宋新利

（遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010）

注氣提高低滲輕質(zhì)油藏采收率技術(shù)研究

宋新利

（遼河油田勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010）

注N2（泡沫）、注空氣提高采收率技術(shù)是一種理論上比注水更為有效的提高采收率技術(shù)，目前室內(nèi)試驗模擬這種開發(fā)方式比較困難。本文利用CMG-stars模塊針對兩類油藏進行了數(shù)值模擬方面的研究。對于低滲、注水注不進的Q油藏，進行了注空氣的研究，通過試驗、數(shù)值模擬與調(diào)研相結(jié)合，確定了該油藏注空氣數(shù)值模擬模型的化學反應方程式，進行了開發(fā)機理方面的研究，搞清了注氣部位、方式、井網(wǎng)井距等影響注空氣數(shù)值模擬效果的因素，并優(yōu)化了針對該區(qū)塊的注氣部位（高注低采），注氣井數(shù)，單井注入量及注氣方案。

高壓注空氣；注氮氣泡沫；數(shù)值模擬；輕質(zhì)油

通過國內(nèi)外調(diào)研[1－3]氣驅(qū)技術(shù)是改善低滲油藏開發(fā)效果的有效方法，與傳統(tǒng)的驅(qū)油方式相比，有很多技術(shù)優(yōu)勢。注入能力遠高于水，且對儲層的傷害小，可以解決目前低滲透油層注水困難的問題；利用氣體的重力分異作用，使氣體上升到油層頂部，進而對未動用的油層進行有效地驅(qū)替；采出流體中，輕烴成分和凝析物含量增加；對環(huán)境的污染小，緩解環(huán)境污染壓力。除上述優(yōu)點外，空氣驅(qū)（減氧空氣驅(qū)）氣源豐富、來源廣、成本低；還具有熱效應、間接煙道氣驅(qū)；對于氮氣泡沫驅(qū)，氮氣泡沫壓水錐技術(shù)是通過向油水界面注入大量氮氣泡沫，達到減緩或抑制底水錐進的目的，泡沫劑是親水的表面活性劑，大部分進入高含水區(qū)域，氮氣在多孔介質(zhì)中被泡沫劑捕集，形成氣泡，由于氣泡的賈敏效應，使泡封堵水層。目前遼河油田針對一些常規(guī)開發(fā)方式開發(fā)效果不好的輕質(zhì)油區(qū)塊進行了現(xiàn)場注氣試驗，以減氧空氣和氮氣泡沫為主，見到初步效果。本文主要針對遼河油田常規(guī)開發(fā)困難的典型區(qū)塊利用數(shù)值模擬技術(shù)對開發(fā)方式進行研究，對現(xiàn)場應用具有指導作用。

1 實例應用

1．1 低滲砂巖油藏高壓注空氣

齊131區(qū)塊油藏儲層物性較差，注水注不進，難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，基本依靠天然能量開發(fā)，而油藏天然能量不足，造成油藏壓力逐年下降。雖然油井投產(chǎn)初期具備一定產(chǎn)能，但產(chǎn)量遞減較快，目前表現(xiàn)為產(chǎn)液量低、儲層動用程度低、采出程度低、采油速度低的“四低”特征，開發(fā)效果較差，亟需轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，改善開發(fā)效果。

1.1.1 相態(tài)擬合 地層巖石與流體（包括注入流體）之間的相互作用，以及流體與流體間的相互作用是油藏數(shù)值模擬研究的重要內(nèi)容之一。而相態(tài)模擬是研究流體（包括地層流體和注入流體）間相互作用的必要手段，也是油藏數(shù)值模擬能否準確地表征油藏流體流動的前提。

本次研究是利用加拿大計算機模擬軟件集團（CMG）開發(fā)的CMG-WinProp相態(tài)分析軟件，進行齊131塊原油的相態(tài)模擬分析。

為了便于數(shù)值模擬計算，按組分性質(zhì)相近的原則，使用CMG-WinProp軟件對本次研究油藏區(qū)塊原始地層流體組分劈分并歸并為如下7個擬組分，即：N2、O2、CO2、C1、C2toNC4、NC5toC7、C8toC38。在參數(shù)優(yōu)化過程中重點考慮對原油性質(zhì)和流動性質(zhì)影響較大的飽和壓力、油氣比、密度、黏度、體積系數(shù)等擬合效果。

1.1.2 注空氣數(shù)值模擬研究

1.1.2.1 模型建立 Petrel粗化后導入CMG中，將相態(tài)擬合中生成的.str文件導入數(shù)學模型中。

1.1.2.2 開發(fā)方式機理研究 （1）注氣構(gòu)造部位優(yōu)選。方案設計（見表1，圖 1）。

表1 方案說明表

圖1 累產(chǎn)油對比圖

從對比看出，高部位注氣氣竄時間晚，累產(chǎn)高，效果優(yōu)于低部位注氣。

（2）不同注入井底壓力的影響分析，方案設計（見表 2，圖 2～圖 5）。

表2 方案說明表

圖2 日產(chǎn)油對比圖

圖3 日產(chǎn)氣對比圖

從對比分析看出，注入井井底壓力越高空氣突破時間越早。所以在油藏注入壓力設計中，不宜過高，容易引起氣竄，影響最終的采收率。

表3 方案說明表

圖4 累注氣對比圖

圖5 累產(chǎn)油對比圖

表4 方案結(jié)果對比表

（3）注氣井注氣部位分析（見表3，表4）。對比結(jié)果看方案四的效果最好，注入井下部注采油井下部采。由于實際油田井距在200 m左右，數(shù)模篩選出200 m井距。

（4）注入井與生產(chǎn)井間不同位置溫度變化：離注入井越近，溫度上升的越快，溫度變化呈波形變化，氧化反應對溫度的變化有一定影響，溫度場的有效半徑在80 m左右。

（5）優(yōu)化方案：通過以上理論對比研究，優(yōu)化出一個最佳方案：構(gòu)造高部位注氣，構(gòu)造低部位采油，注入井下段注，采油井下段采，井距200 m，注入壓力20 MPa，定液量 20 m3/d。

1.1.3 齊131區(qū)塊方案研究

（1）歷史擬合（見表 5）。

表5 歷史擬合說明表

采用常規(guī)油藏數(shù)值模擬軟件，對齊131區(qū)塊生產(chǎn)歷史情況進行擬合。模型由1986年5月1日至2012年8月1日，模擬18口井，累計產(chǎn)油量為22.59×104m3，實際產(chǎn)油量為 22.78×104m3，誤差為 0.83%；累計產(chǎn)液量為 25.82×104m3，實際產(chǎn)液量為 25.84×104m3，誤差為0.08%，區(qū)塊整體擬合效果較好。

（2）方案設計（見表 6）。

表6 方案介紹表

由于齊131區(qū)塊油層具有一定的傾角，注氣井在油層的不同部位對于區(qū)塊的整體開發(fā)效果有較大的影響，因此需要對注氣井的注入部位進行優(yōu)選。對于注氣部位的選擇，共設計了2種方案（方案3和方案6），其中方案3采用5口注氣井頂部注氣，而方案6則采用反五點井網(wǎng)5口注氣井底部注氣。

（3）注氣部位優(yōu)選：在30年的注氣開發(fā)年限里，頂部注氣的累產(chǎn)油量為106.75×104m3，而底部注氣的累產(chǎn)油量為85.89×104m3，頂部比底部注氣累產(chǎn)油量增加了24.29%，說明采用頂部注氣的開發(fā)效果要明顯好于底部注氣的效果。在注氣開發(fā)的前20年時間里，選擇頂部注氣的方式生產(chǎn)氣油比要明顯低于底部注氣方式，而且在前10年的注氣開發(fā)時間里，頂部注氣的方式生產(chǎn)氣油比一直保持在相當?shù)偷乃?，沒有氣竄現(xiàn)象的發(fā)生；注氣開發(fā)時間超過20年之后，頂部注氣的方式由于注入氣體前緣已經(jīng)到達生產(chǎn)井，生產(chǎn)氣油比開始明顯顯著上升，注氣開發(fā)30年之后，生產(chǎn)氣油比仍低于1 500 m3/m3。

對于頂部注氣方案，注入的氣體首先在頂部集中，隨著注入時間的推移，注入氣的前緣開始往前推移，同時氣油界面往下推移。對于底部注氣方案，注氣1年之后，氣體主要集中在注氣井近井地帶，還未發(fā)生氣竄；注氣5年之后，注入的氣體開始往頂部慢慢運移，由于底部注氣方案中頂部有4口生產(chǎn)井，注入的空氣在運移的過程中開始發(fā)生氣竄，這也是底部注氣方案生產(chǎn)氣油比初期比頂部注氣方案高的原因，同時也是導致底部注氣提高原油采收率偏低的一個重要原因；注氣10年之后，運移到頂部的氣體開始慢慢聚集，隨著聚集氣體慢慢增多，油氣界面開始往下推移，頂部聚集氣體前緣也開始往前運移，頂部幾口生產(chǎn)井氣竄現(xiàn)象比較嚴重，對注氣增油效果相當不利。

總體來說，對于具有一定傾角的齊131區(qū)塊來說，采用頂部注氣的開發(fā)效果要明顯好于底部注氣的效果。

（4）注氣井數(shù)優(yōu)選：頂部注空氣注入井數(shù)進行優(yōu)選的過程中，共設計了5種方案進行對比分析，詳見表6中方案1、方案2、方案3、方案4和方案5。頂部注入井越多，原油的采出程度越大，但采出程度的增幅逐漸減小。隨著注入井數(shù)的增加，原油的采收程度從4口注入井開始發(fā)生轉(zhuǎn)折，增加幅度逐漸減小，從經(jīng)濟技術(shù)角度考慮，采用4口注入井的方式更優(yōu)（見圖6）。

圖6 采收率與注入井數(shù)關(guān)系曲線

從圖6看出，對于方案4，在注氣開發(fā)的前10年時間里，生產(chǎn)氣油比較低，注入氣體前緣還未到達生產(chǎn)井附近，說明齊131采用注空氣重力穩(wěn)定驅(qū)替在前期的注氣開發(fā)中能基本不發(fā)生氣竄問題。另外，在注氣開發(fā)30年之后，生產(chǎn)氣油比不到1 000 m3/m3，生產(chǎn)氣油比仍然在油田實際生產(chǎn)所允許的范圍之內(nèi)。

綜合上述分析可以得出，采用頂部4口注氣井的方式的總體開發(fā)效果是最優(yōu)的，而且在生產(chǎn)過程中不會帶來安全隱患。

（5）單井注入量優(yōu)化：在單井注入量的優(yōu)化中共設計了5個方案，各方案的注氣量分別為10 000 m3、20 000 m3、30 000 m3、40 000 m3、50 000 m3。隨著注氣量的增加，累產(chǎn)油量也逐步增加，但增幅從單井注氣量30 000 m3開始逐漸減小，注氣量超過30 000 m3之后，隨著注氣量增加，累產(chǎn)油增長幅度不大。因此，單井最優(yōu)的日注入量應該在30 000 m3左右。對于方案8（30 000 m3），在注氣15年左右后，高部位的生產(chǎn)井已經(jīng)開始氣竄，氣油比上升到2 000 m3/m3左右，因此當生產(chǎn)井生產(chǎn)氣油比以及含氧濃度達到一定上限時，需要逐步關(guān)閉高部位的生產(chǎn)井。注氣5年之后，注入氣已經(jīng)從井底突破，但O2前緣還未到達生產(chǎn)井；注氣10年之后，O2前緣已經(jīng)到達13-15井，為了保證安全生產(chǎn)，此時應該關(guān)閉該井；注氣生產(chǎn)20年之后，O2前緣已經(jīng)到達13-016井，此時需要關(guān)閉該井；注氣生產(chǎn)30年之后，O2前緣仍未到達第3排生產(chǎn)井，因此在整個注氣過程中，需要對前兩排生產(chǎn)井的O2含量進行監(jiān)測，當O2含量達到8%之后，就關(guān)閉相應的生產(chǎn)井，以保證安全高效的生產(chǎn)。

（6）注空氣與注氮氣方案對比：為了對比注空氣和注N2的增油效果，設計了方案8和方案12進行對比，與注氮氣相比，注空氣的優(yōu)勢也是很明顯的。二者的累產(chǎn)油量相近。雖然注空氣的產(chǎn)油量略低，但考慮到空氣來源廣泛，成本低，不需要現(xiàn)場制氮設備，安全性足夠，其綜合效益是要高于注氮氣的。

（7）優(yōu)化部署結(jié)果：通過數(shù)值模擬分析，優(yōu)選接替注氣方案，注氣井選在高部位，利用重力驅(qū)油理論在高部位注氣低部位井采油。在齊131井30 m處部署1口直井（注氣井）。齊2-12-015、齊2-12-16、齊2-13-15見氣后轉(zhuǎn)注氣井，注氣井下段射開，采油井下段射開，單井注氣量30 000 m3/d，注入壓力20 MPa～25 MPa。待齊131井氣竄后，轉(zhuǎn)為觀察井，收取高壓注空氣的現(xiàn)場實際資料（溫度、壓力等）進行分析。

2 取得認識

（1）通過本次數(shù)模研究認為把空氣注入稀油油藏，起驅(qū)動作用的不是注入的空氣，而是就地產(chǎn)生的煙道氣和氣化的輕組分。

（2）氧化反應對最終的采收率影響不大，主要是煙道氣驅(qū)的作用，氧化反應的主要作用是地下除氧。

（3）礦場應用還得加強現(xiàn)場跟蹤，從而摸索出注氣的開發(fā)規(guī)律，制定合理的開采參數(shù)，從而更加有效的開發(fā)油田。

［1］秦佳，周亞玲，王清華，等.注空氣輕質(zhì)原油低溫氧化油氣組分變化研究［J］. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27（5）：111-113.

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TE357.7

A

1673-5285（2017）10-0073-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.018

2017－09-24

宋新利（1981－），碩士，工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學（華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)在遼河油田勘探開發(fā)研究院油田開發(fā)所從事油藏工程工作，郵箱：287209344@qq.com。