王森厚(长江大学武汉校区研究生院， 湖北 武汉 124010)

非烃类气驱技术在潜山油藏开发中的应用

王森厚(长江大学武汉校区研究生院， 湖北 武汉 124010)

本文针对潜山油藏岩性复杂、非均质性强、储层厚度大，整体呈块状等特点，为有效解决该类油藏主要依靠注水开发，大部分区块注入水沿裂缝迅速窜进，造成油井暴性水淹，作为主要储集空间的基质系统剩余油难以有效动用，水驱动用程度低，稳油控水与保持地层能力矛盾突出的问题,辽河油田近年来通过发挥非烃类气驱“重力驱替、以气抑水，提压增油”的开发机理，在巨厚变质岩潜山新区X油藏首次运用立体注气开发技术补充地层能量、抑制底水锥进、有效减缓了区块产量递减，在碳酸岩注水老区S油藏开展组合注气矿场试验改变驱替路径、抑制注水水窜、补充地层能量、提高波及体积、见到明显增油效果。非烃类气驱技术在潜山油藏开发中的成功应用证明了该技术能够有效地补充地层能量、抑制水窜、改善驱替效果、大幅提高油藏采收率，有望成为潜山油藏新的主体开发技术。

非烃类气驱；变质岩潜山；碳酸岩潜山；立体注气；组合注气

0 引言

潜山油藏具有储层非均质性强、高角度缝发育、整体呈块状的特点，注水开发水窜严重，难以有效补充能量，油藏采收率较低。美国、加拿大等国家开展注气开发试验见到较好的效果，华北油田在雁翎碳酸盐岩油藏开展试验见到初步效果。气驱技术按注入介质不同可分为非烃类气驱和烃气驱两大类，非烃类气体主要包括CO2、N2、空气及减氧空气等[1-2]，其中减氧空气由于气源广泛、制备工艺成熟、成本低廉、安全性高等优势，目前已成为辽河油田气驱开发主要的注入介质。2009年以来，辽河油田不断深化气驱室内实验研究，认识到非烃类气驱在非混相条件下注入气体优先在油藏顶部聚集，起到重力驱替的作用[3]，此外，油气界面张力远小于油水界面张力，气体更容易进入水无法波及的微小裂缝及基质系统，发挥基质渗析作用，提高驱油效率。2013年非烃类气驱技术进入矿场试验，在巨厚变质岩潜山油藏X油藏、块状碳酸岩潜山油藏S油藏发挥 “重力驱替、以气抑水，提压增油”的开发机理，阶段增油10×104t，有效改善了区块开发效果。

1 巨厚变质岩潜山立体注气设计

1.1 X油藏基本情况

X油藏为巨厚块状变质岩太古界潜山油藏，含油幅度高达2300m，储层岩性复杂，共发育25种岩石，主要储积岩性为闪长玢岩，具有为双重介质特征，中高角度裂缝发育，整体呈现块状特征，边底水能量较小，水油体积比1:3。区块天然能量不足，一次采收率仅15%，依靠天然能量开发，目前油藏地层压力由原始的39.6MPa下降到25.6MPa，受底水侵入影响，部分油井停喷，加速了产量递减，区块年自然递减率21%，稳产难度较大。

1.2 X油藏立体注气方案设计

(1)注气方式优化

由于目前地层条件难以实现混相，注气提高采收率机理主要有非混相重力驱、补充地层能量和原油体积膨胀等，长岩心驱替实验结果表明顶部气驱驱油效率可达到78.3%，较水平气驱提高17.1%因此注气方式推荐油藏顶部注气为主的立体注气。顶部注气可以最大程度发挥重力稳定驱作用，促进阁楼油驱替和气顶扩张，增加气体波及体积，降低气窜、气锥风险，有效利用注气能量。同时为了更有效、快速地见到注气效果，减少注气前期资金投入，在顶部注气的同时，合理设计下部注气井，发挥及时补充地层能量、低界面张力驱替、尽快抑制底水锥进的作用。

(2)合理注采井网设计

目前采用的水平井为主的纵叠平错立体井网较为合理，未见明显生产干扰。注采井网确定沿用现有纵叠平错立体井网注气开发。利用数值模拟对平面注采井距100m、200m、300m、400m条件下生产动态进行预测对比，结果表明注采井距300m以上生产效果最好，现井网可满足设计要求。

(3)注入速度优化

利用数值模拟预测不同注采比下油藏采收率、地层压力保持状况，确定合理的注采比为1:1。但鉴于目前地层压力下降幅度较大，为有效弥补地层亏空，确定初期注采比1.3：1，地层压力系数恢复至0.8左右后，再维持注采平衡的方案，既能满足保持地层能量的需要，也能获得最佳的开发效果。

综上所述，X巨厚变质岩潜山油藏采用顶部为主，中下部为辅的注气方式，优选老井10口开展注气试验，预计提高采收率15.3%。

1.3 立体注气试验进展

X油藏于2014年3月开展非烃类气驱试验，目前共实施8个井组，日注23.9万方，累注气7064万方，10口井见到注气效果，日增油200t/d，区块递减率由21%下降到13.5%，阶段增油2.12万吨。

2 块状碳酸岩潜山组合注气设计

2.1 S油藏基本情况

S油藏为元古界裂缝型、具有层状结构的块状碳酸盐岩潜山油藏，主要的岩石类型有变质岩、沉积岩，变质岩主要为混合岩化变质岩、变粒岩、黑云母斜长片麻岩等类型；沉积岩则主要为碳酸盐岩，油层分布主要受岩性控制。储层基质孔隙度3.68%，裂缝孔隙度0.74%，储层平均渗透率55md。区块北东向的裂缝最为发育，裂缝密度平均34.6条/m，裂缝发育段的裂缝密度可以达到66条/m以上。区块2001年投入开发，2005年开展直平组合注水开发，由于储层裂缝比较发育、非均质性强，含水上升迅速，含水上升率达21.4%，地层压力持续递减，2012年底地层压力系数降至0.6左右，稳油控水与保持地层能力矛盾突出。

2.2 S油藏组合注气方案设计

(1)注采井型的确定

利用数值模拟手段，分别模拟了直井注气+水平井采油、水平井注气+水平井采油、水平井注气+直井采油、直井注气+直井采油等四种井型井网的注气开发效果。从日产油、累产油、综合含水等指标来考虑，直井-水平井组合或双水平井注气采油更适合。

(2)注气方式优化

结合厚层块状的油藏特点，考虑顶部注气底部注水、顶部注气、腰部注气、底部注水四套方案，开展了数值模拟研究，计算结果可以看出采用顶部注气底部注水的开发方式十年采出程度为25.1%，明显高于其他三种方案，顶部注气十年采出程度为23.1%，腰部注气十年采出程度为21.9%，底部注水最差十年采出程度为15.4%。分析认为顶部注气底部注水在充分发挥重力稳定驱作用的同时，适当减少了注气量，既补充了能量又降低了气窜风险，因此推荐采用顶部注气底部注水的开发方式。

(3)注入气水比优化设计

分别考虑注入油藏后的气和水的地下体积比为5:5、6:4、4:6、3:7、7:3建立数值模型，通过对比十年采出程度表明随着注入气水比例的增加，采出程度增幅逐渐变缓，区块含水率下降，推荐注入气水比例6:4。

综合以上研究，确定高部位注气，中间采油，低部位注水的方式，以注水阶段划分的15个关联井组为设计依据，规划15个注气井组，设计注气井19口，注水井16口，采油井47口，采用注采比1.3:1注入，注入气水比6:4，预计提高采收率9.7%。

图1 SH17井注气生产曲线

2.3 组合注气试验进展

S油藏于2012年10月开展组合注气试验，共实施11个井组，累注气3088万方，区块日产油于203t/d上升到最高301t/d，综合含水由72.8%下降至67.1%，阶段增油7.93万吨。

3 非烃类气驱试验阶段认识

3.1 注气能有扩大纵向波及体积

S油藏注气前吸水剖面表明区块水驱动用程度为47.1%，注气后吸气剖面显示气驱动用程度达83.2%(表1)，分析认为气体较水能够进入更小的裂缝，使部分渗透率较差的储层得到动用。

表1 S油藏水驱与气驱动用程度对比表

3.2 注气能够起到增油降水的作用

注气试验区见效油井生产特征表明气驱见效后日产油上升，含水下降，以SH17井为例(图1)，单纯注水开发阶段，日产量递减，而采用组合注气开发后，日产油由8.9t/d上升到最高21.8t/d，含水由88%下降到63%，阶段增油1572t。

4 结语

(1)非烃类气驱开发试验表明注气具有扩大波及体积、提高驱油效率的双重效果，且与水驱技术能够共容互补，与现有的井网可实现灵活配置，有效改善潜山油藏开发效果。

(2)巨厚潜山油藏主要发挥重力驱作用，采用顶部注气为主、底部注气为辅的方式，有效补充能量；块状潜山采用气水组合，抑制注水水窜，实现提压驱油、控水增油。

(3)注气试验过程中也暴露出见效方向单一、气体推进速度较快及部分井井况难以满足长期稳定注气需求等问题，需要从油藏地质体描述、气驱油藏工程设计及调控、注采工艺配套技术等方面进一步完善非烃类气驱技术，发挥技术的最大功效。

[1]计秉玉.国内外油田提高采收率技术进展与展望[J].石油与天然气地质，2012，33(1)：111-117.

[2]李士伦，张正卿,等．注气提高采收率技术[M]．成都：四川科学技术出版社,2001．

[3]冷振鹏,吕伟峰,马德胜,等.利用CT技术研究重力稳定注气提高采收率机理[J].石油学报，2013，34(2)：340-345.