深層稠油油藏減氧空氣吞吐增油機理及地質(zhì)因素影響分析

郭小哲，田 凱，龐占喜，高旺來，李 賢

(1.中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249； 2.中國石油吐哈油田分公司，新疆 鄯善 838202)

0 引 言

吐哈油田魯克沁三疊系油藏探明儲量上億噸，埋深為2 300～3 600 m，油藏溫度為65～80 ℃，地層壓力系數(shù)為1.01～1.02，屬于低溫正常壓力系統(tǒng)。地下原油黏度為154～526 mPa·s，是典型的深層稠油油藏。儲層物性較差，孔隙度為13%～30%，滲透率為50.0～700.0 mD，層間及層內(nèi)非均質(zhì)嚴(yán)重，注水開發(fā)過程中含水上升快、采出程度低，開發(fā)效果較差[1]。油田已先后采用空氣驅(qū)、氮氣吞吐、天然氣吞吐等措施，其中，減氧空氣吞吐技術(shù)被證實為更為經(jīng)濟有效的技術(shù)[2-4]。中深層油藏開發(fā)本身面臨許多難點[5-7]，特別是中深層稠油油藏開發(fā)，目前較為成熟的熱采技術(shù)難以適應(yīng)，繼而轉(zhuǎn)向以氣體為介質(zhì)的驅(qū)替或吞吐技術(shù)的研究，形成了較多的氮氣、空氣、天然氣等在提高采收率機理方面的研究成果[8-17]，但在減氧空氣提高油藏開發(fā)效果方面研究相對較少[18-19]，尤其對深層稠油減氧空氣吞吐增油的機理認(rèn)識尚不明確。魯克沁深層稠油油藏井筒熱損失大，不適合熱采；儲層溫度在120 ℃以下，不具備氧化反應(yīng)條件；非均質(zhì)性嚴(yán)重，注氣驅(qū)效果較差；因此，減氧空氣吞吐成為抑水增油的優(yōu)選技術(shù)。

為了清晰地認(rèn)識減氧空氣在深層稠油油藏中的作用機理，以魯克沁深層稠油油藏為研究對象，通過數(shù)值模擬、一維物理模型、二維可視化模型及數(shù)值模擬正交實驗方法，研究水驅(qū)油、注氣及生產(chǎn)過程中的抑水增油機理，并深入分析地質(zhì)因素對生產(chǎn)的影響程度，為減氧空氣吞吐的現(xiàn)場應(yīng)用提供技術(shù)支持。

1 數(shù)值模擬機理分析

應(yīng)用油藏數(shù)值模擬軟件CMG，構(gòu)造網(wǎng)格數(shù)為30×30×3的概念模型，x方向和y方向網(wǎng)格步長為Dx=Dy=5 m，z方向網(wǎng)格步長為Dz=10 m(儲層厚度為30 m)；縱向上中間層滲透率為300 mD，上下2層滲透率均為100 mD，層間級差為3；地下原油黏度為300.0 mPa·s，地下水黏度為0.5 mPa·s。

注入含氧量為5%的減氧空氣，其他成分為氮氣。氧氣在注入過程中通過氧化腐蝕完全消耗，機理中不再考慮氧化反應(yīng)。應(yīng)用組分模型模擬一口注水井和一口采油井的生產(chǎn)動態(tài)，當(dāng)油井含水率達(dá)到90.0%時，開始注入減氧空氣，注入速度為3×104m3/d，共注入10 d，注氣強度為1×104m3/m，悶井6 d后以原產(chǎn)液量規(guī)模繼續(xù)生產(chǎn)，模擬得到的采油井含水率變化(圖1a)。

注水開發(fā)階段，初始含水率在5.00%以下，半年后含水率快速上升，生產(chǎn)至第3 a時，含水率達(dá)到80.0%，生產(chǎn)至第10 a達(dá)到90.0%，整個水驅(qū)過程表現(xiàn)出稠油油藏注水開發(fā)階段高含水的特征；注氣、悶井及再生產(chǎn)過程中，在原生產(chǎn)井中注減氧空氣吞吐后，含水率由90.0%最低可降至23.6%，約30 d后又上升到80.0%以上，注氣后120 d含水率再次回到90.0%。對比油田實際井生產(chǎn)情況(圖1b)，概念模型模擬結(jié)果與油田單井生產(chǎn)規(guī)律基本相符合。

圖1 采油井水驅(qū)及注氣后生產(chǎn)含水率變化

水驅(qū)時，注入水沿中間高滲層快速突進(jìn)到采油井，形成高滲層的優(yōu)勢水流通道，造成油井進(jìn)入高含水階段(圖2a)；通過高滲層到達(dá)油井的液量占總液量的77.4%，上下2個低滲層產(chǎn)液量占總產(chǎn)液量的22.6%，低滲層水驅(qū)程度較差(圖2b)。

水驅(qū)過程中，采油井含水達(dá)到90.0%時注減氧空氣(圖3a)，減氧空氣經(jīng)高壓快速注入儲層，含水較多的中間高滲層吸氣能力明顯較強，氣體進(jìn)入儲層深度約為40 m，高滲層吸氣量占總注入量的73.4%(圖3 b)。由于水的重力作用，第3層含水略高于第1層，同時，由于注氣壓力較大，氣體以分散相進(jìn)入儲層，重力作用導(dǎo)致的超覆現(xiàn)象可以忽略，依據(jù)注入減氧空氣優(yōu)先進(jìn)入水淹層原則，第3層進(jìn)入的氣體略高于第1層。

圖2 注水時高滲層形成優(yōu)勢水流通道

圖3 注氣時高滲層成為主要吸氣層段

注氣階段各層的產(chǎn)油量和含水率變化如圖4所示。注氣悶井后初始生產(chǎn)時，由于氣體返排和抑水作用，上下2層的產(chǎn)油量大于中間層產(chǎn)油量，降水幅度也明顯大于中間層，但時間很短；隨著含水的迅速上升，中間高滲層的主流通道又占據(jù)主要優(yōu)勢，由于減氧空氣在高滲層中的抑水作用，使得水相滲透率降低，增加了水的流動阻力，起到了抑水增油效果。

圖4 注氣生產(chǎn)階段各層的產(chǎn)油量和含水率變化

中間高滲層吸氣能力最強，抑水作用也最充分，通過提高高滲層水流通道的滲流阻力在該層抑水增油的同時，也增強了上下2個低滲層的流動能力。經(jīng)數(shù)值模擬結(jié)果分析可知，注氣生產(chǎn)后，低滲層產(chǎn)液量的比例由注氣前的22.6%增加至66.0%，最后穩(wěn)定在40.0%左右，低滲層對累計產(chǎn)油量的貢獻(xiàn)增加。

2 一維物理實驗機理分析

應(yīng)用填砂管模擬一維情況下減氧空氣吞吐的過程，研究驅(qū)油機理。制作填砂管模型，滲透率為300 mD，分別進(jìn)行飽和水及油驅(qū)水前期準(zhǔn)備過程，用以設(shè)置原始含水飽和度，再進(jìn)行水驅(qū)實驗。當(dāng)含水達(dá)到90.0%時，注入減氧空氣進(jìn)行吞吐，悶井后生產(chǎn)，觀察驅(qū)替壓力的變化。

如圖5所示，水驅(qū)過程中，保持恒定流速0.5 mL/min進(jìn)行驅(qū)替，隨著水驅(qū)前緣的向前移動及見水后的優(yōu)勢通道形成，驅(qū)替壓力先增加后減小，最后穩(wěn)定在0.3 MPa左右，一直持續(xù)到含水達(dá)到90.0%，然后進(jìn)行減氧空氣吞吐；注氣后生產(chǎn)過程中仍以原產(chǎn)液量生產(chǎn)，初始驅(qū)替壓力明顯上升，很快達(dá)到峰值0.8 MPa，繼而緩慢下降，最后趨于穩(wěn)定值0.5 MPa左右，驅(qū)替壓力均大于水驅(qū)油時的穩(wěn)定壓力。通過水驅(qū)過程與注氣后生產(chǎn)過程的穩(wěn)定驅(qū)替壓力對比，滲流阻力增加了1.6倍。峰值壓力及穩(wěn)定驅(qū)替壓力的變化說明注入減氧空氣后再生產(chǎn)時，混氣液體流動的滲流阻力明顯增大，含水明顯降低，可進(jìn)一步提高采出程度4%。分析認(rèn)為，注入氣優(yōu)先進(jìn)入滲流阻力小的水淹區(qū)域，在回流過程中，壓力降低，氣泡膨脹，通過細(xì)小喉道時產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，增加了水相的滲流阻力，擴大了水驅(qū)的波及體積，從而實現(xiàn)抑水增油目的。

圖5 實驗過程中的驅(qū)替壓力變化對比

3 二維可視化實驗機理分析

為了更清晰地認(rèn)識減氧空氣吞吐機理，制作中間為高滲層、上下為低滲層的二維非均質(zhì)可視化物理模型。

首先水驅(qū)使高滲層形成水流優(yōu)勢通道，當(dāng)含水達(dá)到90.0%時注入減氧空氣，注氣過程如圖6所示，圖中顏色較深區(qū)域表明水淹或者含水較多，藍(lán)色線為水驅(qū)前緣。由圖6可知，氣體主要沿高滲水淹層進(jìn)入水流通道，把水驅(qū)過程中靠前的水線向后推至接近初始位置，再生產(chǎn)時，高滲層水線向前推進(jìn)較為均勻，速度減緩，水相滲流阻力增大，使進(jìn)入低滲層的水增加，實現(xiàn)低滲儲層的有效動用。

將生產(chǎn)時的水流通道局部放大，如圖7所示。減氧空氣以高壓注入儲層時，主要以分散相形式賦存在孔隙中。當(dāng)生產(chǎn)時，除了降壓引起的氣泡膨脹變大作用外，分散相的氣泡隨水相流動過程中逐漸聚合也會增大，當(dāng)通過細(xì)小喉道時，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，堵塞水流通道，增加滲流阻力，使注入水改變流向，提高波及體積。由此可見，減氧空氣的抑水增油機理與形成泡沫后的驅(qū)油機理相似。

圖6 注氣過程減氧空氣分布可視化

圖7 減氧空氣微觀抑水可視化

4 地質(zhì)因素正交實驗分析

為進(jìn)一步分析地質(zhì)條件對現(xiàn)場應(yīng)用的影響，結(jié)合魯克沁油田深層稠油油藏的特征，選取3水平7個地質(zhì)因素的18組正交實驗方案進(jìn)行數(shù)值模擬，利用正交實驗的直觀分析方法，計算正交方案中的不同因素的影響極差，分析過程中的參數(shù)及模擬結(jié)果如表1所示。

通過計算表1中各因素的影響極差可知，油藏厚度影響最大，其次為原油黏度、層間級差及地層深度，韻律分布、滲透率、孔隙度影響相對較小。

從單因素分析認(rèn)為，厚度越大，供油能力越強，生產(chǎn)效果越好；原油黏度越大，水流通道越明顯，抑水效果越好；層間級差越大，水驅(qū)指進(jìn)現(xiàn)象越明顯，抑水效果越好；油藏越深，注氣壓力越高，分散相進(jìn)入水淹儲層越快，效果越好；正韻律沉積，高滲在下部，水驅(qū)重力分異作用更強，吞吐效果好；滲透率和孔隙度越低，孔隙半徑小，氣泡易形成賈敏效應(yīng)，抑水效果好。因此，減氧空氣吞吐選井時需要更多的關(guān)注層間級差大、油水黏度差異大及滲透率中等的儲層條件。

5 結(jié) 論

(1) 深層稠油油藏的減氧空氣吞吐主要機理是抑制高滲通道的水流優(yōu)勢，實現(xiàn)降水增油的目的。其作用主要有：一是注入的減氧空氣70%以上進(jìn)入高滲水流通道，氣相滲流的加入降低了水相滲透率，減緩了水流速度；二是高滲層整體滲流阻力增大至1.6倍，實現(xiàn)了低滲層的有效動用。

(2) 減氧空氣以分散相進(jìn)入高滲水淹通道，在生產(chǎn)過程中，壓力降低，氣泡膨脹并合并，通過孔喉時產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，因此，在高滲水流通道中，增加滲流阻力，擴大波及體積，起到抑水增油效果。

(3) 對層間極差大、油水黏度高、滲透率中等的深層稠油油藏，減氧空氣吞吐能有效發(fā)揮抑水增油效果。

表1 減氧空氣吞吐地質(zhì)正交實驗結(jié)果