板橋油田低滲揮發(fā)性油藏注氣提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)研究

梅 蓉

[大港油田第四采油廠（灘海開發(fā)公司），天津 300280]

板橋油田低滲揮發(fā)性油藏總地質(zhì)儲(chǔ)量1 216.53×104t，儲(chǔ)量占板橋油田的30%，可采儲(chǔ)量244.62×104t，油產(chǎn)量占板橋油田產(chǎn)量的35%。目前低滲揮發(fā)性油藏面臨問題：開發(fā)生產(chǎn)主要受“流體”+“儲(chǔ)層”雙重因素制約，揮發(fā)性油藏在開發(fā)過程中原油性質(zhì)及其變化是影響揮發(fā)性油藏原油產(chǎn)量下降快，采收率低的重要原因。

1 目標(biāo)油藏概況

板16-17 井位于板中東高點(diǎn)，構(gòu)造屬大張坨同生斷層下降盤的逆牽引背斜。為改善低滲油藏開發(fā)效果提高油藏采收率，優(yōu)選板中東區(qū)塊低孔低滲儲(chǔ)層，井區(qū)優(yōu)選較為完整、封閉的板16-17 井區(qū)開展天然氣吞吐試驗(yàn)。目的層位濱一下砂組，油藏埋深3 332 m，儲(chǔ)層巖性為常規(guī)砂巖。井組原油地質(zhì)儲(chǔ)量17.3×104t，可采儲(chǔ)量4.3×104t，溶解氣地質(zhì)儲(chǔ)量0.61×108m3，可采儲(chǔ)量0.33×108m3。儲(chǔ)層物性：平均孔隙度13.5%，平均滲透率33.48×10-3μm2。原始地層壓力32.27 MPa，壓力系數(shù)0.937，原油密度0.78~0.8 g/cm3。

1.1 油藏類型判別

1.1.1 根據(jù)流體組成界定

不同類型的流體有不同的組分含量，典型揮發(fā)油與黑油、凝析氣的組分相比，最主要的特點(diǎn)是中間烴（C2~C6）含量遠(yuǎn)高于黑油與凝析氣，輕質(zhì)組分（C1）和重質(zhì)組分（C7+）含量介于黑油與凝析氣之間。通過板16-17井黑油油藏、典型凝析氣藏組分組成進(jìn)行對(duì)比，板16-17井中間烴（C2~C6）含量大于黑油油藏、典型凝析氣藏，從組分組成特點(diǎn)判斷板16-17井流體屬于揮發(fā)性流體（見表1）。

表1 板橋油田油藏流體與典型凝析氣、揮發(fā)油、黑油流體組分對(duì)比

1.1.2 根據(jù)流體物性界定

從黑油到凝析氣的流體物性是逐漸變化的，將板16-17井的性質(zhì)數(shù)據(jù)與典型黑油、凝析氣和揮發(fā)性油進(jìn)行對(duì)比，板16-17井與揮發(fā)性油特性相似（見表2）。

表2 板橋油田油藏流體與典型凝析氣、揮發(fā)油、黑油流體性質(zhì)對(duì)比

1.2 低滲揮發(fā)性油藏生產(chǎn)特點(diǎn)

低滲揮發(fā)性油藏特征：儲(chǔ)層低滲、高氣油比、地飽壓差小；原油密度小、黏度低。低滲揮發(fā)性油藏開發(fā)生產(chǎn)特點(diǎn)：①初期自噴能力強(qiáng)，自噴高產(chǎn)，自噴期短；②生產(chǎn)過程中地層壓力下降快，壓力下降幅度大，產(chǎn)量自然遞減大；③低滲儲(chǔ)層強(qiáng)敏感性+流體特性雙重夾持，停噴下泵后產(chǎn)量難以恢復(fù)；④受沉積因素影響，儲(chǔ)層變化快，井組1注1采，水驅(qū)方向單一，注入水沿主裂縫-高滲條帶突進(jìn)，水竄嚴(yán)重，注水水驅(qū)效率低。

影響低滲揮發(fā)性油藏生產(chǎn)效果的主要因素有以下幾個(gè)方面。

（1）受流體PVT 特性影響

揮發(fā)性油藏生產(chǎn)過程中隨著地層壓力下降，地層壓力降至飽和壓力以下，地層原油脫氣，原油收縮—迅速耗能—壓力下降惡性循環(huán)；地層壓力下降，輕烴溢出，黏度增大，水油流度比增大，加劇含水率的上升。

（2）相對(duì)滲透率（兩相流/三相流）影響

揮發(fā)性油藏生產(chǎn)過程中隨著地層壓力下降，地層壓力降至飽和壓力以下，地層內(nèi)開始脫氣，油水兩相流轉(zhuǎn)化為油氣水三相流，油相滲透率下降。

（3）儲(chǔ)層壓敏效應(yīng)影響

開采過程中，地層的結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，隨著原油的采出，孔道會(huì)在地應(yīng)力的作用下產(chǎn)生發(fā)生閉合，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率大幅下降。

（4）儲(chǔ)層水敏效應(yīng)影響

儲(chǔ)層水敏性較強(qiáng)，影響注水開發(fā)效果；流體特性：地層壓力下降，輕烴溢出，黏度增大，水油流度比增大，含水率上升，水鎖油井見水停噴。

揮發(fā)性油藏生產(chǎn)過程中，隨著地層壓力下降，油藏脫氣，氣油比急劇上升，地層壓力低于飽和壓力時(shí)，原油收縮很快，原油采收率極大降低。在脫氣過程中，原油中相當(dāng)數(shù)量的中間烴從液相轉(zhuǎn)化為氣相，使得原油烴組分損失很大，導(dǎo)致最終采收率極大降低[1]。保持油藏地層壓力方法開采是提高揮發(fā)性油藏采收率有效途徑[2]。其中，注水和注氣是保持油藏地層壓力的常用方法。注水易造成儲(chǔ)層注入水水竄，與注水相比，注氣更具優(yōu)勢，注氣能將油層內(nèi)原油驅(qū)替到生產(chǎn)井，有效保持地層壓力，防止原油收縮[3]。針對(duì)該塊油藏地質(zhì)特征，結(jié)合環(huán)保經(jīng)濟(jì)需求，采用板2油組凝析氣回注來保持地層壓力，同時(shí)堅(jiān)持早期注氣、均衡注氣，防止氣竄。

2 選井原則及注氣量計(jì)算

2.1 選井原則

優(yōu)選油層厚度大、初期產(chǎn)量高、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系清晰的井組。

板16-17 井射孔井段3 438.5~3 509.5 m，射孔厚度8.8 m/3層。投產(chǎn)初期具備較好的自噴能力，工作制度5 mm 油嘴，日產(chǎn)液22 m3，日產(chǎn)油17.54 t，日產(chǎn)氣21 002 m3，含水20.27%。生產(chǎn)3個(gè)月停噴，末期工作制度5 mm，日產(chǎn)液2.88 m3，日產(chǎn)油1.97 t，日產(chǎn)氣1 465 m3，含水31.59%。板16-17 井累產(chǎn)油560 t，累產(chǎn)氣62.18×104m3，累產(chǎn)水288 m3。井組儲(chǔ)層連通性與注采對(duì)應(yīng)關(guān)系均較好。

通過對(duì)板16-17井地質(zhì)參數(shù)進(jìn)行指標(biāo)適應(yīng)性評(píng)價(jià)，分析認(rèn)為，板16-17井適合注入天然氣進(jìn)行轉(zhuǎn)變開發(fā)方式生產(chǎn)（表3）。

表3 天然氣吞吐試驗(yàn)井組適應(yīng)性評(píng)價(jià)

2.2 注入氣量計(jì)算

板16-17井累產(chǎn)油560 t，累產(chǎn)氣62.18×104m3，累產(chǎn)水288 m3。計(jì)算油藏累計(jì)虧空4 233 m3，若彌補(bǔ)地層虧空且壓力恢復(fù)到地層壓力系數(shù)1.2，所需天然氣量（地面）為116×104m3。

2.2.1 注氣過程中生產(chǎn)效果分析

注入過程初期氣驅(qū)替井筒周圍-近井地帶液相流體，驅(qū)替阻力大，初期注氣壓力32 MPa，注氣壓力高。15 d 后，井筒附近流體驅(qū)替后，進(jìn)入正常注氣階段。

第一階段為注氣補(bǔ)能，彌補(bǔ)地層虧空，地層壓力高于原始?jí)毫Γ芤婢a(bǔ)層獲得高產(chǎn)：①第一階段早期注氣，日注氣量1.8×104m3，累計(jì)注入氣115.22×104m3，填補(bǔ)板16-17井虧空；②注氣后地層壓力32.26 MPa，恢復(fù)至原始地層壓力；③板119X1井補(bǔ)層后日產(chǎn)油50 t，與板16-17 井相比產(chǎn)量翻倍，自噴期得到延長。

圖3 板16-17井歷次壓力柱狀圖

圖4 兩口井產(chǎn)量遞減趨勢對(duì)比

第二階段為注氣穩(wěn)產(chǎn)，持續(xù)注入，穩(wěn)壓開發(fā)，受益井產(chǎn)量穩(wěn)定，自噴期延長：①第二階段均衡注氣，日注氣量1.6×104m3，累計(jì)注入氣280×104m3，與第一次注氣相比，注入壓力明顯下降，說明近井地帶流體被驅(qū)替，驅(qū)替阻力減小；②通過二次注氣+優(yōu)化工作制度，板119X1井產(chǎn)量遞減減緩，原油月遞減率由34.8%降至5.9%，壓力下降減緩，壓力下降速度由0.08 MPa/d 降至0.015 MPa/d，控遞減增油量3 004 t，控遞減增氣量390×104m3，實(shí)現(xiàn)了穩(wěn)定生產(chǎn)。③截至目前板119X1 井累產(chǎn)油5 119 t，累產(chǎn)氣704×104m3，累產(chǎn)水641 m3。

圖5 注氣井板16-17井注氣曲線與受益油井板119X1井生產(chǎn)曲線

生產(chǎn)實(shí)踐表明，早期注氣保壓奠定了高效開發(fā)的基礎(chǔ)，取得了良好的開發(fā)效果。從油藏實(shí)踐看，截至2022年12月31日，受益油井板119X1井單井日產(chǎn)油12 t，單井日產(chǎn)氣1.6×104m3，第一次注氣油藏壓力維持在原始地層壓力附近，第二次注氣有效緩解了遞減，取得了非常好的開發(fā)效果。

2.2.2 注氣過程中氣竄綜合評(píng)價(jià)

在注氣開發(fā)過程中，由于儲(chǔ)層多孔介質(zhì)的非均質(zhì)性，儲(chǔ)層平面上及縱向上物性的差異，隨著開發(fā)的進(jìn)行和注入孔隙體積倍數(shù)的增加，注入氣的前緣部分會(huì)沿地層中的高滲透層形成優(yōu)勢流道，突破至油井井底[4]。注入氣發(fā)生突破后，伴隨注入體積的不斷累積，導(dǎo)致注入氣對(duì)原始地層流體的驅(qū)替效率將大幅降低[5]。生產(chǎn)過程中監(jiān)測油井氣油比變化，若氣油比增量與初期穩(wěn)定氣油比比值超過40%，則認(rèn)為發(fā)生了氣竄。目前受益油井氣油比1 853 m3/t，分析認(rèn)為截至2022年12月31日未發(fā)生氣竄。

圖6 受益油井生產(chǎn)過程中氣油比變化

3 結(jié)論

注氣開發(fā)技術(shù)對(duì)策適合低滲揮發(fā)性油藏的油藏地質(zhì)特征，注氣開發(fā)取得了良好的開發(fā)效果，單井產(chǎn)油能力和產(chǎn)氣能力較強(qiáng)，自噴期更長，更能實(shí)現(xiàn)低滲揮發(fā)性油藏的高速高效開發(fā)。注氣方式應(yīng)選擇早期注氣、防止生產(chǎn)過程中脫氣導(dǎo)致原油收縮，采收率降低；均衡注氣，防止生產(chǎn)過程中氣竄發(fā)生，降低注入氣對(duì)原始地層流體的驅(qū)替效率。