气顶边水油藏是特殊类型的油藏，其基本特征是在一个油层内同时存在着没有隔离的油藏和气藏，气藏在上，油藏在中，下部一般还有边水或底水存在。该类油藏中的油气水在漫长的成藏过程中，已经形成了水动力学平衡、热力学平衡及多组分相态平衡的状态^[1-5]。油气层一旦钻开投入开发，这种平衡状态就被打破，油气层内出现物质和能量的交换，如流体流动、压力传递、界面移动和相态转化等，给开发生产带来困难。海上油田对于该类油藏，部署平行于油气水界面的水平井进行开发，并取得了较好的开发效果^[6-8]。但随着油藏进入开发中后期，不可避免会出现气窜与水侵，油藏面临着地层压力下降快、产液量逐渐降低和气驱效率低等难题^[9-15]。因此，需要评价该类油藏的开发效果，并根据评价结果挖掘油藏开发潜力。

目前，普遍采用童氏水驱曲线评价水驱油藏的开发效果；而对于气驱油藏，人们借鉴水驱曲线的思路，采用气驱特征曲线评价气驱油藏的开发效果，形成了评价水驱油藏和气驱油藏开发效果的方法^[16-23]。气顶边水油藏受气驱与水驱的双重影响，无法直接应用气驱特征曲线或水驱特征曲线评价开发效果。因此，笔者基于稳定渗流理论，推导了气驱特征曲线关系式，并将其与水驱特征曲线关系式联立，建立了计算气驱产油量占总产油量比例的方法，实现了气顶边水油藏水驱与气驱综合影响下开发效果的评价、油藏潜力的量化，并以锦州X油田3井区为例进行了应用分析，提出了挖掘气顶边水油藏开发潜力的措施。

1.   气驱–水驱联合特征曲线的建立

1.1   气驱特征曲线

水驱特征曲线以油水相对渗透率曲线为基础推导而来，基本假设是，在油–水两相稳定渗流条件下，中含水阶段${K_{{\text{rw}}}}/{K_{{\text{ro}}}} - {S_{\text{w}}}$呈半对数直线关系。该思想同样适用于气驱油的情况，二者的区别主要是黏度比的差异。对于油–气两相稳定渗流，认为${K_{{\text{rg}}}}/{K_{{\text{ro}}}} - {S_{\text{g}}}$也满足指数函数关系：

式中：${K_{{\rm{rg}}}}$为气相相对渗透率；${K_{{\text{ro}}}}$为油相相对渗透率；${S_{\rm{g}}}$为含气饱和度；m和n为回归系数。

忽略毛细管力的影响，对于气驱稳定渗流，根据平面径向流公式，可以得出产油量、产气量与油气黏度、体积系数及相对渗透率的关系：

式中：${Q_{\text{g}}}$为地面条件下的产气量，m³/d；${Q_{\text{o}}}$为地面条件下的产油量，m³/d；${R_{{\text{si}}}}$为气油比，m³/m³；${\mu _{\text{o}}}$为地层原油黏度，mPa·s；$\,{\mu _{\rm{g}}}$为地层天然气黏度，mPa·s；${B_{\text{o}}}$为原油体积系数，m³/m³；${B_{\text{g}}}$为天然气体积系数，m³/m³。

在气驱油条件下，水相仅以束缚水形式存在于地层中，气驱油藏任意时刻的含油饱和度为油藏中剩余油体积与油藏孔隙体积之比。根据物质平衡方程，气驱油过程中油藏的含气饱和度为：

式中：${N_{\text{p}}}$为累计产油量，10⁴m³；${N_{}}$为地质储量，10⁴m³；${S_{{\text{wi}}}}$为束缚水饱和度。

油藏的累计产气量可表示为：

式中：${G_{\text{p}}}$为累计产气量，10⁴m³。

由式（1）—式（4）可得：

由瞬时产油量与累计产油量的关系可得：

将式（6）代入式（5），进行积分、求对数，可得：

与水驱特征曲线相比，累计产气量与累计产油量的关系受溶解气油比的影响。随着大气顶油藏持续开发，气顶气因膨胀向油区扩张，并依靠气体前缘的推进而驱油，由于油气黏度差异大，进入油区的气体容易在油井井底泄压区形成“指进”，发生气窜，生产气油比不断增大，溶解气油比与常数项的影响越来越小。生产气油比与溶解气油比的比值达到10、累计产气量达到1 000×10⁴ m³时，式（7）左侧忽略溶解气油比时的计算结果与考虑溶解气油比时的计算结果相差很小。因此，大气顶油藏开发中后期，可以认为累计产气量与累计产油量在半对数坐标上呈直线关系，即：

1.2   气驱–水驱联合特征曲线

采用水平井开发气顶边水油藏时，可以认为上部储量气驱动用，下部储量水驱动用。气顶边水油藏下部水驱与甲型水驱曲线相符，即：

式中：${W_{\text{p}}}$为累计产水量，10⁴m³；${N_{{\text{p}}1}}$为水驱累计产油量，10⁴m³；${n_1}$为水相指数；${N_1}$为水驱动用储量，10⁴m³。

上部气驱特征曲线的关系式为：

式中：${N_{{\text{p}}2}}$为气驱累计产油量，10⁴m³；${n_2}$为气相指数；${N_2}$为气驱动用储量，10⁴m³。

利用式（10）和式（12），可求得各阶段间水驱产油量与气驱产油量的比：

利用式（14），根据各阶段累计产气量与累计产水量，可计算得到上部气驱累计产油量与下部水驱累计产油量的比，从而得到各阶段气驱产油量与总产油量的比，以评价不同阶段的开发效果及指导下步开发策略的调整。

2.   应用分析

以锦州X油田3井区为例进行应用分析。锦州X油田古近系沙河街组发育了一系列受构造控制的短轴半背斜气顶油藏，该油田3井区开发的I油组是以大气顶、强边水和窄油环为特征的砂岩油藏（见图1），气顶指数为2.03，水体倍数为50～80，油环平面宽度小于600.00 m。目前已进入开发后期，采出程度35.1%，气油比1 832 m³/m³，含水率85.4%，出现了含水率和气油比高的问题，需要评价油藏开发潜力，以指导开发策略的调整。

图  1  锦州X油田3井区I油组油气水界面示意

Figure  1.  Oil-gas–water interface of Oil Group I in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3井区采用水平井开发，水平井部署于油柱高度的下1/3—1/2处（见图1），受气、水两相驱替，在上下部分原油不发生大幅度窜流的情况下，可以认为水平井上部为气驱，下部为水驱。甲型、乙型、丙型和丁型等4种水驱曲线含水率上升的规律不相同。将锦州X油田水驱曲线含水率的上升规律与4种水驱曲线含水率的上升规律进行对比，发现该油田含水率的上升规律与甲型水驱曲线相符。

结合地质储量计算方法，计算出3井区水驱和气驱动用储量比为0.45∶0.55。

针对水驱动用储量与水驱特征曲线的关系，童宪章院士根据国内外25个油田的生产资料提出的“7.5B”公式，已经成为水驱油田计算水驱动用储量的主要方法^[19]。但由于海上油田考虑经济效益问题，普遍选用少井高产的开发策略，如采用陆地油田回归参数计算海上油田的水驱动用储量，计算结果较高，因此选用渤海油田典型水驱区块的生产数据对式（11）进行回归修正，得到：

借鉴计算海上油田水驱动用储量的思路，选用渤海油田典型气驱区块的生产数据对式（13）进行回归，可得：

将式（15）和式（16）代入式（14），消去${B_1}$和${B_2}$，得到应用动态生产数据计算水驱产油量与气驱产油量比的公式：

锦州X油田3井区水驱和气驱特征曲线如图2所示。从图2可以看出，随着气驱和水驱的进行，累计产气量、累计产水量与累计产油量在各阶段均呈半对数直线关系。基础井网发生气窜后，气油比上升速度越来越快，反映到气驱曲线上，斜率不断增大；综合调整后，气油比上升速度有所放缓，气驱曲线的斜率有所减小；伴随着油田整体进入开发后期，气窜矛盾不断激化，当前油田气驱曲线斜率也不断增大。利用式（17），计算出各阶段气驱产油量占比，就能评价当前气驱的采出程度。

图  2  锦州X油田3井区气驱特征曲线和水驱特征曲线

Figure  2.  Characteristic curves of gas drive and water drive in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3井区投产初期，井距600.00 m，单井井控储量66×10⁴ t，上部气驱与下部水驱较为均衡，气驱产油量占比52.6%，气驱与水驱的产油量基本相同。随着油藏进入开发中期，该井区地层压力降低，一方面气顶膨胀，油气界面移动速度快于油水界面，气窜快于水窜；另一方面气窜后气体在近井地带膨胀，占据流体流动空间。当气油比升至706 m³/m³时，气驱产油量占比降至41.9%。该井区以挖潜井间剩余油为目的调整开发方案后，井的数量增加1倍，井距缩至300.00 m，单井井控储量33×10⁴ t，气窜有所缓解，气驱产油量占比增至42.8%（见图3）。

图  3  锦州X油田3井区各阶段气驱产油量占比

Figure  3.  Proportion of oil production by gas drive in each stage in Well Block 3 of JZ-X Oilfield

下载: 全尺寸图片 幻灯片

结合动用储量劈分结果和气驱、水驱产油量占比，计算上部储量当前气驱采出程度为24.3%，预测以天然能量开发的采收率为25.9%；下部储量当前水驱采出程度为48.4%，预测采收率为51.7%。

与水驱相比，由于气油黏度比小，气驱易发生气窜，波及程度与气驱效率都较低，造成储层上部采出程度低，若以当前的开发方式继续开发，上部气驱的采收率要远低于下部水驱的采收率，因此，需改变开发方式挖掘油藏的潜力。采用数值模拟方法，模拟不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置的开发效果，发现在原始油气界面上实施水平井平行立体注采井网的开发效果最好。注入水一方面起屏障功能，将大气顶油藏分割为气藏+小气顶油藏2个独立的开发单元；另一方面下驱油藏，水和气混合驱替油环，具有较好的驱替效果，可以提高驱油效率（见图4）。

图  4  屏障注水示意

Figure  4.  Barrier water injection

下载: 全尺寸图片 幻灯片

气顶边水窄油环油藏具有特殊性，而锦州X油田尚无该类油藏转屏障注水的经验。因此，以水驱程度高、气窜严重、纵向驱替不均衡、剩余油多和增产效果显著为原则，选择在D4H井、D15HS井组补钻水平注水井。D4H井、D15HS井组控制地质储量98×10⁴ t，当前采出程度27.6%，气油比2570 m³/m³，含水率85%。受气窜影响，单井平均产液量由初期的100 m³/d降至当前的20 m³/d，开发效果较差。水平注水井开始注水后，初期注采比为1.0，后期跟踪油井产液量变化灵活调整，预测4个月左右水障基本形成，适时对油井采取提液措施，放大生产压差，在油藏中将注入水引向油井，一方面防止注入水大量进入气顶，造成气顶水侵；另一方面实现水障驱油效果。因为1口注水井无法实现油田的水障连片，对气窜只能实现部分屏障，对开发效果的改善主要以气驱转水驱的增油效果为主，预测实施注水后可累计增产油量5.4×10⁴ t，井组采收率提高5.5百分点。

3.   结　论

1）基于稳定渗流理论，推导了气驱特征曲线关系式，即累计产气量与累计产油量的关系式。该关系式表明，在大气顶油藏开发中后期，累计产气量与累计产油量在半对数坐标上呈直线关系。

2）将水驱和气驱特征曲线关系式联立，建立了气驱产油量占比的计算方法，从而实现气顶边水油藏水驱与气驱综合影响下开发效果的评价。以锦州X油田3井区为例，分析了所建方法在气顶边水油藏中的应用问题。

3）气顶边水油藏上部气驱采出程度低，要提高采出程度，需改变开发方式，可在油气边界附近实施屏障注水，一方面通过注入水分割气顶，另一方面利用注入水驱油，实现水和气混合驱替油环。