缝洞型油藏注氮气吞吐效果影响因素分析

2015-02-17刘中春

特种油气藏 2015年6期

关键词：缝洞塔河溶洞

吕铁，刘中春

(中国石化勘探开发研究院，北京 100083)

缝洞型油藏注氮气吞吐效果影响因素分析

吕铁，刘中春

(中国石化勘探开发研究院，北京 100083)

针对塔河缝洞型油藏的地质和渗流特点，利用数值模拟软件分析了油气两相的相态特征，得到注氮气非混相驱的驱油机理。通过地震、试井、测井等资料，建立数值模型，研究了地质和注氮气等参数对吞吐效果的影响。研究表明：地质参数中洞顶剩余油、充填程度、底水能量和井储关系对吞吐效果的影响很大；注氮气参数中，周期注氮气量是影响吞吐效果的主要因素，需要结合洞顶剩余油储量来具体优化；增加注氮气速度会增加气体的横向波及面积，对吞吐效果的影响存在最优值，而闷井时间和周期注水量对未充填溶洞的吞吐效果影响不大。研究结果初步形成了一种选井原则，对缝洞型油藏的增产稳产有一定的参考价值。

氮气替油；影响因素；数值模拟；未充填洞；缝洞型油藏；塔河油田

0 引言

塔河奥陶系缝洞型油藏四、六、七等老区块历经5a的大规模注水开发，油水界面逐渐抬升至生产井底，注水替油逐渐失效，剩余油主要分布在储集体顶部[1]。为进一步开采溶洞顶部未动用的剩余油，注氮气吞吐成为提高采收率的主要手段[2]。截至2014年8月，塔河主体区块共有注氮气井64口，单井注氮气1～4个周期，注氮气效果差异性大，平均单井注氮气增油0.02×104～1.30×104t，且低效井多，比例占35%，因此，对注氮气吞吐效果差异性进行分析，寻求影响吞吐效果的主控因素。利用数值模拟方法，研究氮气非混相驱油机理，分析地质因素和注氮气参数对注氮气效果的影响规律。

1 数值模型的建立

1.1 地质模型

从成因上分析，塔河油田缝洞型油藏是在前期大量裂缝基础上，经水动力溶蚀作用产生的大尺度溶洞和小尺度溶孔的综合体[3]。大尺度溶洞是主要的储集空间，在地震剖面上表现为串珠状的反射特征，说明在空间上离散分布。而小尺度溶孔和裂缝分布在溶洞周围，对其封闭性产生影响(图1a)[4-5]。从现场实施注氮气效果看，注氮气井多选择前期注水替油井[6]，原因是注水替油效果明显的井封闭性好，后期注氮气增油效果较好。基于以上特点，将图1a中的地质模式抽象为封闭单洞数值模型(图1b)。

储集体物性分为孔隙度和渗透率。针对缝洞型油藏测井特点，未充填洞由于放空的原因无法取得测井曲线，孔隙度按100%处理，充填洞孔隙度按测井解释结果赋值为14%。由于缝洞型油藏测井解释渗透率困难、资料少，采用试井解释获得渗透率数值，统计结果显示，未充填洞渗透率为2 000×10-3μm2，充填洞渗透率为200×10-3μm2。

1.2 流动模型

考虑到未充填洞和充填洞流动规律的不同，以及Eclipse数值模拟软件的特点，采用渗透率曲线来等效反映不同储集体的流动特征。针对未充填溶洞油水界面水平抬升、不存在油水过渡带的特点，采用相渗突变的曲线等效模拟计算，对于充填洞则采用类似于砂岩的相渗曲线进行模拟。底水能量采用水油体积比方法模拟，这样易于控制，容易与现场结合。

1.3 流体PVT模型

考虑到注氮气对原油性质的影响，采用组分模型进行模拟计算。按照组分摩尔分数相近、物理性质相似的原理，将重组分劈分和相似组分重组后，划分为7个拟组分，采用Peng-Robinson状态方程，通过室内等组分膨胀、差异分析和注氮气膨胀等实验[7]，拟合在油藏温度和压力下的油、气的物理性质，以此确定平衡方程的相关系数。

图1 塔河缝洞型油藏数值模型

1.4 模型检验

建立的模型是否可用于数值模拟研究需要检验。采用生产历史拟合的方法对数值模型进行验证(图2)。以TK629井注氮气前的生产历史作为验证标准，产油、含水拟合效果均较好，说明该模型已符合缝洞型油藏的流动特点，可用于注氮气影响因素数值模拟研究。

图2 TK629井生产历史拟合结果

2 注氮气吞吐开采机理

通过分析，塔河奥陶系油藏原始地层压力为58 MPa，温度为124 ℃，原油密度大，黏度高，C7+组分占55%。对这种稠油注氮气，其作用机理不同于碎屑岩稠油，为此采用数值模拟方法研究氮气的驱油机理。

(1) 在塔河油藏地层压力、温度条件下，注氮气为非混相驱。一维细管数值实验结果表明，在油藏压力达到破裂压力70 MPa时，注氮气采出程度为50%，远远小于90%，因此塔河原油在油藏条件下注氮气难以混相。

(2) 氮气重力分异，形成气顶，依靠自身膨胀能驱油。氮气与塔河原油密度相差大，在重力作用下容易上浮，形成气顶[8]。随着开采过程中压力的下降，氮气的体积会发生膨胀。从塔河原油PVT数据分析，当压力从60 MPa下降至50 MPa时，气体体积膨胀13%，并且压力继续下降，体积将以指数级别增大。

(3) 注氮气后原油黏度下降，原油体积膨胀，增加油的流动性。随着注入压力的增加，氮气在原油中溶解度也会增加，导致原油体积膨胀、黏度下降。溶解度每增加10 m3/m3，原油黏度下降3%。

综上所述，注氮气吞吐受到3个机理的共同作用，但是氮气在原油中的溶解度较小，对原油的膨胀和降黏作用有限，仅起辅助作用。注氮气吞吐最主要的驱油机理为氮气重力分异，从而形成气顶的膨胀能。

3 地质因素对注氮气效果的影响

以拟合后组分模型为基础，研究洞顶剩余油储量、充填状况、底水能量、井储关系等因素对注氮气效果的影响规律。基本方案为：洞顶剩余油为4×104t，未充填溶洞，中等底水能量，油藏中部生产，含水为90%时开始注氮气，周期注氮气量为50×104m3，注氮气速度为10×104m3/d，闷井时间为15 d，开井采液强度为20 m3/d。

3.1 洞顶剩余油储量的影响

洞顶剩余油储量是选择注氮气井的前提条件。塔河油田单周期经济极限产油量为750 t，为此，以3个剩余油储量4×104、2×104、1×104t对注氮气效果进行模拟。结果显示，洞顶剩余油储量越大，注氮气效果越好，周期产量大，有效周期(产量大于750 t)长。当储量较小时，气体难以注进去，生产后气体回采率高，大量气体难以起到驱油的作用。

3.2 充填状况的影响

方案模拟未充填、部分充填和全充填3种情况对注氮气效果的影响。结果表明，未充填和部分充填的溶洞注氮气增油效果好，地下存气率高；而全充填溶洞因流动性阻力大，注入气集中在井底周围，回采率高，注氮气替油效果差。然而，部分充填溶洞注氮气效果略好于未充填溶洞，产生这种现象的原因是因为同样在含水90%时开始注氮气，部分充填溶洞的剩余油储量要大于未充填溶洞。由此可见，需要选择充填程度低的溶洞进行注气。

3.3 底水能量的影响

塔河奥陶系缝洞型油藏是底水驱块状油藏，底水能量对后期注氮气效果影响较大。数模实验中，采用水油体积比来表征水体能量，水油体积比定义为原始条件下水区孔隙体积与油区孔隙体积的比值，其值可通过生产动态数据间接计算[9]。塔河奥陶系油藏水油体积比小于70为弱水体、70～150为中等水体、大于150为强水体，因此，方案模拟了水油比为50、100、200三种水体。结果表明：弱水体条件下，地层压力下降很快，注入气体快速膨胀，大量的注入气从井口采出，注氮气利用率低；而中等水体和强水体条件下，注入气可保持在油藏中，气体膨胀能得到充分发挥。因此，注氮气吞吐井应该避免弱水体油藏。

3.4 井储关系的影响

井储关系是指井与溶洞的空间相对位置，可分为井在溶洞顶部生产、井在溶洞中部生产和井在溶洞底部生产。数值模拟结果表明，井打在顶部的溶洞注氮气替油效果不好，由于注入气体被大量采出，导致周期增油量很快下降至经济极限增油量以下，没有经济效益。为此，要选择井储关系位于下部的井注氮气。

4 注氮气参数对注氮气效果的影响

基于以上研究成果，可优选注氮气吞吐井。由于注氮气参数对其最终的增油效果影响很大[10]，需要对单周期注氮气参数进行优化。这些参数包括注氮气量、注氮气速度、闷井时间以及注水量。

4.1 周期注氮气量的影响

从技术角度分析，周期注氮气量越大，会导致注氮气累计增油量越多，但考虑到经济因素，随着注采周期的增加，单周期的增油量逐渐减小，而周期注氮气量的增加会导致成本费用的增多，当周期注氮气量增加到一定程度后，利润就会下降。结合塔河油田经济成本，按每立方米气2元，每口井注氮气设备为27×104元，油价为3 021 元/t，万吨油可变成本为130×104元计算，可得到1×104、2×104、4×104t 3种剩余油规模条件下的净利润(图3)。结果表明，在指定储量时，净利润随氮气周期注入量的增加先增大后减小，存在注氮气量的最优值。剩余油为2×104t时，最优周期注氮气量为50×104m3。顶部剩余油越多，最优注氮气量也会随之增加。当剩余油为4×104t时，最优周期注氮气量为70×104m3。因此，可根据剩余油储量具体优化注氮气量。

图3 不同储量条件下利润与注入量的关系

4.2 周期注氮气速度的影响

周期注氮气速度分别为5×104、10×104、15×104、20×104、25×104m3/d的模拟结果表明，注氮气速度对多周期累计增油量存在着最优值。针对剩余油储量为4×104t的储集体，在注氮气速度为10×104m3/d时累计增油量达到最大值，大于此速度后，累计增油量不再增加。其原因为注氮气速度增加了气体的横向波及范围。注入速度增大，气体可深入油藏深部，与原油进行充分置换，有利于气体的膨胀能发挥。但是，当速度超过一定数值后，速度再增加，会将井底附近的原油推向油藏深部，产生负作用，累计产油量不再增加。

4.3 周期闷井时间和注水量的影响

闷井时间由5 d增加到30 d，周期增油量基本维持不变，说明闷井时间对注氮气效果没有影响。其原因为：对于未充填溶洞，油气可在较短的时间内完成重力分异，不需要长时间的闷井。

注水量由200 m3/d增至800 m3/d的模拟结果表明，周期注水量对注氮气效果影响很小。因为现场对注水替油失效井(含水90%)开始注氮气，油水界面已经在井底，开井后注入水会被采出，实际起到增油作用的还是注入的氮气。而采用注水的原因是由于氮气密度小，需要气水混合才能注入油藏，注水主要起到顶替作用。因此，在能注得进气的情况下，应采用较小的注水量。