0 引言
目前，针对多层油藏或多层气藏的层间干扰问题，前人开展了大量研究，但对于带底油凝析气井油气干扰现象研究较少。针对带底油凝析气井产量劈分方法，国内外常用的主要有油密度劈分法和气油比劈分法，且2种产量劈分结果差别较小［7-10］，但随着原油的不断产出，单一方法劈分结果差异越来越大［11-12］。渤海B油气田凝析气藏部分井在开发中后期亦出现了该矛盾，即按照2种方法分别进行分析，得出的凝析气层、底部油层的产量贡献差异较大。由于海上分层产能测试成本高、测试资料少，而且从资料本身无法了解底部原油窜进干扰变化规律［13-14］。为了量化底部原油突进对上部凝析油产出造成的干扰程度，提出了“原油干扰系数”这一评价指标。该系数可以通过分析生产动态数据、压力数据以及流体性质等数据，基于2种产量动态劈分方法而得出，用于表征底部原油突进对上部凝析油产出的影响程度和寻找天然能量开发中后期凝析气（油）和底部油层的产出贡献规律并制定相应的开发策略，从而更好地指导带底油凝析气藏的合理开发。
1 方法
1.1 产量动态劈分方法
带底油凝析气藏的上部凝析油与下部原油往往密度不同，上部气藏凝析气油比与下部原油中溶解气油比不同，基于这2种气、液的差异，形成2种不同的产量动态劈分方法。
（1）油密度法，即利用凝析油与底部原油的密度差异，分析产出油中两者的比例，即 ，根据原油产量 ，可得：
式中 为产出油混合液密度，g/cm3； 和 分别为地面原油密度、对应压力下凝析油密度，g/cm3； 为原油的产量，m3/d； 为产出油混合液的产量，m3/d；X为原油占产出混合液比值。
（2）气油比法，即利用气藏凝析气油比与油藏溶解气油比的差异，分析产出气中两者的比例。基于凝析气藏衰竭开发过程中，地面产出凝析油未出现反凝析液的重质组分，则根据不同地层压力下的凝析气油比关系，可计算凝析油对应气层气的产量，反之亦然。即基于高压物性资料中凝析气油比、原油溶解气油比随地层压力变化关系，结合生产井地层压力变化曲线，分析产出气中两者的比例，即 ，可得：
式中 为凝析气油比，m3/m3； 为原油溶解气油比，m3/m3。
1.2 层间干扰定量表征方法
对比分析油密度劈分法与气油比劈分法可知，油密度劈分法适用于衰竭开采方式下任意阶段，能直接反映合采情况下原油、凝析油的产能。气油比劈分法则考虑了凝析气藏随地层压力变化的开发规律，该方法计算出的凝析油为气井单采凝析气层的产能。为了定量描述凝析油产能下降程度，引入干扰系数的概念，其物理意义为带底油凝析气井多层合采时底油对凝析气层凝析油产能的干扰程度。
1.3 研究对象介绍
本文研究对象是渤海西部海域的古潜山断块油气藏，图1所示为该油气田区域位置及岩性地层综合柱状图。该油气田主要含油气层位发育于古近系沙河街组、下古生界奥陶系、寒武系和太古界潜山，油气藏埋深3 000~3 300 m。古近系沙河街组储层岩性为中孔、中渗砂岩，以气层为主；下古生界奥陶系、寒武系储层岩性为孔隙—裂缝型碳酸盐岩，主要为顶气底油的块状油气藏；太古界潜山储层主要为混合花岗岩，储集空间为裂缝—孔隙型双重介质。
渤海B油气田储层具有含油气层位多、厚度大、分布广的特点，顶部为凝析气藏，底部油藏边、底水能量强。油气田主力生产层位为下古生界奥陶系上油组，油气层厚度30~200 m，凝析气藏生产气油比介于2 200~4 200 m3/m3之间，凝析油含量介于240~420 g/m3之间，凝析油含量中等，地层中反凝析的凝析油量约为5%，经历20余年衰竭开发未造成大量凝析油损失在地下［15］；地面凝析油密度介于0.728 1~0.762 0 g/cm3之间，底部原油的地面原油密度介于0.821 0~0.846 2 g/cm3之间。
受开发初期认识限制，80%的气井直接钻或者钻遇底部潜山原油，随着开发年限的不断增加，根据生产井逐年新增的地面流体取样资料及生产动态可知，部分气井底部原油逐步产出，出现“油升气降”现象，即发生了不同程度的层间干扰，并且随着地层压力的下降，这种干扰还在加剧，因此，需要一种手段能够合理评价这种底油窜进干扰现象。
2 层间干扰定量评价结果分析
2.1 产量劈分结果差异
根据气顶及底油的高压物性资料，结合单井的生产资料，基于上述方法原理，进行单井产量动态法劈分，结果表明部分井两者分析结果一致，部分井结果差异显著。以渤海B油气田A1井、A2井为例，分相产量劈分结果见表1。A2井以主产气层气和凝析油为主，上述2种方法劈分结果相对误差较小，但A1井原油、凝析油的劈分结果差异显著，整体差异性分别为28.1%、24.6%。
表1 A1、A2井不同方法油气产量劈分结果Table 1 Production splitting results for Wells A1 and A2 |
| 井号 | A1 | A2 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 油密度法 | 气油比法 | 相对误差/% | 油密度法 | 气油比法 | 相对误差/% | |
| 原油/（104 m3） | 14.89 | 10.70 | -28.1 | 1.75 | 1.80 | 2.9 |
| 凝析油/（104 m3） | 17.01 | 21.20 | 24.6 | 17.86 | 17.81 | -0.3 |
| 溶解气/（108 m3） | 0.23 | 0.17 | -26.1 | 0.03 | 0.03 | 0.0 |
| 气层气/（108 m3） | 6.42 | 6.48 | 0.9 | 6.64 | 6.64 | 0.0 |
从A1井2种方法原油、凝析油产量劈分对比曲线（图4），可以看出A1井自投产至2017年底，上述2种产量劈分方法劈分的原油、凝析油产量较为相近，以凝析油产出为主，原油贡献比例约为10.0%~18.0%。但自2018年起，2种方法劈分的原油、凝析油产量差异达到50%以上。综合分析认为主要由于A1井底部原油不断地大量产出，对气层的凝析油的产出造成的干扰也越来越大。
2.2 层间干扰定量评价
以渤海B油气田A1井为例，基于油密度和气油比的动态劈分数据，利用公式（3） 可计算原油对凝析油产油能力的干扰程度。从图3及图4（a）可以看出A1井自投产至2016年底，原油对凝析油产量干扰系数约为0.05~0.20；自2017年起，随着A1井产出的原油占产出液的比例越来越高，原油对凝析油产量干扰越大，干扰系数高达0.30~0.50。究其原因，主要是由于底部油层为块状潜山底水油藏，天然能量相对较强，顶部气层和底部油藏压力系统的差异导致原油不断产出［16-18］，并且随着生产压差的增加，底部原油产出比例越大，原油对凝析油的干扰程度越大，层间矛盾加剧［图4（b）］。因此，基于单井动态资料和各层高压物性资料，运用油密度和气油比的动态产量劈分，建立原油干扰系数和生产压差关系图版，可用于不同工作制度下层间干扰状况的评估及预测，从而更好地指导带底油凝析气藏的合理开发。
渤海B油气田凝析气藏天然气生产相对稳定，保持了10年平稳供气，递减迹象不明显，采用物质平衡法、类比法与胡建国等［19］经过大量统计建立的预测模型法等计算天然气采收率，分别为62.0%、62.5%、61.6%；凝析油因底部原油的层间干扰，递减趋势明显。因此，利用产量递减法计算凝析油采收率，计算得到该凝析气藏的凝析油采收率为26.6%，与类比法计算的采收率33.5%相比，相对偏低。因此，考虑到油气均衡生产，需要制定合理的开发调整策略，降低底部原油的层间干扰，进一步提升油气采收率。
3 应用
3.1 考虑层间干扰的油气产量动态预测
油密度产量劈分方法过于依赖现场资料，计算结果的稳定性和准确性无法保证，而且无法根据压力和干扰规律对带底油凝析气井进行油气预测。因此，基于原油干扰系数，对气油比劈分方法进行干扰校正，可得到考虑层间干扰校正后的气油比劈分法，即 ，可得：
式中 为考虑层间干扰校正后的凝析油产量，m3/d； 为气油比方法劈分后的凝析油产量，m3/d； 为考虑层间干扰校正后的原油产量，m3/d。
3.2 指导带底油凝析气藏均衡生产及效果
利用公式（3） 对单井进行层间干扰分析，根据原油干扰系数的大小和变化规律，实施一井一策。以层间干扰严重的A1井为例，2021年底该井底部原油干扰系数达0.49，原油干扰严重；自2022年1月以来，通过工作制度的优化，油气产量趋于稳定，到2023年12月平均日产气9.0×104 m3，日产油约50 m3，底部原油干扰得到了有效改善，油气产能均有所提高（表2）。
表2 A1井工作制度优化前后产能对比Table 2 Comparison of productivity before and after work system optimization for Well A1 |
| 方案 | 油嘴 /mm | 生产压差 /MPa | 原油干 扰系数 | 采油指数 /［m3/（MPa·d）］ | 采气指数 /［104 m3/（MPa·d）］ |
|---|---|---|---|---|---|
| 优化前 | 8.0 | 2.78 | 0.49 | 33.00 | 7.83 |
| 优化后 | 6.0 | 1.20 | 0.20 | 40.99 | 8.10 |
通过生产制度优化后，凝析气藏整体生产平稳，重新评价凝析气藏采收率，天然气采收率可达63.0%，凝析油采收率可达32.6%，采收率与国内同类油田较为接近，凝析气藏潜力得到进一步提升。
3.3 指导潜山储层调整挖潜
渤海B油气田古近系沙河街凝析气藏有部分井的底部钻遇花岗岩地层，但钻遇井段较短，又缺乏试油、取心资料，由于储层埋藏深、地震分辨率低等多因素限制， 难以通过地震手段精细刻画及描述储层， 给太古界潜山的开发带来诸多困难。凝析气井大量黑油产出，为太古界潜山油藏的含油性提供了重要的依据。利用产量劈分的原油产量结果，结合地层压力等资料，评估了底部太古界潜山原油的动态储量。结合潜山储量认识的规模，部署了5口调整井，2022年3口调整井全面投产，日产油达80~140 m3，且长期稳定生产，取得了较好的开发效果，后续该区域将继续实施2口调整井，进一步提高采收率。通过调整井的部署实现细分层系开发，有效降低层间干扰，充分释放老井产能，同时也进一步提高油田储量动用程度，有效改善油田开发效果。
4 结论
（1）针对带底油凝析气藏生产原油现象，基于油密度和气油比的动态劈分方法，提出了原油干扰系数这一评价指标，定量表征了开采过程中原油对气层凝析油析出的层间干扰程度。该方法符合油气藏实际情况，可为带底油凝析气井的油气合采的产量劈分及预测提供依据。
（2）带底油凝析气井油、气生产指数存在明显拐点，结合原油干扰系数定量表征和变化规律研究，可为凝析气井选取合理的工作制度，实现油、气均衡开采。
（3）基于带底油凝析气井合采导致的原油对气层凝析油产量的干扰定量评价，可有效指导油气剩余潜力挖潜，部署的井位经济有效。
甘公网安备 62010202000678号
