu)造較低，泥質(zhì)隔夾層發(fā)育，易富集剩余油。

通過對(duì)示蹤劑數(shù)模計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，A3井回注C2 層9 個(gè)月后，若A3 井以配液量1 000 m3/d進(jìn)行回采，其他同層生產(chǎn)井滑套關(guān)閉該層，則半年回采率可達(dá)50%以上，8 a 回采率可達(dá)80%以上；同樣情況下，若A3 井配液量1 000 m3/d 回采，其他井正常生產(chǎn)，則0.5 a 回采率及8 a 回采率都較A3單井回采方案低（表5），說明其他生產(chǎn)井對(duì)回注凝析的回采存在干擾作用。

表5 凝析油不同回采方案回采率對(duì)比數(shù)據(jù)表

在A3 井配液量1 000 m3/d 回采、其他井正常生產(chǎn)的情況下，對(duì)回采凝析油貢獻(xiàn)占比分析發(fā)現(xiàn)，回采凝析油99%由A2井、A3井采出，A7、A10、A11井基本無產(chǎn)出（表6），與凝析油回注滲流范圍規(guī)律相符。

表6 所有井對(duì)凝析油回采貢獻(xiàn)占比

4 結(jié)論

1）通過數(shù)模的定量分析，可以證實(shí)示蹤劑數(shù)模技術(shù)定性分析的合理性。

2）示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)通過在數(shù)模模型加入虛擬示蹤劑，實(shí)現(xiàn)在數(shù)模中區(qū)分同類不同源的流體，同時(shí)提高數(shù)模模型對(duì)各流體組分的產(chǎn)出情況計(jì)算精度，可以為油氣田開發(fā)方案的制定、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)管理提供可靠依據(jù)。