縫洞型油藏注氮氣吞吐效果影響因素分析

呂 鐵，劉中春

(中國石化勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

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縫洞型油藏注氮氣吞吐效果影響因素分析

呂 鐵，劉中春

(中國石化勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

針對塔河縫洞型油藏的地質(zhì)和滲流特點，利用數(shù)值模擬軟件分析了油氣兩相的相態(tài)特征，得到注氮氣非混相驅(qū)的驅(qū)油機理。通過地震、試井、測井等資料，建立數(shù)值模型，研究了地質(zhì)和注氮氣等參數(shù)對吞吐效果的影響。研究表明：地質(zhì)參數(shù)中洞頂剩余油、充填程度、底水能量和井儲關(guān)系對吞吐效果的影響很大；注氮氣參數(shù)中，周期注氮氣量是影響吞吐效果的主要因素，需要結(jié)合洞頂剩余油儲量來具體優(yōu)化；增加注氮氣速度會增加氣體的橫向波及面積，對吞吐效果的影響存在最優(yōu)值，而悶井時間和周期注水量對未充填溶洞的吞吐效果影響不大。研究結(jié)果初步形成了一種選井原則，對縫洞型油藏的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)有一定的參考價值。

氮氣替油；影響因素；數(shù)值模擬；未充填洞；縫洞型油藏；塔河油田

0 引 言

塔河奧陶系縫洞型油藏四、六、七等老區(qū)塊歷經(jīng)5a的大規(guī)模注水開發(fā)，油水界面逐漸抬升至生產(chǎn)井底，注水替油逐漸失效，剩余油主要分布在儲集體頂部[1]。為進一步開采溶洞頂部未動用的剩余油，注氮氣吞吐成為提高采收率的主要手段[2]。截至2014年8月，塔河主體區(qū)塊共有注氮氣井64口，單井注氮氣1～4個周期，注氮氣效果差異性大，平均單井注氮氣增油0.02×104～1.30×104t，且低效井多，比例占35%，因此，對注氮氣吞吐效果差異性進行分析，尋求影響吞吐效果的主控因素。利用數(shù)值模擬方法，研究氮氣非混相驅(qū)油機理，分析地質(zhì)因素和注氮氣參數(shù)對注氮氣效果的影響規(guī)律。

1 數(shù)值模型的建立

1.1 地質(zhì)模型

從成因上分析，塔河油田縫洞型油藏是在前期大量裂縫基礎(chǔ)上，經(jīng)水動力溶蝕作用產(chǎn)生的大尺度溶洞和小尺度溶孔的綜合體[3]。大尺度溶洞是主要的儲集空間，在地震剖面上表現(xiàn)為串珠狀的反射特征，說明在空間上離散分布。而小尺度溶孔和裂縫分布在溶洞周圍，對其封閉性產(chǎn)生影響(圖1a)[4-5]。從現(xiàn)場實施注氮氣效果看，注氮氣井多選擇前期注水替油井[6]，原因是注水替油效果明顯的井封閉性好，后期注氮氣增油效果較好。基于以上特點，將圖1a中的地質(zhì)模式抽象為封閉單洞數(shù)值模型(圖1b)。

儲集體物性分為孔隙度和滲透率。針對縫洞型油藏測井特點，未充填洞由于放空的原因無法取得測井曲線，孔隙度按100%處理，充填洞孔隙度按測井解釋結(jié)果賦值為14%。由于縫洞型油藏測井解釋滲透率困難、資料少，采用試井解釋獲得滲透率數(shù)值，統(tǒng)計結(jié)果顯示，未充填洞滲透率為2 000×10-3μm2，充填洞滲透率為200×10-3μm2。

1.2 流動模型

考慮到未充填洞和充填洞流動規(guī)律的不同，以及Eclipse數(shù)值模擬軟件的特點，采用滲透率曲線來等效反映不同儲集體的流動特征。針對未充填溶洞油水界面水平抬升、不存在油水過渡帶的特點，采用相滲突變的曲線等效模擬計算，對于充填洞則采用類似于砂巖的相滲曲線進行模擬。底水能量采用水油體積比方法模擬，這樣易于控制，容易與現(xiàn)場結(jié)合。

1.3 流體PVT模型

考慮到注氮氣對原油性質(zhì)的影響，采用組分模型進行模擬計算。按照組分摩爾分數(shù)相近、物理性質(zhì)相似的原理，將重組分劈分和相似組分重組后，劃分為7個擬組分，采用Peng-Robinson狀態(tài)方程，通過室內(nèi)等組分膨脹、差異分析和注氮氣膨脹等實驗[7]，擬合在油藏溫度和壓力下的油、氣的物理性質(zhì)，以此確定平衡方程的相關(guān)系數(shù)。

圖1 塔河縫洞型油藏數(shù)值模型

1.4 模型檢驗

建立的模型是否可用于數(shù)值模擬研究需要檢驗。采用生產(chǎn)歷史擬合的方法對數(shù)值模型進行驗證(圖2)。以TK629井注氮氣前的生產(chǎn)歷史作為驗證標準，產(chǎn)油、含水擬合效果均較好，說明該模型已符合縫洞型油藏的流動特點，可用于注氮氣影響因素數(shù)值模擬研究。

圖2 TK629井生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果

2 注氮氣吞吐開采機理

通過分析，塔河奧陶系油藏原始地層壓力為58 MPa，溫度為124 ℃，原油密度大，黏度高，C7+組分占55%。對這種稠油注氮氣，其作用機理不同于碎屑巖稠油，為此采用數(shù)值模擬方法研究氮氣的驅(qū)油機理。

(1) 在塔河油藏地層壓力、溫度條件下，注氮氣為非混相驅(qū)。一維細管數(shù)值實驗結(jié)果表明，在油藏壓力達到破裂壓力70 MPa時，注氮氣采出程度為50%，遠遠小于90%，因此塔河原油在油藏條件下注氮氣難以混相。

(2) 氮氣重力分異，形成氣頂，依靠自身膨脹能驅(qū)油。氮氣與塔河原油密度相差大，在重力作用下容易上浮，形成氣頂[8]。隨著開采過程中壓力的下降，氮氣的體積會發(fā)生膨脹。從塔河原油PVT數(shù)據(jù)分析，當壓力從60 MPa下降至50 MPa時，氣體體積膨脹13%，并且壓力繼續(xù)下降，體積將以指數(shù)級別增大。

(3) 注氮氣后原油黏度下降，原油體積膨脹，增加油的流動性。隨著注入壓力的增加，氮氣在原油中溶解度也會增加，導致原油體積膨脹、黏度下降。溶解度每增加10 m3/m3，原油黏度下降3%。

綜上所述，注氮氣吞吐受到3個機理的共同作用，但是氮氣在原油中的溶解度較小，對原油的膨脹和降黏作用有限，僅起輔助作用。注氮氣吞吐最主要的驅(qū)油機理為氮氣重力分異，從而形成氣頂?shù)呐蛎浤堋?/p>

3 地質(zhì)因素對注氮氣效果的影響

以擬合后組分模型為基礎(chǔ)，研究洞頂剩余油儲量、充填狀況、底水能量、井儲關(guān)系等因素對注氮氣效果的影響規(guī)律。基本方案為：洞頂剩余油為4×104t，未充填溶洞，中等底水能量，油藏中部生產(chǎn)，含水為90%時開始注氮氣，周期注氮氣量為50×104m3，注氮氣速度為10×104m3/d，悶井時間為15 d，開井采液強度為20 m3/d。

3.1 洞頂剩余油儲量的影響

洞頂剩余油儲量是選擇注氮氣井的前提條件。塔河油田單周期經(jīng)濟極限產(chǎn)油量為750 t，為此，以3個剩余油儲量4×104、2×104、1×104t對注氮氣效果進行模擬。結(jié)果顯示，洞頂剩余油儲量越大，注氮氣效果越好，周期產(chǎn)量大，有效周期(產(chǎn)量大于750 t)長。當儲量較小時，氣體難以注進去，生產(chǎn)后氣體回采率高，大量氣體難以起到驅(qū)油的作用。

3.2 充填狀況的影響

方案模擬未充填、部分充填和全充填3種情況對注氮氣效果的影響。結(jié)果表明，未充填和部分充填的溶洞注氮氣增油效果好，地下存氣率高；而全充填溶洞因流動性阻力大，注入氣集中在井底周圍，回采率高，注氮氣替油效果差。然而，部分充填溶洞注氮氣效果略好于未充填溶洞，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是因為同樣在含水90%時開始注氮氣，部分充填溶洞的剩余油儲量要大于未充填溶洞。由此可見，需要選擇充填程度低的溶洞進行注氣。

3.3 底水能量的影響

塔河奧陶系縫洞型油藏是底水驅(qū)塊狀油藏，底水能量對后期注氮氣效果影響較大。數(shù)模實驗中，采用水油體積比來表征水體能量，水油體積比定義為原始條件下水區(qū)孔隙體積與油區(qū)孔隙體積的比值，其值可通過生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)間接計算[9]。塔河奧陶系油藏水油體積比小于70為弱水體、70～150為中等水體、大于150為強水體，因此，方案模擬了水油比為50、100、200三種水體。結(jié)果表明：弱水體條件下，地層壓力下降很快，注入氣體快速膨脹，大量的注入氣從井口采出，注氮氣利用率低；而中等水體和強水體條件下，注入氣可保持在油藏中，氣體膨脹能得到充分發(fā)揮。因此，注氮氣吞吐井應該避免弱水體油藏。

3.4 井儲關(guān)系的影響

井儲關(guān)系是指井與溶洞的空間相對位置，可分為井在溶洞頂部生產(chǎn)、井在溶洞中部生產(chǎn)和井在溶洞底部生產(chǎn)。數(shù)值模擬結(jié)果表明，井打在頂部的溶洞注氮氣替油效果不好，由于注入氣體被大量采出，導致周期增油量很快下降至經(jīng)濟極限增油量以下，沒有經(jīng)濟效益。為此，要選擇井儲關(guān)系位于下部的井注氮氣。

4 注氮氣參數(shù)對注氮氣效果的影響

基于以上研究成果，可優(yōu)選注氮氣吞吐井。由于注氮氣參數(shù)對其最終的增油效果影響很大[10]，需要對單周期注氮氣參數(shù)進行優(yōu)化。這些參數(shù)包括注氮氣量、注氮氣速度、悶井時間以及注水量。

4.1 周期注氮氣量的影響

從技術(shù)角度分析，周期注氮氣量越大，會導致注氮氣累計增油量越多，但考慮到經(jīng)濟因素，隨著注采周期的增加，單周期的增油量逐漸減小，而周期注氮氣量的增加會導致成本費用的增多，當周期注氮氣量增加到一定程度后，利潤就會下降。結(jié)合塔河油田經(jīng)濟成本，按每立方米氣2元，每口井注氮氣設備為27×104元，油價為3 021 元/t，萬噸油可變成本為130×104元計算，可得到1×104、2×104、4×104t 3種剩余油規(guī)模條件下的凈利潤(圖3)。結(jié)果表明，在指定儲量時，凈利潤隨氮氣周期注入量的增加先增大后減小，存在注氮氣量的最優(yōu)值。剩余油為2×104t時，最優(yōu)周期注氮氣量為50×104m3。頂部剩余油越多，最優(yōu)注氮氣量也會隨之增加。當剩余油為4×104t時，最優(yōu)周期注氮氣量為70×104m3。因此，可根據(jù)剩余油儲量具體優(yōu)化注氮氣量。

圖3 不同儲量條件下利潤與注入量的關(guān)系

4.2 周期注氮氣速度的影響

周期注氮氣速度分別為5×104、10×104、15×104、20×104、25×104m3/d的模擬結(jié)果表明，注氮氣速度對多周期累計增油量存在著最優(yōu)值。針對剩余油儲量為4×104t的儲集體，在注氮氣速度為10×104m3/d時累計增油量達到最大值，大于此速度后，累計增油量不再增加。其原因為注氮氣速度增加了氣體的橫向波及范圍。注入速度增大，氣體可深入油藏深部，與原油進行充分置換，有利于氣體的膨脹能發(fā)揮。但是，當速度超過一定數(shù)值后，速度再增加，會將井底附近的原油推向油藏深部，產(chǎn)生負作用，累計產(chǎn)油量不再增加。

4.3 周期悶井時間和注水量的影響

悶井時間由5 d增加到30 d，周期增油量基本維持不變，說明悶井時間對注氮氣效果沒有影響。其原因為：對于未充填溶洞，油氣可在較短的時間內(nèi)完成重力分異，不需要長時間的悶井。

注水量由200 m3/d增至800 m3/d的模擬結(jié)果表明，周期注水量對注氮氣效果影響很小。因為現(xiàn)場對注水替油失效井(含水90%)開始注氮氣，油水界面已經(jīng)在井底，開井后注入水會被采出，實際起到增油作用的還是注入的氮氣。而采用注水的原因是由于氮氣密度小，需要氣水混合才能注入油藏，注水主要起到頂替作用。因此，在能注得進氣的情況下，應采用較小的注水量。

5 結(jié) 論

(1) 塔河油田縫洞型油藏非混相氮氣吞吐存在3種機理，即氣體重力分異、氣體的膨脹、注氮氣后原油體積的膨脹和黏度的下降，其中前2種是主要的開采機理。

(2) 初步形成注氮氣吞吐井的選井原則，即：選擇洞頂剩余油較多的溶洞儲集體；選擇充填程度低的儲集體；避免水體能量弱的儲集體；選擇井儲關(guān)系在中、下部的儲集體。

(3) 針對未充填溶洞型儲集體，單井注氮氣吞吐的技術(shù)政策歸納為：根據(jù)剩余油量優(yōu)化周期注氮氣量；在優(yōu)化注氮氣量的基礎(chǔ)上，優(yōu)化注氮氣速度；在保證注氮氣順利的條件下，不需要考慮悶井時間和注水量。

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編輯 姜 嶺

20150701；改回日期：20151010

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展“973”項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏開采機理及數(shù)值模擬研究”(2011CB201004)

呂鐵(1986-)，男，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，2011年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)主要從事縫洞型碳酸鹽巖油藏動態(tài)分析及數(shù)值模擬研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.026

TE344

A

1006-6535(2015)06-0114-04