非烴類氣驅技術在潛山油藏開發(fā)中的應用

王森厚(長江大學武漢校區(qū)研究生院， 湖北 武漢 124010)

非烴類氣驅技術在潛山油藏開發(fā)中的應用

王森厚(長江大學武漢校區(qū)研究生院， 湖北 武漢 124010)

本文針對潛山油藏巖性復雜、非均質性強、儲層厚度大，整體呈塊狀等特點，為有效解決該類油藏主要依靠注水開發(fā)，大部分區(qū)塊注入水沿裂縫迅速竄進，造成油井暴性水淹，作為主要儲集空間的基質系統剩余油難以有效動用，水驅動用程度低，穩(wěn)油控水與保持地層能力矛盾突出的問題,遼河油田近年來通過發(fā)揮非烴類氣驅“重力驅替、以氣抑水，提壓增油”的開發(fā)機理，在巨厚變質巖潛山新區(qū)X油藏首次運用立體注氣開發(fā)技術補充地層能量、抑制底水錐進、有效減緩了區(qū)塊產量遞減，在碳酸巖注水老區(qū)S油藏開展組合注氣礦場試驗改變驅替路徑、抑制注水水竄、補充地層能量、提高波及體積、見到明顯增油效果。非烴類氣驅技術在潛山油藏開發(fā)中的成功應用證明了該技術能夠有效地補充地層能量、抑制水竄、改善驅替效果、大幅提高油藏采收率，有望成為潛山油藏新的主體開發(fā)技術。

非烴類氣驅；變質巖潛山；碳酸巖潛山；立體注氣；組合注氣

0 引言

潛山油藏具有儲層非均質性強、高角度縫發(fā)育、整體呈塊狀的特點，注水開發(fā)水竄嚴重，難以有效補充能量，油藏采收率較低。美國、加拿大等國家開展注氣開發(fā)試驗見到較好的效果，華北油田在雁翎碳酸鹽巖油藏開展試驗見到初步效果。氣驅技術按注入介質不同可分為非烴類氣驅和烴氣驅兩大類，非烴類氣體主要包括CO2、N2、空氣及減氧空氣等[1-2]，其中減氧空氣由于氣源廣泛、制備工藝成熟、成本低廉、安全性高等優(yōu)勢，目前已成為遼河油田氣驅開發(fā)主要的注入介質。2009年以來，遼河油田不斷深化氣驅室內實驗研究，認識到非烴類氣驅在非混相條件下注入氣體優(yōu)先在油藏頂部聚集，起到重力驅替的作用[3]，此外，油氣界面張力遠小于油水界面張力，氣體更容易進入水無法波及的微小裂縫及基質系統，發(fā)揮基質滲析作用，提高驅油效率。2013年非烴類氣驅技術進入礦場試驗，在巨厚變質巖潛山油藏X油藏、塊狀碳酸巖潛山油藏S油藏發(fā)揮 “重力驅替、以氣抑水，提壓增油”的開發(fā)機理，階段增油10×104t，有效改善了區(qū)塊開發(fā)效果。

1 巨厚變質巖潛山立體注氣設計

1.1 X油藏基本情況

X油藏為巨厚塊狀變質巖太古界潛山油藏，含油幅度高達2300m，儲層巖性復雜，共發(fā)育25種巖石，主要儲積巖性為閃長玢巖，具有為雙重介質特征，中高角度裂縫發(fā)育，整體呈現塊狀特征，邊底水能量較小，水油體積比1:3。區(qū)塊天然能量不足，一次采收率僅15%，依靠天然能量開發(fā)，目前油藏地層壓力由原始的39.6MPa下降到25.6MPa，受底水侵入影響，部分油井停噴，加速了產量遞減，區(qū)塊年自然遞減率21%，穩(wěn)產難度較大。

1.2 X油藏立體注氣方案設計

(1)注氣方式優(yōu)化

由于目前地層條件難以實現混相，注氣提高采收率機理主要有非混相重力驅、補充地層能量和原油體積膨脹等，長巖心驅替實驗結果表明頂部氣驅驅油效率可達到78.3%，較水平氣驅提高17.1%因此注氣方式推薦油藏頂部注氣為主的立體注氣。頂部注氣可以最大程度發(fā)揮重力穩(wěn)定驅作用，促進閣樓油驅替和氣頂擴張，增加氣體波及體積，降低氣竄、氣錐風險，有效利用注氣能量。同時為了更有效、快速地見到注氣效果，減少注氣前期資金投入，在頂部注氣的同時，合理設計下部注氣井，發(fā)揮及時補充地層能量、低界面張力驅替、盡快抑制底水錐進的作用。

(2)合理注采井網設計

目前采用的水平井為主的縱疊平錯立體井網較為合理，未見明顯生產干擾。注采井網確定沿用現有縱疊平錯立體井網注氣開發(fā)。利用數值模擬對平面注采井距100m、200m、300m、400m條件下生產動態(tài)進行預測對比，結果表明注采井距300m以上生產效果最好，現井網可滿足設計要求。

(3)注入速度優(yōu)化

利用數值模擬預測不同注采比下油藏采收率、地層壓力保持狀況，確定合理的注采比為1:1。但鑒于目前地層壓力下降幅度較大，為有效彌補地層虧空，確定初期注采比1.3：1，地層壓力系數恢復至0.8左右后，再維持注采平衡的方案，既能滿足保持地層能量的需要，也能獲得最佳的開發(fā)效果。

綜上所述，X巨厚變質巖潛山油藏采用頂部為主，中下部為輔的注氣方式，優(yōu)選老井10口開展注氣試驗，預計提高采收率15.3%。

1.3 立體注氣試驗進展

X油藏于2014年3月開展非烴類氣驅試驗，目前共實施8個井組，日注23.9萬方，累注氣7064萬方，10口井見到注氣效果，日增油200t/d，區(qū)塊遞減率由21%下降到13.5%，階段增油2.12萬噸。

2 塊狀碳酸巖潛山組合注氣設計

2.1 S油藏基本情況

S油藏為元古界裂縫型、具有層狀結構的塊狀碳酸鹽巖潛山油藏，主要的巖石類型有變質巖、沉積巖，變質巖主要為混合巖化變質巖、變粒巖、黑云母斜長片麻巖等類型；沉積巖則主要為碳酸鹽巖，油層分布主要受巖性控制。儲層基質孔隙度3.68%，裂縫孔隙度0.74%，儲層平均滲透率55md。區(qū)塊北東向的裂縫最為發(fā)育，裂縫密度平均34.6條/m，裂縫發(fā)育段的裂縫密度可以達到66條/m以上。區(qū)塊2001年投入開發(fā)，2005年開展直平組合注水開發(fā)，由于儲層裂縫比較發(fā)育、非均質性強，含水上升迅速，含水上升率達21.4%，地層壓力持續(xù)遞減，2012年底地層壓力系數降至0.6左右，穩(wěn)油控水與保持地層能力矛盾突出。

2.2 S油藏組合注氣方案設計

(1)注采井型的確定

利用數值模擬手段，分別模擬了直井注氣+水平井采油、水平井注氣+水平井采油、水平井注氣+直井采油、直井注氣+直井采油等四種井型井網的注氣開發(fā)效果。從日產油、累產油、綜合含水等指標來考慮，直井-水平井組合或雙水平井注氣采油更適合。

(2)注氣方式優(yōu)化

結合厚層塊狀的油藏特點，考慮頂部注氣底部注水、頂部注氣、腰部注氣、底部注水四套方案，開展了數值模擬研究，計算結果可以看出采用頂部注氣底部注水的開發(fā)方式十年采出程度為25.1%，明顯高于其他三種方案，頂部注氣十年采出程度為23.1%，腰部注氣十年采出程度為21.9%，底部注水最差十年采出程度為15.4%。分析認為頂部注氣底部注水在充分發(fā)揮重力穩(wěn)定驅作用的同時，適當減少了注氣量，既補充了能量又降低了氣竄風險，因此推薦采用頂部注氣底部注水的開發(fā)方式。

(3)注入氣水比優(yōu)化設計

分別考慮注入油藏后的氣和水的地下體積比為5:5、6:4、4:6、3:7、7:3建立數值模型，通過對比十年采出程度表明隨著注入氣水比例的增加，采出程度增幅逐漸變緩，區(qū)塊含水率下降，推薦注入氣水比例6:4。

綜合以上研究，確定高部位注氣，中間采油，低部位注水的方式，以注水階段劃分的15個關聯井組為設計依據，規(guī)劃15個注氣井組，設計注氣井19口，注水井16口，采油井47口，采用注采比1.3:1注入，注入氣水比6:4，預計提高采收率9.7%。

圖1 SH17井注氣生產曲線

2.3 組合注氣試驗進展

S油藏于2012年10月開展組合注氣試驗，共實施11個井組，累注氣3088萬方，區(qū)塊日產油于203t/d上升到最高301t/d，綜合含水由72.8%下降至67.1%，階段增油7.93萬噸。

3 非烴類氣驅試驗階段認識

3.1 注氣能有擴大縱向波及體積

S油藏注氣前吸水剖面表明區(qū)塊水驅動用程度為47.1%，注氣后吸氣剖面顯示氣驅動用程度達83.2%(表1)，分析認為氣體較水能夠進入更小的裂縫，使部分滲透率較差的儲層得到動用。

表1 S油藏水驅與氣驅動用程度對比表

3.2 注氣能夠起到增油降水的作用

注氣試驗區(qū)見效油井生產特征表明氣驅見效后日產油上升，含水下降，以SH17井為例(圖1)，單純注水開發(fā)階段，日產量遞減，而采用組合注氣開發(fā)后，日產油由8.9t/d上升到最高21.8t/d，含水由88%下降到63%，階段增油1572t。

4 結語

(1)非烴類氣驅開發(fā)試驗表明注氣具有擴大波及體積、提高驅油效率的雙重效果，且與水驅技術能夠共容互補，與現有的井網可實現靈活配置，有效改善潛山油藏開發(fā)效果。

(2)巨厚潛山油藏主要發(fā)揮重力驅作用，采用頂部注氣為主、底部注氣為輔的方式，有效補充能量；塊狀潛山采用氣水組合，抑制注水水竄，實現提壓驅油、控水增油。

(3)注氣試驗過程中也暴露出見效方向單一、氣體推進速度較快及部分井井況難以滿足長期穩(wěn)定注氣需求等問題，需要從油藏地質體描述、氣驅油藏工程設計及調控、注采工藝配套技術等方面進一步完善非烴類氣驅技術，發(fā)揮技術的最大功效。

[1]計秉玉.國內外油田提高采收率技術進展與展望[J].石油與天然氣地質，2012，33(1)：111-117.

[2]李士倫，張正卿,等．注氣提高采收率技術[M]．成都：四川科學技術出版社,2001．

[3]冷振鵬,呂偉峰,馬德勝,等.利用CT技術研究重力穩(wěn)定注氣提高采收率機理[J].石油學報，2013，34(2)：340-345.