胡蓉蓉，姚　军，王晨晨，孙致学（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

缝洞型碳酸盐岩油藏非混相气驱采收率影响因素

胡蓉蓉，姚军，王晨晨，孙致学
（中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580）

为研究缝洞型碳酸盐岩油藏非混相气驱采收率的影响因素，建立了缝洞介质机理模型，分析了注采井所处的储集层类型、注采井间洞的分布、注采部位及注气速度等对非混相气驱采收率的影响。研究发现，非混相气驱的主要机理为油气密度差异形成的重力驱、膨胀原油增加弹性能量和降低原油黏度改善流动能力；气驱过程中宜选取缝注洞采，高部位注低部位采的注采方式；洞的存在有利于降低气窜风险，洞距离油藏顶部和生产井越近，采收率越高；采收率随注气速度的增加呈现先增大后减小的变化趋势。模拟结果表明，非混相气驱采收率主要受重力、储集层类型、注采井间洞的分布及注气参数的影响。

缝洞型碳酸盐岩油藏；数值模拟；非混相气驱；采收率；注气参数；储集层特征

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的储集空间主要为大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝，具有非均质性强、缝洞储集体随机分布、溶洞和裂缝空间配置关系复杂等特点，其储集层流体具有特殊的渗流规律[1-3]。目前提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的主要方式为注水替油和水驱，但是随着开采年限的增加，开发过程中暴露出许多问题：首先，随着注水轮次的增加，周期产油量越来越低，注水替油效果越来越差；其次，水驱过程中，随着注水量的增加，增油量有所减少，含水率升高，部分井甚至出现水窜。这些都导致注水提高采收率的程度有限，所以亟需探索新的提高采收率方式。

国内外调研发现，20世纪80年代，注气已成为美国碳酸盐岩油藏提高采收率的主要方法，但国内相关研究应用较少[4-5]。文献［6］通过CO2驱油实验和数值模拟的方法对比了不同的开发方式下提高采收率的效果，认为塔河油田稀油注CO2驱油提高采收率技术可行，但是文章并没有考虑缝洞型油藏储集层的特殊性。文献［7］采用等效单重介质模型进行了缝洞型油藏注气驱油模拟研究，对影响驱油效果的因素进行了敏感性分析，认为采收率取决于洞穴在岩块中的分布及连通度。文献［8］通过碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验，研究了不同注入流体及注入方式对驱替效果及含水率的影响，认为气驱主要受重力作用影响。文献［9］分析了缝洞型油藏提高采收率的途径，认为在补充能量方面可采用注气等扩大波及体积的方法提高采收率。本文通过建立缝洞网络模型，研究注采井所处的储集层类型、注采井间洞的分布、注采部位及注气速度等方面对气驱油采收率的影响，以期为进一步认识碳酸盐岩油藏气驱油机理及提高气驱油采收率提供指导。

1　模型的建立

1.1概念模型

缝洞型油藏中，溶洞是主要的储集空间，裂缝是主要的流动通道，裂缝与溶洞相互连接构成了缝洞组合体[10-13]。可建立单重孔隙介质模型来等效双重孔隙介质，应用网格加密设置裂缝，调整毛细管力拟合单重介质模型和双重介质模型的计算结果，最终得到等效单重介质模型[14-15]。然而，洞穴作为不同于基岩和裂缝的第三重介质，传统的双重介质模型难以再现缝洞型油藏的流动机理。而洞穴与裂缝有着相似的属性，故可以将洞穴合并到单重孔隙介质模型中。

缝洞介质机理模型包含裂缝和洞穴2种储集层类型，裂缝通过网格加密实现，裂缝开度为200 μm，模型中横向裂缝与纵向裂缝相交形成夹角为90°的裂缝网络，其中横向裂缝的长度为2.2 m，纵向裂缝的长度为0.5 m.洞穴均匀分布在裂缝网络中，洞穴与洞穴之间通过裂缝连接，洞径和洞深均为10 cm.裂缝和洞穴的渗透率为10 000 mD，初始含水饱和度为0，毛细管力为0.在此模型上建立一注一采的注采系统，生产井和注气井分别位于模型的两端，进行注氮气驱油模拟（图1）。

图1　缝洞介质机理模型

1.2相态拟合

采用的原油样本取自塔河油田TK464井，对原油样本进行组分测定、恒质膨胀实验及微分脱气实验，得到原油的物性参数，应用Eclipse软件中的PVTi相态分析模块对原油物性参数进行计算拟合。拟合时的地层温度为124℃，压力为59.7 MPa，将原油重组为7个拟组分（表1），针对原油密度、黏度、溶解气油比、体积系数等参数进行拟合，拟合结果如图2和图3所示。

表1　原油拟组分数据%

图2　不同压力下原油黏度及原油密度拟合曲线

图3　不同压力下溶解气油比及原油体积系数拟合曲线

1.3非混相气驱机理分析

通过室内细管实验测得，当压力达到60 MPa时，注入1.2 PV的氮气后，原油的采出程度为82.5%.此外通过相态分析软件计算得到，油藏温压条件下氮气与原油的界面张力为7.3 mN/m.可见，塔河油田的注氮气驱油属于非混相驱替过程。注入气体后，由于原油与氮气之间较大的密度差异，导致气体向上运移，形成次生气顶驱替油藏顶部的原油。此外，为研究注氮气对原油物性的影响，将氮气与原油充分混合，进行混合膨胀实验，测试不同氮气溶解量时原油的黏度和体积系数（图4）。从图4可见，氮气与原油在地层条件下混合后，随着氮气溶解量的增加，原油黏度逐渐降低，原油的流动性得到提高。同时,随着氮气在原油中的溶解量增加,原油体积系数有所增加，使原油膨胀，增加了弹性能量。

2　计算结果分析

模拟采用了Eclipse软件中的Compositional组分模块，模型中的流体高压属性采用相态拟合的结果，模型中的几何参数取值见概念模型部分，以下模拟计算中的裂缝和洞穴的尺寸不变。

图4　氮气溶解气油比与原油黏度和原油体积系数的关系

2.1注采井所处的储集层类型对气驱采收率的影响

为研究注采井所处的储集层类型对气驱采收率的影响，设计了4个注气井和生产井在不同类型储集层的模型，即注气井与生产井都在模型两端的裂缝上，注气井和生产井都在模型两端的洞上，注气井在洞上生产井在缝上，注气井在缝上生产井在洞上。生产井与注气井均射开全部储集层，注气速度为0.000 2 m3/d，注采比为1，注入5 PV的氮气后，各模型的剩余油饱和度和采收率曲线如图5和图6所示。

图5　注采井位于不同位置时模型气驱后剩余油饱和度分布

从图6可以看出，注气初始阶段，4个模型的采收率均会随着注入孔隙体积倍数的增加而迅速增加，并且随着注入孔隙体积倍数的增加，不同模型的采收率差别越来越大。当注入体积超过0.5 PV后，采收率增加变得缓慢，最终达到定值。同时，注气井在缝上、生产井在洞上的气驱采收率最高，其次是注气井和生产井都在洞上与注气井在洞上、生产井在缝上，最差的是注气井和生产井均在裂缝上。可见，注采井所处的储集层类型对采收率的影响很大，且生产井在洞上比在缝上的开发效果好。这是因为当生产井位于洞上时，主要产出洞中的原油，直到气体通过裂缝进入顶部洞中引起气窜。当生产井位于裂缝时，主要产出裂缝中的原油和气体从洞中驱替的原油，当任意一条裂缝中气体抵达生产井时，便会引起气窜。因此，当生产井位于裂缝时发生气窜的机率大于生产井位于洞时发生气窜的机率。

图6　注采井位于不同位置时模型采收率与注入孔隙体积倍数的关系

2.2注采井间洞的分布对气驱采收率的影响

为研究注采井间洞的分布对气驱采收率的影响，从注采井间洞的个数和洞的分布位置两个方面分析洞对气驱采收率的影响。首先分析洞的个数，模型中注气井与生产井均在裂缝上，计算当注采井间洞的个数分别为0，3，6和9时的气驱开发效果。模拟时生产井与注气井均射开全部储集层，注气速度为0.000 2 m3/d，注采比为1，注入5 PV氮气后，各模型的剩余油饱和度分布和采收率曲线如图7和图8所示。

图7　注采井间不同洞个数时气驱后剩余油饱和度分布

从计算结果可见，注采井间没有洞时采收率最低，说明洞的存在能减缓气窜的发生。注采井间有洞时，洞的个数越多，采收率越低，这是因为由于注气时的重力分异作用，气体会运移到模型的顶部，模型底部的原油几乎未受波及，存在大量的剩余油。模型中洞的分布均匀，洞的个数越多，模型底部原油储量所占总储量的比例越大，所以气驱后的剩余油就越多，相应的采收率越低。可见，洞分布的位置对采收率的影响非常明显。因此，就洞的分布位置对气驱采收率的影响，设置了6种洞的分布位置，即洞在顶部，洞在中间，洞在底部，洞靠近生产井，洞在注采井中间及洞靠近注气井，以上6种模型中均有3个洞。注入5 PV氮气后，各模型的剩余油饱和度分布和采收率曲线如图9和图10所示。

图8　注采井间不同洞个数时采收率随注入孔隙体积倍数的变化曲线

图9　注采井间洞分布位置不同时气驱后剩余油饱和度分布

图10　注采井间洞分布位置不同时气驱采收率

气驱结束后，洞位于模型顶部时气驱采收率最高，洞越接近模型底部采收率越低。这说明气驱过程中重力起到重要的作用，气体会倾向于驱替油藏顶部的原油。洞越靠近生产井采收率越高，洞在注采井中间和靠近注气井的采收率相差不大。说明洞与注采井间的相对位置也会影响气驱采收率，这是因为洞距离生产井越远，生产井附近裂缝性储集层越发育，加大了气窜的可能性。所以缝洞型油藏进行气驱采油过程中，生产井附近储集层的发育类型比注气井附近的储集层发育类型更为重要。

2.3注采部位对气驱采收率的影响

为研究注采部位对气驱采收率的影响，计算了注采部位不同时气驱的开发效果。模型的注、采井位于模型两端的裂缝上，模型中有9个洞（图5a）,模拟时注气速度为0.000 2 m3/d，注采比为1，方案设置及计算结果见表2.

表2　注气井和生产井位于不同注采部位时的采收率%

从计算结果可见，注入井在上部注气，生产井下部生产时，气驱效果最好。生产井的生产部位对开发效果起着决定性的作用，生产部位越靠上部，由于重力分异作用，生产井越早发生气窜，从而气驱效果越差。注入井的注入部位也对开发效果起到了一定的作用，氮气注入后主要会发生两个方向的驱替，即纵向驱替和横向驱替。纵向驱替时气体向模型顶部运移驱替顶部的原油，横向驱替时气体沿着裂缝将原油驱至井筒中，但是横向驱替有气窜的风险，而上部注气下部生产在一定程度上降低了横向驱替的气窜风险。

2.4注气速度对气驱采收率的影响

为研究注气速度对气驱采收率的影响，以图5a模型为基础，计算当注气速度为0.000 1~0.000 8 m3/d（地下体积）时的开发效果。模拟时生产井射开储集层下部，注气井射开储集层上部，采液速度为0.000 2 m3/d，注入5 PV氮气后，不同注气速度下的气驱油采收率曲线如图11所示。

图11　注气速度与采收率的关系

气驱结束后可见，注气速度越高，采收率越高；但当注气速度增加到一定程度后，再增加采气速度，采收率会下降。这是因为注气井与生产井之间连通的裂缝长度一定，气体主要通过裂缝运移到生产井，当气体突破后，气油比大到一定程度后模拟结果会结束。即当注气速度增大时，气体波及体积越大，采收率会随之变大，然而当注气速度过大，气体会较快地窜入生产井使采收率下降。所以存在一个使采收率达到最大值的最佳注气速度。从图11可以看出，模型的最佳注气速度为0.000 4 m3/d.

3　结论

（1）模拟的氮气驱过程为非混相驱，注入的氮气与原油有较大的密度差异，在重力作用下形成次生气顶驱替油藏顶部原油，同时注入氮气使原油黏度降低改善流动能力，使原油膨胀增加弹性能量。

（2）缝洞型油藏注入气体一旦窜入井筒，其气油比会迅速增大，对生产效果影响较大。注采井所处的储集层类型和注采井间的洞分布对气驱采收率有较大影响，进行气驱选井时，宜选取洞发育的单井作为生产井，裂缝发育的单井作为注气井。洞的存在有利于降低气窜风险，洞分布越靠近油藏上部和生产井，采收率越高。

（3）气驱过程中，由于重力作用，生产井的生产部位对采收率起着重要的作用，注气井的注气部位对采收率有一定的影响，低部位生产高部位注气的注采方式能一定程度上降低气窜风险。

（4）缝洞型油藏气驱时注气速度对采收率影响较大，存在一个最佳的注气速度，保证气体波及体积的前提下延缓气窜的时间。

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Influence Factors of Immiscible Gas Flooding Recovery in Fractured⁃Vuggy Carbonate Reservoirs

HU Rongrong,YAO Jun,WANG Chenchen,SUN Zhixue
(School of Petrolem Engineering,ChinaUniversity of Peroleum,Qingdao,Shandong 266580,China)

In order to study the influence factors of immiscible gas flooding oil recovery in fractured⁃vuggy reservoirs,the mechanism mod⁃els of fractured⁃vuggy media are developed to analyze the influence of injection and production wells’reservoir type,vug distribution be⁃tween injection well and production well,injection and production sites and gas injection rate on the EOR.The results show that the main mechanism of immiscible gas flooding is gravity drive due to the density differences between oil and gas,oil expansion and oil viscosity re⁃duction to improve the flow ability.A better process could be gas injecting in fractured reservoir and high site,and oil producing in vuggy reservoir and low site.The existence of vugs could reduce the risk of gas channeling.The closer the vug to the top of reservoir and produc⁃tion well is,the higher the oil recovery will be.The oil recovery of gas flooding will increase and then decrease with the increase of gas flooding rate.The simulation results show that the oil recovery of gas flooding is mainly influenced by gravity,reservoir types,the distribu⁃tion of vugbetween injection well and production well and gas injection parameters.

fractured⁃vuggy carbonate reservoir;numerical simulation;immiscible gas flooding;oil recovery;gas injection parameter;res⁃ervoir characteristic

TE357.7

A

1001-3873（2015）04-0470-05

10.7657/XJPG20150416

2015-01-14

2015-04-14

国家973项目（2011CB202404）；国家科技重大专项（2011ZX05005-006-005）

胡蓉蓉（1987-），女，湖北荆州人，博士研究生，油气田开发，（Tel）13791956158（E-mail）hurongrong87@126.com.