天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 6: 890 - 894

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.10.002

天然气开发

带底油凝析气藏动态诊断及均衡开采技术

  • 宋刚祥 ,
  • 陆嫣 ,
  • 丁芳 ,
  • 鞠颢 ,
  • 徐博 ,
  • 张锡楠
展开
  • 中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335

宋刚祥(1987-)，男，湖北仙桃人，工程师，硕士，主要从事油气藏工程和数值模拟研究. E-mail：.

收稿日期: 2019-06-30

  修回日期: 2019-10-24

  网络出版日期: 2020-06-17

基金资助

国家科技重大专项“东海厚层非均质性大型气田有效开发关键技术”(2016ZX05027-004)

中海石油总公司科技项目“西湖凹陷中深层河流相储层表征及剩余油气挖潜研究”(YXKY-2019-SH-01)

收起

Study on dynamic diagnosis and equilibrium production technology for the gas condensate reservoir with bottom oil

  • Gang-xiang SONG ,
  • Yan LU ,
  • Fang DING ,
  • Hao JU ,
  • Bo XU ,
  • Xi-nan ZHANG
Expand
  • Shanghai Branch of CNOOC Ltd. ，Shanghai 200335, China

Received date: 2019-06-30

  Revised date: 2019-10-24

  Online published: 2020-06-17

Fold

本文亮点

M油田为东海首次投入开发的带底油凝析气藏，该类油气藏具有复杂的驱动能量，其渗流机理、开发技术政策与常规油气藏存在本质区别。针对该类油气藏因气窜、油侵及水侵三元一体交互作用矛盾凸现，导致难以有效开发的难题，进行了增产技术研究，同时形成了三项创新技术：基于生产时变性的变气油比分相产量劈分方法；带底油水驱凝析气藏水驱油效率计算新方法；净驱动能量下动态驱油贡献指数预测技术。这些技术成果可为带气顶油藏或带底油的凝析气藏等同类复杂油气藏的开发提供重要的借鉴及技术支撑。

本文引用格式

宋刚祥 , 陆嫣 , 丁芳 , 鞠颢 , 徐博 , 张锡楠 . 带底油凝析气藏动态诊断及均衡开采技术[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(6) : 890 -894 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.10.002

Highlights

M Oilfield is the first gas cap reservoir in the East China Sea, which has complex driving energy. Its seepage mechanism and development technology policy are essentially different from conventional reservoirs. Aiming at the difficult problem of effective development of this kind of reservoir due to the contradiction of gas channeling, oil invasion and water invasion, the technology of stimulation measures is studied. At the same time, three innovative technologies have been formed: splitting method of variable gas oil ratio phase production based on production time variability; a new method for calculating water displacement efficiency of water drive gas condensate reservoir with bottom oil; prediction technology of dynamic oil displacement contribution index under net driving energy. These technical achievements can provide important reference and technical support for the development of similar complex reservoirs such as gas capped reservoirs or condensate gas reservoirs with oil rings.

0 引言

带底油凝析气藏或带气顶油藏由于存在地层水、原油、溶解气、气层气、凝析油等多相流体，生产过程中油气水关系异常复杂，开发面临诸多难题与挑战。国内外带气顶油藏有效开发难度高，能借鉴的开发经验较少。由于存在气驱油、油驱气、水驱油、水驱油和气等多种驱动机理，油层的开发易同时引起气窜和水锥，导致开发效果变差，在气窜引起气顶压力低于油层压力时，也会导致原油侵入气顶造成原油损失[1,2,3]。
M油田H1气顶油藏为东海的主力油气藏，气顶指数接近1，渗透率在 (80~500)×10-3 μm2之间，储层非均质性较强，断层发育。水体能量中等，存在边水、局部底水等多个水侵通道。生产井位于油气界面附近，采用油气同采模式生产4年，气窜、水侵现象严重，采出程度低于ODP设计。因此实施有效的增产措施，改善油田开发效果迫在眉睫。
带底油凝析气藏存在多相产量，了解地下真实开采情况的首要关键是进行分相产量劈分，但目前已发表的文献采用的方法是用定气油比进行劈分，忽略了气油比是随压力变化这一因素，为此本文结合高压物性资料、生产数据，提出变气油比分相产量劈分方法。通过精确产量劈分了解地下真实生产情况，发现带底油凝析气藏极易产生油气开采不均衡的问题，通过推导得出考虑气窜、水侵生产全过程的水驱油效率计算公式，以明确采收率降低幅度。为提高带底油凝析气藏采收率，需要采取油气均衡开采策略，关键是发挥有利的驱动能量，减小不利的驱动能量的影响，但目前通用的方法没有考虑气顶开采状况对产油的影响，因此本文通过考虑分项驱动能量自身的损耗，采用分项净驱动能量对产原油的贡献，区分出有利的和不利的驱动能量以指导措施调整。

1 带底油凝析气藏动态诊断新技术

1.1　变气油比分相产量劈分新方法

带底油凝析气藏或带气顶油藏与一般油藏、气藏相比，存在2种相独立储量区：气顶体积和油区体积，同时还存在4种相产量：原油、溶解气、气层气、凝析油。现场计量的产量数据为井口总油、总气产量，难以计算地下各流体采出量。为准确掌握气顶油藏的气窜、油侵趋势及气顶、底油的开采情况，需要对计量的油、气生产数据进行分相产量劈分。传统做法主要是采用定气油比进行劈分，这一方法的不足之处是忽略溶解气油比与凝析气油比是压力的函数。通过方法改进，提出了基于饱和原油与凝析气同采井的变气油比的分相产量劈分方法。首先根据气顶及底油的PVT高压物性资料，结合生产数据和测压资料进行分相亏空计算，还原压力史，得到溶解气油比与凝析气油比随压力变化关系式。由图1可知，溶解气油比随压力升高而升高，凝析气油比随压力升高而降低，通过各时刻插值计算的压力与地下累产凝析气的关系式得出式（1），依据物质平衡原理推导得出式（2），联立式（1）、式（2）即可计算考虑生产实变性的变气油比条件下的各相产量[4,5,6]。
图1 溶解气油比与凝析气油比随压力变化关系

Fig.1 Relationship with pressure between dissolved gas oil ratio and condensate gas oil ratio

根据分相产量劈分结果（图2,图3），准确得到原油和天然气产出量：产出油中原油占92%，原油采出程度为10%；产出气中天然气占86%，天然气采出程度为30%。产量劈分结果表明天然气采出程度远高于原油，油气开采不平衡，需实施均衡开采策略。
P = P i - P i - P i + 1 × G p - G p i G p i + 1 - G p i
q y = q o R n - q g / R n - R s
式中： P i为i时刻的压力，MPa； P i + 1为i+1时刻的压力，MPa； G p i为i时刻的地下累产凝析气，108 m3， G p i + 1为i+1时刻的地下累产凝析气，108 m3； q y为原油产量，m3/d； q o为总油产量，m3/d； q g为总气产量，104 m3/d； R n为凝析气油比，即气顶中气层气与凝析油比值，m3/m3； R s为溶解气油比，m3/m3。
图2 劈分得到的原油与凝析油产量变化曲线

Fig.2 Production curve of crude oil and condensate obtained by splitting

图3 劈分得到的气顶气与溶解气产量变化曲线

Fig.3 Production curve of top gas and dissolved gas obtained by splitting

1.2　带底油水驱凝析气藏水驱油效率计算新方法

基于生产时变性的变气油比分相产量劈分结果表明H1气顶油藏气窜、油侵问题突出，气顶严重亏空，将导致气顶油藏采收率降低，需明确采收率降低幅度。H1气顶油藏物性常规，波及系数与相同物性的单相油藏差异不大，决定其采收率的重要因素是驱油效率。
常用方法计算水驱油效率存在缺陷：只考虑了水侵入油藏的水驱油效率，尚未考虑原油侵入气顶的水驱油效率。带底油凝析气藏或带气顶油藏水驱油效率计算方法不同于单相油藏，需要考虑气窜、水侵这一生产全过程。
首先研究带底油凝析气藏的驱动机理，先考虑底油部分，水侵入油藏水驱油效率，再考虑气顶部分，原油侵入气顶后的水驱油效率。考虑水侵、气窜这一生产全过程，带底油凝析气藏水驱油效率不仅取决于束缚水饱和度与水驱油残余油饱和度，而且还取决于气驱油残余油饱和度以及残余气饱和度，基于这一原理，提出了适合带底油凝析气藏的水驱油效率计算新方法[式（3）]。
E = 1 - S w i - S o r o w 1 - S w i × 1 - S w i - S g r - S o r o g 1 - S w i - S g r
式中： S w i为束缚水饱和度，%； S o r o w为油水相渗残余油饱和度，%； S o r o g为油气相渗残余油饱和度，%； S g r为残余气饱和度，%。
根据目标区块相渗实验资料，利用束缚水饱和度，油水、油气相渗残余油饱和度，残余气饱和度数据计算仅考虑水侵入底油的水驱油效率为61%，而考虑生产全过程的水驱油效率为31%，降低为原来的51%。可见，原油侵入气顶导致水驱油效率大幅度降低，这正是气顶油藏发生气窜、油侵后采收率大幅降低的实质，这一认识说明M油田H1气顶油藏发生气窜、油侵后，采收率相比同类物性的单相油藏降低一半。

1.3　净驱动能量下动态驱油贡献指数预测技术

气顶油藏具有多项驱动能量，为采取针对性的提高采收率措施，需区分各项驱动能量的大小，发挥有利的驱动作用，减少不利的驱动能量的影响。具有气顶与边水活跃的油藏投入开发后油层压力下降，致使油气界面下降，形成气侵区；油水界面上升，形成水侵区[7,8,9]。这样，在剖面上分为气顶区、气侵区、含油区、水侵区。具有中等水体的H1气顶油藏存在4种驱动能量：溶解气驱（含油区地层压力低于饱和压力，溶解气分离出来并膨胀驱油）、气顶驱（气顶膨胀）、水驱、弹性驱。常用方法是采用分项驱动能量对总产出的贡献，以确定气顶油藏总体的驱动类型。
不同油藏由于驱油机理不同，驱油效率是不同的，即使是同一油藏在不同开发阶段油层压力变化不同也会出现不同的驱油能量，其采油量也不相同。传统计算驱动指数的方法考虑了弹性驱、注入水驱、边底水驱对产油贡献的大小，按各项驱动指数对总产出的贡献：初期以气顶驱为主，水驱、溶解气驱次之，压实驱有少量贡献；目前以水驱为主，气顶驱、溶解气驱次之，压实驱有少量贡献。传统方法不足之处是无法表征出气顶开采状况对产油的影响，而定量表征出气顶开采状况对于知悉带气顶油藏在混合驱动条件下各项驱油贡献指数大小非常重要。
针对传统方法尚未解决的难题，本文提出了以净气驱代替气驱，即在气驱的基础上减去气顶驱油能量的损耗，以对产油贡献指数代替对产油气的贡献指数的新方法。通过方法改进，考虑分项驱动能量自身的损耗，采用分项净驱动能量对产原油的贡献，区分出有利的和不利的驱动能量以指导措施调整[10,11,12]。根据推导得出的式（4）—式（7）可实时计算出净驱动能量下动态驱油贡献指数值。净溶解气驱指数为-0.14，气顶驱指数为-4.8，弹性驱指数为0.13，净水驱指数为5.8。计算结果表明气顶亏空过大，驱动类型先以气顶驱为主然后转变为以水驱为主，净气顶驱动能量一直对产油负贡献，且仍在负增长中，降低气顶亏空仍是油藏当前调整的主要目标之一。
D i = N E o - G r B g F o
S i = m N E g - G n B g F o
E i = N E f , w F o
W i = W e - W p B w F o
式中： E o为原油弹性膨胀系数； E g为天然气弹性膨胀系数；N为原油储量，104 m3； G r为溶解气产量，104 m3； B g为天然气体积系数；m为气顶指数； G n为气层气产量，104 m3； F o为原油产量，104 m3； E f , w为岩石束缚水弹性膨胀系数； W e为水侵量，104 m3； W p为累产水量，104 m3； B w为地层水体积系数； D i为净溶解气驱指数； S i为净气顶气驱指数； E i为岩石束缚水指数； W i为净水驱动指数。

2 带底油凝析气藏均衡开采措施及效果

通过带底油凝析气藏动态诊断技术表明M油田H1气顶油藏油气开采不平衡，气窜、油侵严重，制定合理采气速度，降低气顶亏空是当前调整的主要策略，需要维持低气油比生产。由于M油田H1气顶油藏采用油气同采模式，井布在油气界面附近，同时开采气顶和底油，无法单独调整开采速度。现场系统试井测试反映该类油气同采井生产气油比对工作制度的变化比较敏感，日产气、日产油越大，气油比越高，测试曲线存在明显拐点，拐点后气油比上升速度大幅增加，为保证产量不过低，且维持低气油比生产，确定拐点处为合理配产点（图4），因此建议M1H井调整配产为日产气4.5×104 m3/d，日产油72 m3/d。同理，以此方法确定H1气顶油藏其他生产井的合理配产，H1气顶油藏合理配产为日产气15×104 m3/d，日产油238 m3/d，此时气顶、底油达到动态平衡即稳定生产时的平衡气油比为630 m3/m3。
图4 系统试井测试气油比随产量变化

Fig.4 Change of gas oil ratio with production in system well test

2016年6月以来，不断优化采油、采气速度，采气速度由高峰时期的13%降至3.8%，采油速度由高峰时期的4.3%降至1.9%，现场通过调整工作制度，实现均衡开采，措施后原油快速侵入气顶得到有效遏制，减小了原油损失，解决了气窜、油侵问题，生产气油比保持在平衡气油比附近（图5），提高了油田采收率。
图5 H1气顶油藏生产曲线

Fig.5 Production curve of H1 gas cap reservoir

3 结 论

（1）带底油凝析气藏动态诊断新技术表明油气同采模式下的气顶油藏易发生气窜、油侵，油气开采不平衡，根据本文的水驱油效率计算方法表明M油田H1气顶油藏发生气窜、油侵后，水驱油效率降低一半。
（2）净驱动能量下动态驱油贡献指数预测表明H1气顶油藏驱动类型先以气顶驱为主然后转变为水驱为主；净气顶驱动能量对产油为负贡献，降低气顶亏空是当前油藏调整的主要目标。
（3）本文的系列创新技术指导现场调整工作制度，通过优化采油采气速度，控制生产气油比在平衡气油比附近，实施高气液比电泵排采措施，增产效果显著，为类似气顶油藏和带底油的凝析气藏控制气窜，遏制底油快速上侵气顶，减小原油损失，实现均衡开采提供借鉴及技术支撑。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
戚志林，唐海，杜志敏. 带油环的凝析气藏物质平衡方程[J].天然气工业，2003,23(1):70-72.

QI Z L， TANG H， DU Z M. Material balance equation of oil-rimming condensate gas reservoir[J].Natural Gas Industry，2003,23(1):70-72.

2
余贝贝，唐海. 莫索湾盆五底水油环凝析气藏剩余油分布研究[J].天然气勘探与开发，2010,33(1):42-45.

YU B B， TANG H. Study on the distribution of remaining oil in the five bottom water oil ring condensate gas reservoir in Mosowan Basin[J]. Natural Gas Exploration and Development，2010,33(1):42-45.

3
陈元千.推导气藏物质平衡方程式的一种方法[J].天然气工业，1983，3(3):51-53．

CHEN Y Q. A method for deriving material balance equation of gas reservoir[J]. Natural Gas Industry， 1983， 3(3):51-53．

4
胡俊坤，李晓平，张健涛，等. 计算水驱气藏动态储量和水侵量的简易新方法[J].天然气地球科学，2012，23(6)：1175-1177．

HU J K， LI X P， ZHANG J T，et al．A new convenient method for calculating dynamic reserves and water influx in water driving gas reservoir[J].Natural Gas Geoscience，2012，23(6)：1175-1177．

5
唐圣来，罗东红，闫正和，等.中国南海东部强边底水驱气藏储量计算新方法[J].天然气工业，2013，33(6)：44-47．

TANG S L， LUO D H， YAN Z H，et al. A new method of calculating the reserves of gas reservoirs strongly driven by edge and bottom water in the eastern South China Sea[J]. Natural Gas Industry，2013，33(6)：44-47．

6
丁景辰. 高含水致密气藏水平井稳产原因分析及启示[J]．天然气地球科学，2017，28(1)：128-131．

DING J C. Analysis and inspiration of stable production of horizontal wells in high water saturation tight gas reservoir[J]．Natural Gas Geoscience，2017，28(1)：128-131．

7
喻莲，赵文琪，陈礼，等. 凝析气顶油藏复杂气窜问题研究[J].特种油气藏，2013，20(4)：110-112．

YU L， ZHAO W Q， CHEN L，et al．Research on complex gas channeling in reservoir with condensate gas cap[J]. Special Oil & Gas Reservoirs，2013，20(4)：110-112．

8
王昱，钟仪华. 气顶油藏开发技术对策探讨[J]. 西南石油学院学报，2002，24(3)：54-57．

WANG Y， ZHONG Y H. Technical strategy discussion for gas-cap reservoir development[J]. Journal of Southwest Petroleum Insitute，2002，24(3)：54-57．

9
姚约东，李相方. 气顶油气田开发程序的探讨[J]. 天然气工业，2005，25(2)：124-126．

YAO Y D， LI X F. Discussion on development programs of gas-cap reservoir[J].Natural Gas Industry，2005，25(2)：124-126．

10
王星，黄全华，尹琅，等. 考虑水侵和补给的气藏物质平衡方程的建立及应用[J]. 天然气工业，2010，30(9):32-34．

WANG X， HUANG Q H， YIN L，et al. Establishment and application of material balance equation of gas reservoir considering water invasion and replenishment [J]. Natural Gas Industry，2010，30(9):32-34．

11
刘建仪，韩杰鹏，张广东，等. 单井生产动态拟合法求取强水驱凝析气藏动态储量[J]. 中国海上油气， 2016， 28(2)： 83-87．

LIU J Y， HAN J P， ZHANG G D，et al. Single well production performance fitting method for dynamic reserves of strong water-drive gas condensate reservoir[J]. China Offshore Oil and Gas，2016，28(2)：83-87．

12
余忠，赵会杰，李卫京，等. 正确选择气顶油藏高效开发模式[J]．石油勘探与开发，2003，30(2)：70-73．

YU Z， ZHAO H J， LI W J，et al. Optimization of development scheme for gas-cap reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003,30(2):70-73.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司