潛山油藏注氣開發驅油機理思考范文

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《油氣地質與采收率雜志》2016年第二期

摘要：

興古潛山油藏為巨厚變質巖潛山油藏，由于儲層非均質性強、裂縫發育、含油高度達2300m，天然能量開發造成產量遞減快，而注水開發難以有效補充地層能量，因此合理開發方式優選難度大。針對該油藏雙重介質特征，改進實驗流程，建立雙重介質儲層變壓燜井實驗方法，量化研究基質滲析驅油作用，結合數值模擬研究和現場試驗分析，深化注氣開發驅油機理認識。研究結果表明，巨厚變質巖潛山油藏注氣開發能夠發揮重力驅替、氣體上浮驅油及基質滲析等作用，可大幅度提高波及體積，并以此為指導開展興古潛山油藏立體注氣開發方案設計，采用頂部注氣為主、中下部注氣為輔的立體注氣方式，在形成重力驅的同時發揮氣體上浮驅油的作用，較天然能量開發提高采收率15%。

關鍵詞：

重力驅；基質滲析驅油；變質巖潛山；雙重介質儲層；氣驅機理；立體注氣

注氣開發作為一項提高采收率的主要技術在油田開發中得到廣泛應用［1-2］，但受氣驅機理認識不清的制約，在巨厚變質巖潛山油藏應用較少。興古潛山油藏為巨厚變質巖潛山油藏，含油高度達2300m，巖性復雜，發育2大類6亞類25種巖石，儲層非均質性強，開發初期利用以水平井為主的縱疊平錯立體開發井網來實現高速開發，最高采油速度為2%。但是由于儲層巨厚，難以有效補充地層能量，天然能量開發，產量遞減快，油藏年綜合遞減率達18%，壓力系數降至0.7，亟需探索有效的能量補充方式。通過對天然能量、注水、注氣、蒸汽驅和化學驅等多種開發方式進行對比論證，確定采用注氣開發補充地層能量。針對巨厚變質巖潛山油藏氣驅機理認識不清的現狀，通過開展物理模擬研究，結合數值模擬對比驗證，明確巨厚變質巖潛山油藏注氣開發驅油機理，并建立了巨厚變質巖潛山油藏注氣立體開發設計新方法，以期為優化設計興古潛山油藏注氣方案提供依據。

1氣驅機理

巨厚變質巖潛山油藏屬于雙重介質儲層，難以像砂巖油藏一樣建立三維比例模型進行物理模擬實驗研究，為深入認識該類油藏注氣開發驅油機理，首先利用油藏真實巖心開展一系列驅替實驗，然后利用數值模擬對長巖心物理模擬實驗結果進行擬合，拓展到油藏規模，并與現場試驗結果對比驗證，明確注氣開發驅油機理。

1.1混相驅作用混相驅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油效率。最小混相壓力是確定注氣能否達到混相驅的重要指標，細管實驗是中外公認的測定最小混相壓力的準確方法。通過實驗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，注天然氣開發只能實現非混相驅，通過分析天然氣驅相滲及驅油效率的測定結果（表1）可知，天然氣驅較水驅驅油效率提高了14.4%。

1.2重力驅替作用重力驅油的實質是由于油氣密度差異引起儲層流體運動規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油氣界面下移，從而達到重力泄油的目的。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，滲透率級差為200倍，在注水開發底部形成優勢通道的情況下進行轉注天然氣開發。對比注水開發和注天然氣開發末期含油飽和度場（圖1）可見，注天然氣開發優先驅替油藏頂部的剩余油，可見注天然氣開發重力分異作用遠大于高滲透條帶的運移作用，能夠形成重力驅替，提高波及體積。為確定重力驅的驅油效率，將興古潛山油藏天然巖心經造縫后組合成長度為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，與儲層條件基本吻合。利用該巖心進行縱向及水平天然氣驅實驗，結果表明，頂部天然氣驅驅油效率為78.3%，較水平天然氣驅提高17.1%（圖2）。依據該實驗結果，設計油藏頂部注氣、腰部注氣和底部注氣3套數值模擬方案，模擬結果表明：頂部注氣效果最好，采收率達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%。這是因為頂部氣驅能充分發揮重力驅作用，所以驅油效果最好。

1.3氣體上浮驅油作用從注氣開發數值模擬結果可以看出，注入氣體優先上浮，且在上浮過程中氣體逐步橫向擴張，對原油產生驅替作用（圖3）。分析注氣井組現場試驗生產特征發現，下部注氣井注氣后，其上方油井優先見效，但上方易發生氣竄，而側上方油井見效較慢，同深度油井更難以見效。這也證實在注氣開發過程中存在氣體上浮驅油作用。因此，在設計注氣方案時，在考慮氣體上浮驅油作用的同時，還應采取合理的措施以避免氣竄的發生。

1.4基質滲析作用巨厚變質巖潛山油藏存在基質及裂縫2大系統，基質為主要的儲積空間，裂縫為產油通道，而注水開發主要是驅替裂縫中的原油，波及體積較小，擴大注氣非混相驅波及體積是提高油藏采收率的關鍵，而量化基質系統的驅油貢獻率一直是室內研究中的難點。氣驅驅油效率主要采用長巖心驅替實驗，實驗過程中采用恒壓連續驅替，整個實驗過程持續時間短，原油難以進入微小裂縫及孔隙［3］。而在油藏注氣過程中，注入氣在地層中的存留時間在數月以上，且地層壓力隨著注入氣體的增多而增大，為此設計了變壓燜井實驗方法。具體實驗流程為：①在長巖心驅替設備中，將飽和原油的長巖心首先進行衰竭開發，模擬原油在彈性能量驅動下的開采過程；②當模擬壓力降至油藏目前壓力時，進行連續恒壓注氣開發，主要驅替大裂縫中的原油；③注氣升壓燜井3d，使原油逐漸滲入基質和微裂縫，測定最終驅油效率，其中升壓燜井驅替過程中驅替的原油即為基質滲析的貢獻。實驗結果（圖4）表明，通過變壓燜井，天然氣驅驅油效率可達到88.6%，其中升壓燜井驅替階段驅油效率為16.2%，說明注氣具有基質滲析作用，能夠有效提高波及體積。

2注氣開發方案設計

在明確驅油機理的基礎上，借鑒已實施氣驅油藏成功經驗［4-7］，結合數值模擬研究優化興古潛山油藏注氣方案。

2.1數值模擬模型的建立興古潛山油藏為巨厚變質巖潛山油藏，根據地質研究成果，利用Petrel建模軟件建立油藏頂面構造平面網格系統，將多余網格進行無效化處理，形成一套變深度角點網格系統，建立雙重介質儲層組分模型。應用數值模擬軟件EclipsePVTi模塊，首先通過組分歸并、流體重餾分特征化、實驗室數據回歸擬合等得到完整的原油高壓物性擬合數據，確定油氣藏流體組分的臨界特征參數；再對相對滲透率和毛管壓力曲線進行修正，從而為三維油藏數值模擬研究提供基本滲流數據［8-10］。根據原油高壓物性實驗得到井流物組成，通過重餾分特征化及擬組分劃分，優化組分模型中狀態方程參數，提高原油性質的預測精度，按組分相近原則，將原油井流物的11個組分劃分為CO2，N2—C2，C3—C6，C7—C11和C12+共5個擬組分，各組分的摩爾分數分別為0，39.566，17.518，21.818和21.098。將興古潛山油藏儲量、油藏生產數據及單井生產情況進行擬合，單井生產情況擬合率為86%，可滿足下步開展數值模擬預測研究的要求。

2.2油藏工程優化設計

2.2.1注入介質優選興古潛山油藏目前地層壓力為28MPa，而細管實驗測定注天然氣、注二氧化碳和注氮氣的最小混相壓力分別為44，24和57MPa，因此，在目前地層壓力下，僅注二氧化碳易實現混相驅，注天然氣和氮氣均不能混相驅替。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點，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，對埋藏深、溫度高的油藏腐蝕更嚴重，故目前不采用注二氧化碳開發。天然氣非混相驅能夠較好地改善原油物性，且具有補充地層能量、保持生產壓差、提高采收率等技術優勢。據長巖心實驗結果可知，天然氣驅驅油效率為75.8%，較水驅提高了34.6%。另外，天然氣驅油井采出氣分離處理較簡單，易于循環使用，經濟效益好，氣源較為充足，可作為主要注入介質。氮氣具有較易獲取、價格較低且彈性能量大等優勢，可依靠重力驅替上方剩余油及油藏頂部“閣樓油”，且氣油界面張力較低，易進入微小裂縫驅替原油，改善原油物性，因此可采用注氮氣開發。氮氣驅、天然氣驅及氮氣驅轉天然氣驅3套方案的數值模擬結果表明，天然氣驅及氮氣驅轉天然氣驅采收率分別提高了36%和32.5%，明顯高于氮氣驅的26.6%，這主要是由氮氣和天然氣對地層原油物性改善程度差異所致。因此，為保障及時注氣補充能量，考慮目前氣源準備、地面建設及鉆采工藝配套情況，推薦前期注氮氣先行試驗，待天然氣氣源解決后再轉向天然氣驅。

2.2.2注氣方式優化興古潛山油藏目前采用的是以水平井為主的縱疊平錯立體開發井網，考慮到儲層巨厚，單純依靠注氣重力驅難以補充中、下部地層能量，且氣體在上浮過程中具有橫向驅油作用，因此設計頂部為主、中下部為輔的注氣方案。對比頂部注氣（方案Ⅰ）和頂部為主、中下部為輔注氣方案（方案Ⅱ）預測結果（圖5）可知，方案Ⅱ可以在較長時期進一步提高原油產量。這是因為該方案能夠發揮重力驅和氣體上浮橫向驅油的雙重作用。

2.2.3注入速度優化分析國外6個氣驅油田主要氣驅指標（表2）發現，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個注氮氣、4個注天然氣，注氣速度為0.008～0.05HCPV/a，基本維持注采平衡，預測采收率均大于或等于35%，其中Braes油田氣驅后采出程度已達37%。由不同注采比下的油藏采收率數值模擬結果可知：當注采比為1∶1、先1.3∶1后1∶1和1.5∶1時，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僅為0.67，為保障油井生產能力，方案設計初期注采比為1.3∶1，以彌補地層能量虧空，待地層壓力恢復至壓力系數為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效果。當注采比為1.3∶1時，標況下初期注氣速度為0.016HCPV/a，較為合理。

2.2.4注入時機通過細管實驗模擬不同地層壓力下的氣驅開發效果，結果表明，在相同注入倍數下，隨著地層壓力下降，驅油效率隨之降低。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，則氣體突破時間越晚，驅油效果越好。注入時機敏感性數值模擬結果表明，隨著注氣時間的延遲，注氣開發提高采收率程度逐漸降低，因此應立即轉入注氣開發。綜上所述，設計采用頂部為主、中下部為輔的注氣方式，初期注采比為1.3∶1，先氮氣驅適時轉入天然氣驅的開發方案，預計提高采收率15%。

3先導試驗實施效果

興古潛山油藏于2014年10月開展注氣先導試驗，截至2015年5月，已開展5個井組，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，地層壓力趨于穩定（圖6），壓力系數保持在0.75左右，油藏產量遞減趨勢明顯減緩，年遞減率由注氣前的21%降至15%，按遞減法計算階段增油量為0.8×104m3，見到明顯的氣驅效果。

4結論

研究結果表明，氣驅在巨厚變質巖潛山油藏中作用機理表現為重力驅替作用、氣體上浮驅油作用及基質滲析作用，并通過創新實驗流程量化了基質滲析作用對驅油效率的貢獻。頂部為主、中下部為輔的注氣方案有效地發揮了多種作用機理，在現場應用見到良好效果，起到補充地層能量、減緩產量遞減的作用，為巨厚變質巖潛山油藏實現高效開發探索出新的技術方法。但立體注氣開發技術作為正在發展的技術，仍存在一定的不足，今后應加強氣驅微裂縫界限的確定、氣驅波及狀況的評價及氣竄預測與調控技術等方面的研究，在開發實踐中不斷完善。

作者：陳妍 張玉 單位：長江大學 地球科學學院