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《油氣地質(zhì)與采收率雜志》2016年第二期

摘要：

興古潛山油藏為巨厚變質(zhì)巖潛山油藏，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫發(fā)育、含油高度達(dá)2300m，天然能量開發(fā)造成產(chǎn)量遞減快，而注水開發(fā)難以有效補(bǔ)充地層能量，因此合理開發(fā)方式優(yōu)選難度大。針對(duì)該油藏雙重介質(zhì)特征，改進(jìn)實(shí)驗(yàn)流程，建立雙重介質(zhì)儲(chǔ)層變壓燜井實(shí)驗(yàn)方法，量化研究基質(zhì)滲析驅(qū)油作用，結(jié)合數(shù)值模擬研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析，深化注氣開發(fā)驅(qū)油機(jī)理認(rèn)識(shí)。研究結(jié)果表明，巨厚變質(zhì)巖潛山油藏注氣開發(fā)能夠發(fā)揮重力驅(qū)替、氣體上浮驅(qū)油及基質(zhì)滲析等作用，可大幅度提高波及體積，并以此為指導(dǎo)開展興古潛山油藏立體注氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)，采用頂部注氣為主、中下部注氣為輔的立體注氣方式，在形成重力驅(qū)的同時(shí)發(fā)揮氣體上浮驅(qū)油的作用，較天然能量開發(fā)提高采收率15%。

關(guān)鍵詞：

重力驅(qū)；基質(zhì)滲析驅(qū)油；變質(zhì)巖潛山；雙重介質(zhì)儲(chǔ)層；氣驅(qū)機(jī)理；立體注氣

注氣開發(fā)作為一項(xiàng)提高采收率的主要技術(shù)在油田開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用［1-2］，但受氣驅(qū)機(jī)理認(rèn)識(shí)不清的制約，在巨厚變質(zhì)巖潛山油藏應(yīng)用較少。興古潛山油藏為巨厚變質(zhì)巖潛山油藏，含油高度達(dá)2300m，巖性復(fù)雜，發(fā)育2大類6亞類25種巖石，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)初期利用以水平井為主的縱疊平錯(cuò)立體開發(fā)井網(wǎng)來實(shí)現(xiàn)高速開發(fā)，最高采油速度為2%。但是由于儲(chǔ)層巨厚，難以有效補(bǔ)充地層能量，天然能量開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，油藏年綜合遞減率達(dá)18%，壓力系數(shù)降至0.7，亟需探索有效的能量補(bǔ)充方式。通過對(duì)天然能量、注水、注氣、蒸汽驅(qū)和化學(xué)驅(qū)等多種開發(fā)方式進(jìn)行對(duì)比論證，確定采用注氣開發(fā)補(bǔ)充地層能量。針對(duì)巨厚變質(zhì)巖潛山油藏氣驅(qū)機(jī)理認(rèn)識(shí)不清的現(xiàn)狀，通過開展物理模擬研究，結(jié)合數(shù)值模擬對(duì)比驗(yàn)證，明確巨厚變質(zhì)巖潛山油藏注氣開發(fā)驅(qū)油機(jī)理，并建立了巨厚變質(zhì)巖潛山油藏注氣立體開發(fā)設(shè)計(jì)新方法，以期為優(yōu)化設(shè)計(jì)興古潛山油藏注氣方案提供依據(jù)。

1氣驅(qū)機(jī)理

巨厚變質(zhì)巖潛山油藏屬于雙重介質(zhì)儲(chǔ)層，難以像砂巖油藏一樣建立三維比例模型進(jìn)行物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，為深入認(rèn)識(shí)該類油藏注氣開發(fā)驅(qū)油機(jī)理，首先利用油藏真實(shí)巖心開展一系列驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，然后利用數(shù)值模擬對(duì)長(zhǎng)巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行擬合，拓展到油藏規(guī)模，并與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比驗(yàn)證，明確注氣開發(fā)驅(qū)油機(jī)理。

1.1混相驅(qū)作用混相驅(qū)就是將氣體與油藏中的原油混合成為一相，使氣、油之間的表面張力完全消失，殘余油飽和度降至最低，因此能夠大幅度提高注氣驅(qū)油效率。最小混相壓力是確定注氣能否達(dá)到混相驅(qū)的重要指標(biāo)，細(xì)管實(shí)驗(yàn)是中外公認(rèn)的測(cè)定最小混相壓力的準(zhǔn)確方法。通過實(shí)驗(yàn)得到注天然氣的最小混相壓力為44MPa。而目前興古潛山油藏地層壓力僅為28MPa，因此，注天然氣開發(fā)只能實(shí)現(xiàn)非混相驅(qū)，通過分析天然氣驅(qū)相滲及驅(qū)油效率的測(cè)定結(jié)果（表1）可知，天然氣驅(qū)較水驅(qū)驅(qū)油效率提高了14.4%。

1.2重力驅(qū)替作用重力驅(qū)油的實(shí)質(zhì)是由于油氣密度差異引起儲(chǔ)層流體運(yùn)動(dòng)規(guī)律和空間分布形式的改變，氣體在油藏頂部不斷膨脹的過程中推動(dòng)油氣界面下移，從而達(dá)到重力泄油的目的。建立含油高度為2300m的反韻律模型，頂、底部滲透率分別為1×10-3和200×10-3μm2，滲透率級(jí)差為200倍，在注水開發(fā)底部形成優(yōu)勢(shì)通道的情況下進(jìn)行轉(zhuǎn)注天然氣開發(fā)。對(duì)比注水開發(fā)和注天然氣開發(fā)末期含油飽和度場(chǎng)（圖1）可見，注天然氣開發(fā)優(yōu)先驅(qū)替油藏頂部的剩余油，可見注天然氣開發(fā)重力分異作用遠(yuǎn)大于高滲透條帶的運(yùn)移作用，能夠形成重力驅(qū)替，提高波及體積。為確定重力驅(qū)的驅(qū)油效率，將興古潛山油藏天然巖心經(jīng)造縫后組合成長(zhǎng)度為101.532cm的巖心，造縫前平均孔隙度為0.55%，總孔隙體積為2.529cm3，平均滲透率為0.2476×10-3μm2，造縫后巖心孔隙度為2.40%，滲透率為191.6×10-3μm2，與儲(chǔ)層條件基本吻合。利用該巖心進(jìn)行縱向及水平天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，頂部天然氣驅(qū)驅(qū)油效率為78.3%，較水平天然氣驅(qū)提高17.1%（圖2）。依據(jù)該實(shí)驗(yàn)結(jié)果，設(shè)計(jì)油藏頂部注氣、腰部注氣和底部注氣3套數(shù)值模擬方案，模擬結(jié)果表明：頂部注氣效果最好，采收率達(dá)40.1%；腰部注氣效果次之，采收率為38.8%；底部注氣效果最差，僅為28.7%。這是因?yàn)轫敳繗怛?qū)能充分發(fā)揮重力驅(qū)作用，所以驅(qū)油效果最好。

1.3氣體上浮驅(qū)油作用從注氣開發(fā)數(shù)值模擬結(jié)果可以看出，注入氣體優(yōu)先上浮，且在上浮過程中氣體逐步橫向擴(kuò)張，對(duì)原油產(chǎn)生驅(qū)替作用（圖3）。分析注氣井組現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)生產(chǎn)特征發(fā)現(xiàn)，下部注氣井注氣后，其上方油井優(yōu)先見效，但上方易發(fā)生氣竄，而側(cè)上方油井見效較慢，同深度油井更難以見效。這也證實(shí)在注氣開發(fā)過程中存在氣體上浮驅(qū)油作用。因此，在設(shè)計(jì)注氣方案時(shí)，在考慮氣體上浮驅(qū)油作用的同時(shí)，還應(yīng)采取合理的措施以避免氣竄的發(fā)生。

1.4基質(zhì)滲析作用巨厚變質(zhì)巖潛山油藏存在基質(zhì)及裂縫2大系統(tǒng)，基質(zhì)為主要的儲(chǔ)積空間，裂縫為產(chǎn)油通道，而注水開發(fā)主要是驅(qū)替裂縫中的原油，波及體積較小，擴(kuò)大注氣非混相驅(qū)波及體積是提高油藏采收率的關(guān)鍵，而量化基質(zhì)系統(tǒng)的驅(qū)油貢獻(xiàn)率一直是室內(nèi)研究中的難點(diǎn)。氣驅(qū)驅(qū)油效率主要采用長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過程中采用恒壓連續(xù)驅(qū)替，整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程持續(xù)時(shí)間短，原油難以進(jìn)入微小裂縫及孔隙［3］。而在油藏注氣過程中，注入氣在地層中的存留時(shí)間在數(shù)月以上，且地層壓力隨著注入氣體的增多而增大，為此設(shè)計(jì)了變壓燜井實(shí)驗(yàn)方法。具體實(shí)驗(yàn)流程為：①在長(zhǎng)巖心驅(qū)替設(shè)備中，將飽和原油的長(zhǎng)巖心首先進(jìn)行衰竭開發(fā)，模擬原油在彈性能量驅(qū)動(dòng)下的開采過程；②當(dāng)模擬壓力降至油藏目前壓力時(shí)，進(jìn)行連續(xù)恒壓注氣開發(fā)，主要驅(qū)替大裂縫中的原油；③注氣升壓燜井3d，使原油逐漸滲入基質(zhì)和微裂縫，測(cè)定最終驅(qū)油效率，其中升壓燜井驅(qū)替過程中驅(qū)替的原油即為基質(zhì)滲析的貢獻(xiàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖4）表明，通過變壓燜井，天然氣驅(qū)驅(qū)油效率可達(dá)到88.6%，其中升壓燜井驅(qū)替階段驅(qū)油效率為16.2%，說明注氣具有基質(zhì)滲析作用，能夠有效提高波及體積。

2注氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)

在明確驅(qū)油機(jī)理的基礎(chǔ)上，借鑒已實(shí)施氣驅(qū)油藏成功經(jīng)驗(yàn)［4-7］，結(jié)合數(shù)值模擬研究?jī)?yōu)化興古潛山油藏注氣方案。

2.1數(shù)值模擬模型的建立興古潛山油藏為巨厚變質(zhì)巖潛山油藏，根據(jù)地質(zhì)研究成果，利用Petrel建模軟件建立油藏頂面構(gòu)造平面網(wǎng)格系統(tǒng)，將多余網(wǎng)格進(jìn)行無效化處理，形成一套變深度角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，建立雙重介質(zhì)儲(chǔ)層組分模型。應(yīng)用數(shù)值模擬軟件EclipsePVTi模塊，首先通過組分歸并、流體重餾分特征化、實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)回歸擬合等得到完整的原油高壓物性擬合數(shù)據(jù)，確定油氣藏流體組分的臨界特征參數(shù)；再對(duì)相對(duì)滲透率和毛管壓力曲線進(jìn)行修正，從而為三維油藏?cái)?shù)值模擬研究提供基本滲流數(shù)據(jù)［8-10］。根據(jù)原油高壓物性實(shí)驗(yàn)得到井流物組成，通過重餾分特征化及擬組分劃分，優(yōu)化組分模型中狀態(tài)方程參數(shù)，提高原油性質(zhì)的預(yù)測(cè)精度，按組分相近原則，將原油井流物的11個(gè)組分劃分為CO2，N2—C2，C3—C6，C7—C11和C12+共5個(gè)擬組分，各組分的摩爾分?jǐn)?shù)分別為0，39.566，17.518，21.818和21.098。將興古潛山油藏儲(chǔ)量、油藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)及單井生產(chǎn)情況進(jìn)行擬合，單井生產(chǎn)情況擬合率為86%，可滿足下步開展數(shù)值模擬預(yù)測(cè)研究的要求。

2.2油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.2.1注入介質(zhì)優(yōu)選興古潛山油藏目前地層壓力為28MPa，而細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定注天然氣、注二氧化碳和注氮?dú)獾淖钚』煜鄩毫Ψ謩e為44，24和57MPa，因此，在目前地層壓力下，僅注二氧化碳易實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)，注天然氣和氮?dú)饩荒芑煜囹?qū)替。二氧化碳與原油的混相壓力較低，具有使原油體積膨脹、粘度降低和界面張力降低等優(yōu)點(diǎn)，但由于資源有限，目前尚無滿足要求的氣源，且二氧化碳具有腐蝕性，對(duì)埋藏深、溫度高的油藏腐蝕更嚴(yán)重，故目前不采用注二氧化碳開發(fā)。天然氣非混相驅(qū)能夠較好地改善原油物性，且具有補(bǔ)充地層能量、保持生產(chǎn)壓差、提高采收率等技術(shù)優(yōu)勢(shì)。據(jù)長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，天然氣驅(qū)驅(qū)油效率為75.8%，較水驅(qū)提高了34.6%。另外，天然氣驅(qū)油井采出氣分離處理較簡(jiǎn)單，易于循環(huán)使用，經(jīng)濟(jì)效益好，氣源較為充足，可作為主要注入介質(zhì)。氮?dú)饩哂休^易獲取、價(jià)格較低且彈性能量大等優(yōu)勢(shì)，可依靠重力驅(qū)替上方剩余油及油藏頂部“閣樓油”，且氣油界面張力較低，易進(jìn)入微小裂縫驅(qū)替原油，改善原油物性，因此可采用注氮?dú)忾_發(fā)。氮?dú)怛?qū)、天然氣驅(qū)及氮?dú)怛?qū)轉(zhuǎn)天然氣驅(qū)3套方案的數(shù)值模擬結(jié)果表明，天然氣驅(qū)及氮?dú)怛?qū)轉(zhuǎn)天然氣驅(qū)采收率分別提高了36%和32.5%，明顯高于氮?dú)怛?qū)的26.6%，這主要是由氮?dú)夂吞烊粴鈱?duì)地層原油物性改善程度差異所致。因此，為保障及時(shí)注氣補(bǔ)充能量，考慮目前氣源準(zhǔn)備、地面建設(shè)及鉆采工藝配套情況，推薦前期注氮?dú)庀刃性囼?yàn)，待天然氣氣源解決后再轉(zhuǎn)向天然氣驅(qū)。

2.2.2注氣方式優(yōu)化興古潛山油藏目前采用的是以水平井為主的縱疊平錯(cuò)立體開發(fā)井網(wǎng)，考慮到儲(chǔ)層巨厚，單純依靠注氣重力驅(qū)難以補(bǔ)充中、下部地層能量，且氣體在上浮過程中具有橫向驅(qū)油作用，因此設(shè)計(jì)頂部為主、中下部為輔的注氣方案。對(duì)比頂部注氣（方案Ⅰ）和頂部為主、中下部為輔注氣方案（方案Ⅱ）預(yù)測(cè)結(jié)果（圖5）可知，方案Ⅱ可以在較長(zhǎng)時(shí)期進(jìn)一步提高原油產(chǎn)量。這是因?yàn)樵摲桨改軌虬l(fā)揮重力驅(qū)和氣體上浮橫向驅(qū)油的雙重作用。

2.2.3注入速度優(yōu)化分析國(guó)外6個(gè)氣驅(qū)油田主要?dú)怛?qū)指標(biāo)（表2）發(fā)現(xiàn)，油藏類型包括裂縫性基巖油藏、碳酸鹽裂縫性油藏、傾斜砂巖油藏和砂巖油藏，其中2個(gè)注氮?dú)狻?個(gè)注天然氣，注氣速度為0.008～0.05HCPV/a，基本維持注采平衡，預(yù)測(cè)采收率均大于或等于35%，其中Braes油田氣驅(qū)后采出程度已達(dá)37%。由不同注采比下的油藏采收率數(shù)值模擬結(jié)果可知：當(dāng)注采比為1∶1、先1.3∶1后1∶1和1.5∶1時(shí)，油藏采收率分別為33.2%，36.3%和34.8%，注采比先1.3∶1后1∶1采收率最高。考慮目前油藏地層壓力系數(shù)僅為0.67，為保障油井生產(chǎn)能力，方案設(shè)計(jì)初期注采比為1.3∶1，以彌補(bǔ)地層能量虧空，待地層壓力恢復(fù)至壓力系數(shù)為0.8左右后，再將注采比改為1∶1，這樣既可滿足保持地層能量的需要，又可獲得最佳的開發(fā)效果。當(dāng)注采比為1.3∶1時(shí)，標(biāo)況下初期注氣速度為0.016HCPV/a，較為合理。

2.2.4注入時(shí)機(jī)通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)?zāi)M不同地層壓力下的氣驅(qū)開發(fā)效果，結(jié)果表明，在相同注入倍數(shù)下，隨著地層壓力下降，驅(qū)油效率隨之降低。反之，保持越高的地層壓力，注入氣與原油相似相溶效果就越好，則氣體突破時(shí)間越晚，驅(qū)油效果越好。注入時(shí)機(jī)敏感性數(shù)值模擬結(jié)果表明，隨著注氣時(shí)間的延遲，注氣開發(fā)提高采收率程度逐漸降低，因此應(yīng)立即轉(zhuǎn)入注氣開發(fā)。綜上所述，設(shè)計(jì)采用頂部為主、中下部為輔的注氣方式，初期注采比為1.3∶1，先氮?dú)怛?qū)適時(shí)轉(zhuǎn)入天然氣驅(qū)的開發(fā)方案，預(yù)計(jì)提高采收率15%。

3先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施效果

興古潛山油藏于2014年10月開展注氣先導(dǎo)試驗(yàn)，截至2015年5月，已開展5個(gè)井組，頂部注氣井3口，中下部注氣井2口，累積注氣量為4000×104m3。相比注氣前，地層壓力趨于穩(wěn)定（圖6），壓力系數(shù)保持在0.75左右，油藏產(chǎn)量遞減趨勢(shì)明顯減緩，年遞減率由注氣前的21%降至15%，按遞減法計(jì)算階段增油量為0.8×104m3，見到明顯的氣驅(qū)效果。

4結(jié)論

研究結(jié)果表明，氣驅(qū)在巨厚變質(zhì)巖潛山油藏中作用機(jī)理表現(xiàn)為重力驅(qū)替作用、氣體上浮驅(qū)油作用及基質(zhì)滲析作用，并通過創(chuàng)新實(shí)驗(yàn)流程量化了基質(zhì)滲析作用對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)。頂部為主、中下部為輔的注氣方案有效地發(fā)揮了多種作用機(jī)理，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用見到良好效果，起到補(bǔ)充地層能量、減緩產(chǎn)量遞減的作用，為巨厚變質(zhì)巖潛山油藏實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)探索出新的技術(shù)方法。但立體注氣開發(fā)技術(shù)作為正在發(fā)展的技術(shù)，仍存在一定的不足，今后應(yīng)加強(qiáng)氣驅(qū)微裂縫界限的確定、氣驅(qū)波及狀況的評(píng)價(jià)及氣竄預(yù)測(cè)與調(diào)控技術(shù)等方面的研究，在開發(fā)實(shí)踐中不斷完善。

作者：陳妍 張玉 單位：長(zhǎng)江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院