曲世元，姜漢橋，李俊鍵，周 宇，馬 康，常元昊

(1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.NTNU Nanomechanical Lab, South-Trondelog, Trondheim 7491, Norway)

0 引 言

復雜小斷塊油藏數(shù)量多分布廣，在探明儲量中所占比例高[1]。其在地質和開發(fā)因素的共同影響下[2-5]，雖注采流線流場穩(wěn)定，水驅受限，但仍具有較大的開發(fā)潛力。目前針對復雜小斷塊油藏剩余油(高部位閣樓油、斷層夾持剩余油、邊角剩余油)[6]提高采收率的措施主要有不穩(wěn)定注水[7]、注氣吞吐[8-10]、水氣交替注入[11-12]和氣體輔助重力驅[13]。現(xiàn)有的措施專注于單純利用注水或注氣進行挖潛，均難以高效地動用區(qū)塊內剩余油。而在當今低油價的形勢下，新井經濟效益差。為提高復雜小斷塊油藏剩余油整體動用效果，亟需形成低成本高效率的開發(fā)方式，以提高剩余油整體動用效果?；诋斍熬W實際，借助數(shù)模手段，進行了水驅輔助注氣吞吐開發(fā)方式研究。一方面，從8個地層基本參數(shù)出發(fā)，結合經濟極限換油率和悶井效率對該方法的油藏適應性進行分析，以篩選出適合的油藏；再利用單因素、正交實驗結合響應面分析方法，對注采比等注入參數(shù)進行影響因素分析，進而確定其技術界限，最后利用勝利油田a-7區(qū)塊對該方法進行驗證。

1 水驅輔助注氣吞吐開發(fā)模式探索

復雜小斷塊油藏由于其含油面積小，一般僅存在頂部及底部2口生產井，剩余油主要集中在頂部以及腰部。文中設計為高部位注氣吞吐，形成人工氣頂，動用構造高部位剩余油，改變水驅流場，同時，低部位水驅加速氣頂形成，增強低部位剩余油動用。

基于復雜小斷塊油藏基本地質特征建立理想模型，模型傾角為15 °，模型面積為0.12 km2，屬于帶傾角的條帶狀小斷塊模型。網格平面尺寸為40×120，縱向上劃分為5個層，默認高部位井距離構造頂部為100 m，低部位井距離構造底部為100 m，井距為400 m。模型孔隙度為25%，平面滲透率為500 mD，縱向滲透率為50 mD，儲層厚度為10 m，原始地層壓力為15 MPa。模型的基礎開發(fā)方式為：2口井衰竭開采至合理生產壓差后，底部井開始注水提供能量，轉為水驅開發(fā)直到含水率達到90%?；A開發(fā)方案結束后，采出程度為29.74%，水驅后的剩余油主要集中在構造高部位，但井間可動油的動用并不完全。

基于該模型，設計了水氣注入速度比、階段二與階段一增壓比及注采比3因素2水平的方式，判斷各個階段中是否需要注水，并最終確定水驅輔助注氣吞吐的最優(yōu)工作模式。正交實驗設計如表1所示。評價指標為達到極限生產條件下所對應的采收率。

表1 3因素2水平正交實驗設計

根據數(shù)值模擬結果統(tǒng)計正交實驗結果，利用極差法對正交實驗進行分析可知，在頂部井注氣吞吐的各階段均需要進行底部井的注水輔助，當各階段底部井都進行注水輔助時，開發(fā)效果達到最優(yōu)。

水驅輔助注氣吞吐最優(yōu)的工作模式示意圖如圖1所示，階段一為頂部井注氣底部井注水，同時補充能量；階段二與階段三均屬于頂部井悶井階段，階段二底部仍繼續(xù)注水增能，階段三底部井關井，轉化為整個區(qū)塊的純悶井階段；階段四為開采階段，人工氣頂形成后，底部井注水輔助，頂部井開采原油。

進一步利用典型模型將所得到的最優(yōu)工作模式與常規(guī)措施(后續(xù)水驅以及注氣吞吐)下的開發(fā)效果進行對比，數(shù)值模擬統(tǒng)計結果見表2。由表2可以看出，水驅輔助注氣吞吐的開發(fā)效果明顯優(yōu)于其他2種開發(fā)措施，高部位剩余油被有效動用，井間剩余油也進一步得到了動用，即水驅輔助注氣吞吐具有良好的提高采收率效果。

表2 不同措施開發(fā)效果對比

2 水驅輔助注氣吞吐油藏適應性及技術界限研究

2.1 油藏適應性分析

基于典型模型，通過改變儲層的物性參數(shù)，評價對應油藏的人工氣頂形成速度及換油率，以經濟極限換油率和悶井時間為水驅輔助注氣吞吐開發(fā)效果的評價指標。

對于目前注氣開發(fā)，現(xiàn)場施工的注氣成本為1.65 元/m3，其中，注氣設備成本為0.65 元/m3，人工費為1.00 元/m3；注入氣的體積系數(shù)為0.005 m3/m3，以油價50.00美元/桶(折合人民幣為2 187.50 元/m3)，國內斷塊油藏(勝利油田為例)一般性注水開發(fā)油藏原油平均成本為1 093.75 元/m3，以簡單的經濟極限折算，即人工氣頂驅注氣開發(fā)盈利為0時，利用式(1)可以得到換油率經濟下限為0.3。

(1)

式中：ω下限為換油率經濟下限，m3/m3；No為累計產油量，m3；NinjG為累計注氣量，m3；Bg為氣相體積系數(shù)，m3/m3。

2.1.1 單因素分析

經過文獻調研，選取了可能影響換油率及氣頂形成時間(形成穩(wěn)定氣頂所需要的悶井時間)的主要8個油藏物性參數(shù)(傾角、水平滲透率、原油黏度、垂向與水平滲透率比值、油氣密度差、儲層厚度、韻律性以及斷塊形狀)。不同參數(shù)的影響效果如圖2所示。逐一分析不同參數(shù)對換油率及氣頂形成時間的影響(藍線表示換油率，換油率應高于藍色虛線；紅線表示氣頂形成時間，悶井時間應低于紅色虛線，取二者交集，可得合理范圍)，可以得到對應的油藏篩選條件。

2.1.2 關聯(lián)性分析

利用各個元素之間變化趨勢的相似性和相異性確定對應元素之間關聯(lián)程度(灰色關聯(lián)度)的方法稱為灰色關聯(lián)法[14-23]?；诨疑P聯(lián)法。評價不同參數(shù)對提高采收率效果的影響程度，將不同參數(shù)的變化范圍進行歸一化處理，通過不同參數(shù)變化條件下對應的換油率評價不同地質參數(shù)對人工氣頂驅開發(fā)影響的程度。不同參數(shù)的影響程度進行排序(表3)。

表3 基于灰色關聯(lián)法評價的關聯(lián)程度

利用關聯(lián)度對影響程度進行分級(1級，關聯(lián)度不小于0.70；2級，關聯(lián)度為0.60～0.70；3級，關聯(lián)度小于0.60)，結合不同因素的單因素分析結果，建立了適用于人工氣頂驅開發(fā)的油藏篩選標準(表4)。

表4 水驅輔助注氣吞吐油藏篩選條件

2.2 技術界限研究

進一步利用數(shù)值模擬探索水驅輔助注氣吞吐的技術界限，研究水氣注入速度比、階段二與階段一增壓比和注采比對水驅輔助注氣吞吐開發(fā)效果的影響，采用Box-Behnken響應面優(yōu)化實驗設計，分別在低、中、高的3個水平上進行中心復合設計，共17組實驗。3因素3水平：氣水注入速度比(低：1.0；中：5.0；高：10.0)、階段二階段一增壓比(低：0.1；中：0.5；高：1.0)和注采比(低：0.1；中：0.5；高：0.9)。

在響應面分析中，利用F值進行統(tǒng)計結果的顯著性檢測，利用p值來檢測每個回歸系數(shù)的顯著性，p值越小，表明結果越顯著。由表5可知，模型F值為19.37，p<0.05，說明模型具有顯著的適應性，回歸方程代表的各因素與響應值之間的非線性方程關系是顯著的。進一步通過計算模型決定系數(shù)R2、變異系數(shù)以及信噪比評估模型的可信度[15]。模型決定系數(shù)R2為0.996，變異系數(shù)CV為1.31%，信噪比為17.379，計算結果支撐了該模型的高可信度，模型可用于預期的優(yōu)化預測實驗。

由表5可知，水氣注入速度比、階段二與階段一增壓比和注采比均對采收率有顯著影響，交互項中，注采比和階段二與階段一增壓比的交互作用對采收率有顯著影響，二次項中，水氣注入速度比和注采比均對采收率有顯著影響，其他p值均大于0.05，說明其顯著性不明顯。

表5 響應面分析

由圖3具體分析占優(yōu)區(qū)域，對于因素AB而言，氣水注入速度比為5.5～8.5時能夠取得較好的開發(fā)效果，而階段二與階段一增壓比越小越好，為0.10～0.33時能夠達到良好效果。對于因素AC來說，當注采比為0.4～0.7、氣水注入速度為6.5～10.0時，水驅輔助注氣吞吐的開發(fā)效果較好；當注采比為0.3～0.6、階段二與階段一增壓比為0.1～0.3時整體效果最佳。綜合考慮，水驅輔助注氣吞吐的合理的技術政策界限為：氣水注入速度比為6.5～8.5，階段二與階段一增壓比為0.1～0.3，注采比為0.4～0.6。在實際油藏的開發(fā)中，具體比例數(shù)值以及注氣速度、悶井時間和注水增壓速度依據油藏的實際開發(fā)策略加以明確。

圖3 相關因素關系

3 實際區(qū)塊開發(fā)效果預測

3.1 區(qū)塊概況及歷史擬合

根據上述油藏篩選標準，選擇勝利油田a-7區(qū)塊進行水驅輔助注氣吞吐開發(fā)研究。該區(qū)塊儲層孔隙度為23%，儲層平均滲透率為295 mD，非均質性較弱，地層傾角為14 °，有效厚度為6.1 m，夾層相對不發(fā)育，地下原油黏度為2.8 mPa·s，地下原油密度為0.78 g/cm3，油藏面積為0.16 km2，原始控制地質儲量為4.10×104m3。a-7區(qū)塊僅有2口生產井，分別位于構造高部位和中部位，2010年9月投入開發(fā)，由初期的衰竭開發(fā)轉換為水驅開發(fā)方式，截至2017年7月，區(qū)塊含水率達到94%，區(qū)塊采出程度為16.53%。對所建立的數(shù)值模擬模型進行定采液量擬合前期開發(fā)區(qū)塊開發(fā)動態(tài)，擬合率為0.975。

3.2 水驅輔助注氣吞吐開發(fā)效果評價

依據水驅輔助注氣吞吐的開發(fā)方案進行模擬預測，并與后續(xù)水驅以及注氣吞吐進行效果對比。模擬結果表明，水驅輔助注氣吞吐相比基礎水驅開發(fā)采收率提高12.96個百分點，較后續(xù)水驅措施及注氣吞吐調整措施采收率提高3.27個百分點、1.77個百分點。水驅輔助注氣吞吐的提高采收率效果明顯。

對比3種開發(fā)方式的剩余油飽和度可以發(fā)現(xiàn)(圖4)，后續(xù)水驅開發(fā)方式始終無法動用構造高部位剩余油，注氣吞吐方式與水驅輔助注氣吞吐方式均能夠有效動用高部位剩余油，相比注氣吞吐，由于有了底部注水輔助，置換下來的剩余油能夠被更好地動用，同時，進一步對井間部位的剩余油進行了持續(xù)動用，區(qū)塊整體的提高采收率效果更好。

圖4 不同調整措施開發(fā)后剩余油飽和度

4 結 論

(1) 針對高含水期復雜小斷塊油藏剩余油分布特征，利用正交實驗探索了水驅輔助注氣吞吐開發(fā)模式：補充能量(頂部注氣底部注水)—悶井增能(頂部關閉底部注水)—悶井階段(頂?shù)兹P)—開發(fā)階段(頂部開發(fā)底部注水)。

(2) 基于灰色關聯(lián)法明確了油藏篩選條件，并以經濟極限換油率和悶井時間形成了該方法的油藏篩選標準；進一步結合理論分析、單因素分析和響應面分析明確了水驅輔助注氣吞吐技術界限。

(3) 對勝利油田a-7區(qū)塊實施水驅輔助注氣吞吐設計及效果預測，數(shù)值模擬結果表明，水驅輔助注氣吞吐能夠高效動用高部位剩余油，同時兼顧低部位剩余油，顯著提高區(qū)塊的整體開發(fā)效果。