坨33斷塊火山巖稠油油藏氮氣驅技術研究與試驗

2016-06-28 10:00:44朱偉

石油地質與工程 2016年2期

朱　偉

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

朱偉

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

摘要：坨33斷塊為一裂縫-孔隙雙重介質火山巖油藏，其網狀裂縫發育，常規注水開發效果差，油藏瀕臨廢棄。為改善開發效果，在深入開展油藏地質特征及剩余油分布規律研究基礎上，借鑒國內外非烴類氣驅成功經驗，對該油藏非烴類氣驅適應性及氣驅技術進行了研究，結合數模研究成果，確定“低注高采”的氮氣驅模式。現場開展了1個井組的先導試驗，取得日增油6.2 t的較好效果，為下步擴大實施規模奠定了基礎。

關鍵詞：遼河油田；火山巖稠油；氮氣驅;坨33斷塊

1 油藏概況

坨33斷塊位于遼寧省遼中縣境內，構造上位于遼河盆地西部凹陷牛心坨構造帶北部, 為一裂縫-孔隙雙重介質火山巖油藏，油藏埋深1 200～1 530m，含油面積1.56km2，石油地質儲量242.73×104t，標定采收率14.1%。主要儲集巖為中生界流紋巖，儲層具有電阻率中等，雙側向幅度差較大、高時差、高中子、低密度的電性特征。油藏有底水，但能量很弱，油水界面1 530m。原油性質屬稠油，地層條件下原油密度0.896g/cm3，黏度49.95mPa·s;地面原油密度0.9453g/cm3，黏度(50℃)193.7～1476.3mPa·s，平均328.6mPa·s，膠質+瀝青質含量平均為30.02%。原始地層壓力13MPa，飽和壓力8.2MPa，目前地層壓力約7.9MPa。

1.1油藏地質特征

1.1.1 構造特征

坨33斷塊由其東側臨近的臺安斷裂不均衡活動形成，被兩條北東向斷層和四條北西向斷層夾持成梯形形狀，呈現北西向的斷裂半背斜，構造東高西低，高點在坨33-11-9和坨33-13-9井附近，高點埋深1 200m。

1.1.2 儲集空間復雜多樣

該斷塊儲層為中生界火山巖，區內火山巖巖性混雜，主要有火山角礫巖、凝灰巖、凝灰質角礫巖、英安巖、玄武安山巖、流紋巖等，儲層巖性主要為流紋巖。孔隙主要由孔洞和裂縫兩部分組成，該區原生孔隙不發育，原生裂縫多貫穿不深；次生儲集空間為流紋巖的主要儲集空間，以溶蝕孔隙最為發育，主要分布在儲層的中上部。基質平均孔隙度9.8%，滲透率7.0×10-3μm2；裂縫宏觀寬度0.1～0.3mm，微觀寬度平均32.5μm，裂縫密度0.41～0.2mm/cm2，平均孔隙度2.4%，滲透率28.4×10-3μm2。基質含油飽和度為38%，裂縫含油飽和度為98.0%，區塊平均含油飽和度為42.37%。

1.1.3 網狀裂縫發育

本區裂縫主要有3種：構造裂縫、收縮縫、溶蝕縫，以構造裂縫、溶蝕縫為主，裂縫主要分布在15～40μm區間，平均裂縫寬度為32.5μm,裂縫密度為0.1～0.79mm/cm2。裂縫以網狀裂縫為主、水平裂縫為輔，裂縫方向以北東和北西向為主，平面上在主體部位坨33-11-9和坨33-13-9等井附近較發育，縱向上在構造高部位較為發育。

1.2開發簡況

坨33斷塊于2002年發現，2005年按照165m正方形井網實施整體大規模產能建設，截至2006年累計投產新井28口。油井依靠壓裂投產，2006年產量規模達到頂峰，最高日產油225t，年產油7×104t。由于天然能量不足，油井產量遞減快，2007年初按照反九點注采井網規劃實施注采井組7個，采用中下部注水上部采油開發方式。受地層累積虧空大且裂縫發育的影響，油井含水快速上升，水淹水竄嚴重，2007年底全面停注。近年來逐步恢復個別井組底部溫和注水，控制注水量，仍難以緩解區塊產量遞減和含水上升趨勢，油藏瀕臨廢棄。

非烴類氣驅前，區塊有油井22口，開井19口，日產液91t，日產油僅6t，綜合含水93%，采油速度0.14%，累計產油24.8×104t，采出程度10.2%，可采儲量采出程度72.5%；有注水井5口，開井3口，正常日注水60m3，累計注水19.1×104m3，累計注采比0.4，累計地下虧空30.5×104m3。

2氮氣驅可行性研究

2.1氮氣驅增油機理

氮氣為無色無味氣體，與油和水存在密度差異，由于重力分異[1]，注入氮氣會沿裂縫或高滲通道上浮至構造高部位形成次生氣頂，增加油藏彈性能量，驅替頂部剩余油向下移動，隨重力作用運移至油井采出。同時，氮氣不溶于水，較少溶于油，具有較好的膨脹性，能保持并提升地層壓力。

注氣后，油氣間界面張力遠小于油水間界面張力(約4倍)，而油氣密度差又大于油水密度差(約6.7倍)，從而減小了毛細管力作用[2]，氮氣更易進入注入水難以波及的頂部微裂縫、低滲層等微孔隙，能夠置換出較多的剩余油。

2.2油藏地質適應性分析

坨33斷塊儲層厚度大，經28口完鉆井統計，單井平均流紋巖厚度217.0m，單井平均解釋油層厚度118.1m。早期按照165m反九點注采井網開發，目前井網完善、井況良好；注水過程中油井受效明顯，證明油層連通狀況好；注水受效方向與裂縫主要走向一致，符合國內其它裂縫性油藏氣驅規律。雖然火山巖稠油油藏無相關氮氣驅借鑒文獻，但具有雙重介質的碳酸鹽巖油藏在國內已有成功先例[3]，因此，確認坨33斷塊火山巖油藏氮氣驅技術可行。

2.3剩余油潛力研究

2.3.1 物質平衡法

容積法原理推導出的剩余油飽和度計算公式：

Soc=Soi(N-Np)/No(Bor/Boi)

式中：N為原始石油地質儲量，104t；Np為累積采油量，104t；Soi為原始含油飽和度，%；Soc為剩余油飽和度，%；Boi為原始地層原油體積系數；Bor為目前地層原油體積系數。

將坨33斷塊開發數據代入上述公式，可以計算得到剩余油飽和度為30.5%。

2.3.2 動態綜合分析法

根據油藏平面縱向裂縫發育狀況，已完鉆井電阻率測井及C/O比測井[4-5]結果，結合油水井生產動態、歷年測試吸水剖面資料，對剩余油分布狀況進行綜合研究后，得出如下結論：平面上主體部位北東、北西向油井水淹程度較高，水淹呈條帶狀，其他方向區域水淹相對較弱，剩余油相對富集；縱向上油藏低部位1 400～1 500m井段水淹嚴重，1 400m以上剩余油富集。

3氣驅技術研究與方案設計

3.1注采方式研究

利用數值模擬軟件Eclipse構建網格模型，研究對比不同構造位置氮氣驅效果。模擬結果表明，在相同注氮氣量情況下，“低注高采”氣驅方式采油效果最佳，油藏采收率最高。

坨33斷塊油藏網狀裂縫發育，裂縫傾角50°～70°，剩余油研究結果表明上部剩余油富集，因此采用低部位注氣、高部位采油方式，有利于氮氣向上運移擠壓，驅替零散剩余油。同時，該方式下氮氣運移路徑延長，一定程度上可以延緩氣竄時間。

3.2注采井網優化設計

根據數模研究的注氣方式結果，并針對前期注水水竄后控制注采比導致地層虧空嚴重、地層壓力水平較低問題，立足目前注采井網，采用底部注氣與溫和注水相結合的開發方式。為保證主體部位油層發育區域氣驅整體覆蓋，結合前期注水開發水驅見效狀況，總體規劃設計斷層附近坨33-11-9、坨33-9-5、坨33-18-8和坨33-16-12轉氮氣驅，且后期可以形成線性驅井網，坨33-14-12、坨33-18-12、坨33-20-10繼續保持目前注水方式注水(見圖1)。同時開展了數值模擬研究，數模計算結果表明底部注氣與注水相結合井網的采收率高于單一注氣井網。

圖1　坨33斷塊氣驅開發井網規劃圖

3.3氣液比設計

借鑒相關文獻研究[6]，利用長巖心模型驅替試驗裝置，模擬坨33斷塊油藏儲層物性，開展了不同氣液比條件下氮氣驅提高采收率室內實驗。取基質孔隙度9.8%，滲透率7.0×10-3μm2;裂縫孔隙度2.4%，滲透率28.4×10-3μm2;試驗用油取自坨33斷塊，模擬地下原油密度0.896g/cm3，黏度49.95mPa·s，在溫度為56 ℃、注入壓力為13～18MPa、氣液比分別為0.8∶1、1∶1、2∶1和3∶1條件下水驅后氮氣驅室內實驗。結果表明氣液比為2∶1時，最終采收率最高，達15.3%。

3.4注入井口及管柱設計

為保證現場氣驅實施安全，根據目前區塊部分注水井注入壓力16MPa，設計滿足高壓注入的井口和工藝管柱。工藝管柱配置Y521-152封隔器，工作壓差35MPa，以實現對油套環空有效封隔。注氣井口設計為KQ65-35型采油井口裝置，工作壓力可以達到35MPa。

4現場試驗

2015年2月，優選主體部位坨33-11-9井組開展注氮氣驅先導試驗。截至2015年10月底，累計注氮氣253×104m3，折算地下體積為3.5×104m3，累計注水5513m3，平均注氣壓力14.8MPa。

一線油井7口，見效井6口，見效比例85.7%，見效時間30～45天，北東、北西向油井先見效，與原注水見效先后順序基本一致。與氣驅前對比，井組日增液11m3，日增油6.2t，最高日增油10.1t，累計增油1037t，累計投入197.3萬元，階段創效61.9萬元。同時，一線壓力觀察井監測結果表明，地層壓力回升0.1MPa。

5結論與建議

(1)油藏地質適應性分析與數值模擬分析表明，具有雙重介質特征的坨33斷塊火山巖油藏在水驅開發后期，調整為“低注高采”的氮氣驅方式技術。

(2)現場試驗結果表明，用氮氣驅開發坨33斷塊取得了良好的開發效果。

(3)氮氣驅油井受效狀況與構造位置、裂縫發育程度、注采高差、虧空、隔夾層發育有關。

參考文獻

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[3]文玉蓮，杜志敏，郭肖.裂縫性油藏注氣提高采收率技術進展[J].西南石油學報，2005，27(6)；49-52.

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[6]徐飛，劉華，宋元新,等.低滲透裂縫性油藏水氣交注非混相驅提高采收率研究[J].石油化工應用，2012，36(5)：86-86.

編輯：李金華