縫洞型油藏注氮?dú)馔掏滦Ч绊懸蛩胤治?/h1>
2015-02-17 07:12:53劉中春
特種油氣藏 2015年6期
呂 鐵，劉中春
(中國(guó)石化勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)
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縫洞型油藏注氮?dú)馔掏滦Ч绊懸蛩胤治?/p>
呂 鐵，劉中春
(中國(guó)石化勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)
針對(duì)塔河縫洞型油藏的地質(zhì)和滲流特點(diǎn)，利用數(shù)值模擬軟件分析了油氣兩相的相態(tài)特征，得到注氮?dú)夥腔煜囹?qū)的驅(qū)油機(jī)理。通過(guò)地震、試井、測(cè)井等資料，建立數(shù)值模型，研究了地質(zhì)和注氮?dú)獾葏?shù)對(duì)吞吐效果的影響。研究表明：地質(zhì)參數(shù)中洞頂剩余油、充填程度、底水能量和井儲(chǔ)關(guān)系對(duì)吞吐效果的影響很大；注氮?dú)鈪?shù)中，周期注氮?dú)饬渴怯绊懲掏滦Ч闹饕蛩?，需要結(jié)合洞頂剩余油儲(chǔ)量來(lái)具體優(yōu)化；增加注氮?dú)馑俣葧?huì)增加氣體的橫向波及面積，對(duì)吞吐效果的影響存在最優(yōu)值，而悶井時(shí)間和周期注水量對(duì)未充填溶洞的吞吐效果影響不大。研究結(jié)果初步形成了一種選井原則，對(duì)縫洞型油藏的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)有一定的參考價(jià)值。
氮?dú)馓嬗?；影響因素；?shù)值模擬；未充填洞；縫洞型油藏；塔河油田
0 引 言
塔河奧陶系縫洞型油藏四、六、七等老區(qū)塊歷經(jīng)5a的大規(guī)模注水開(kāi)發(fā)，油水界面逐漸抬升至生產(chǎn)井底，注水替油逐漸失效，剩余油主要分布在儲(chǔ)集體頂部[1]。為進(jìn)一步開(kāi)采溶洞頂部未動(dòng)用的剩余油，注氮?dú)馔掏鲁蔀樘岣卟墒章实闹饕侄蝃2]。截至2014年8月，塔河主體區(qū)塊共有注氮?dú)饩?4口，單井注氮?dú)?～4個(gè)周期，注氮?dú)庑Ч町愋源?，平均單井注氮?dú)庠鲇?.02×104～1.30×104t，且低效井多，比例占35%，因此，對(duì)注氮?dú)馔掏滦Ч町愋赃M(jìn)行分析，尋求影響吞吐效果的主控因素。利用數(shù)值模擬方法，研究氮?dú)夥腔煜囹?qū)油機(jī)理，分析地質(zhì)因素和注氮?dú)鈪?shù)對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊懸?guī)律。
1 數(shù)值模型的建立
1.1 地質(zhì)模型
從成因上分析，塔河油田縫洞型油藏是在前期大量裂縫基礎(chǔ)上，經(jīng)水動(dòng)力溶蝕作用產(chǎn)生的大尺度溶洞和小尺度溶孔的綜合體[3]。大尺度溶洞是主要的儲(chǔ)集空間，在地震剖面上表現(xiàn)為串珠狀的反射特征，說(shuō)明在空間上離散分布。而小尺度溶孔和裂縫分布在溶洞周?chē)?，?duì)其封閉性產(chǎn)生影響(圖1a)[4-5]。從現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施注氮?dú)庑Ч?，注氮?dú)饩噙x擇前期注水替油井[6]，原因是注水替油效果明顯的井封閉性好，后期注氮?dú)庠鲇托Ч^好。基于以上特點(diǎn)，將圖1a中的地質(zhì)模式抽象為封閉單洞數(shù)值模型(圖1b)。
儲(chǔ)集體物性分為孔隙度和滲透率。針對(duì)縫洞型油藏測(cè)井特點(diǎn)，未充填洞由于放空的原因無(wú)法取得測(cè)井曲線，孔隙度按100%處理，充填洞孔隙度按測(cè)井解釋結(jié)果賦值為14%。由于縫洞型油藏測(cè)井解釋滲透率困難、資料少，采用試井解釋獲得滲透率數(shù)值，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，未充填洞滲透率為2 000×10-3μm2，充填洞滲透率為200×10-3μm2。
1.2 流動(dòng)模型
考慮到未充填洞和充填洞流動(dòng)規(guī)律的不同，以及Eclipse數(shù)值模擬軟件的特點(diǎn)，采用滲透率曲線來(lái)等效反映不同儲(chǔ)集體的流動(dòng)特征。針對(duì)未充填溶洞油水界面水平抬升、不存在油水過(guò)渡帶的特點(diǎn)，采用相滲突變的曲線等效模擬計(jì)算，對(duì)于充填洞則采用類似于砂巖的相滲曲線進(jìn)行模擬。底水能量采用水油體積比方法模擬，這樣易于控制，容易與現(xiàn)場(chǎng)結(jié)合。
1.3 流體PVT模型
考慮到注氮?dú)鈱?duì)原油性質(zhì)的影響，采用組分模型進(jìn)行模擬計(jì)算。按照組分摩爾分?jǐn)?shù)相近、物理性質(zhì)相似的原理，將重組分劈分和相似組分重組后，劃分為7個(gè)擬組分，采用Peng-Robinson狀態(tài)方程，通過(guò)室內(nèi)等組分膨脹、差異分析和注氮?dú)馀蛎浀葘?shí)驗(yàn)[7]，擬合在油藏溫度和壓力下的油、氣的物理性質(zhì)，以此確定平衡方程的相關(guān)系數(shù)。
圖1 塔河縫洞型油藏?cái)?shù)值模型
1.4 模型檢驗(yàn)
建立的模型是否可用于數(shù)值模擬研究需要檢驗(yàn)。采用生產(chǎn)歷史擬合的方法對(duì)數(shù)值模型進(jìn)行驗(yàn)證(圖2)。以TK629井注氮?dú)馇暗纳a(chǎn)歷史作為驗(yàn)證標(biāo)準(zhǔn)，產(chǎn)油、含水?dāng)M合效果均較好，說(shuō)明該模型已符合縫洞型油藏的流動(dòng)特點(diǎn)，可用于注氮?dú)庥绊懸蛩財(cái)?shù)值模擬研究。
圖2 TK629井生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果
2 注氮?dú)馔掏麻_(kāi)采機(jī)理
通過(guò)分析，塔河奧陶系油藏原始地層壓力為58 MPa，溫度為124 ℃，原油密度大，黏度高，C7+組分占55%。對(duì)這種稠油注氮?dú)?，其作用機(jī)理不同于碎屑巖稠油，為此采用數(shù)值模擬方法研究氮?dú)獾尿?qū)油機(jī)理。
(1) 在塔河油藏地層壓力、溫度條件下，注氮?dú)鉃榉腔煜囹?qū)。一維細(xì)管數(shù)值實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在油藏壓力達(dá)到破裂壓力70 MPa時(shí)，注氮?dú)獠沙龀潭葹?0%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于90%，因此塔河原油在油藏條件下注氮?dú)怆y以混相。
(2) 氮?dú)庵亓Ψ之?，形成氣頂，依靠自身膨脹能?qū)油。氮?dú)馀c塔河原油密度相差大，在重力作用下容易上浮，形成氣頂[8]。隨著開(kāi)采過(guò)程中壓力的下降，氮?dú)獾捏w積會(huì)發(fā)生膨脹。從塔河原油PVT數(shù)據(jù)分析，當(dāng)壓力從60 MPa下降至50 MPa時(shí)，氣體體積膨脹13%，并且壓力繼續(xù)下降，體積將以指數(shù)級(jí)別增大。
(3) 注氮?dú)夂笤宛ざ认陆?，原油體積膨脹，增加油的流動(dòng)性。隨著注入壓力的增加，氮?dú)庠谠椭腥芙舛纫矔?huì)增加，導(dǎo)致原油體積膨脹、黏度下降。溶解度每增加10 m3/m3，原油黏度下降3%。
綜上所述，注氮?dú)馔掏率艿?個(gè)機(jī)理的共同作用，但是氮?dú)庠谠椭械娜芙舛容^小，對(duì)原油的膨脹和降黏作用有限，僅起輔助作用。注氮?dú)馔掏伦钪饕尿?qū)油機(jī)理為氮?dú)庵亓Ψ之?，從而形成氣頂?shù)呐蛎浤堋?/p>
3 地質(zhì)因素對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊?/h2>
以擬合后組分模型為基礎(chǔ)，研究洞頂剩余油儲(chǔ)量、充填狀況、底水能量、井儲(chǔ)關(guān)系等因素對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊懸?guī)律?；痉桨笧椋憾错斒Ｓ嘤蜑?×104t，未充填溶洞，中等底水能量，油藏中部生產(chǎn)，含水為90%時(shí)開(kāi)始注氮?dú)?，周期注氮?dú)饬繛?0×104m3，注氮?dú)馑俣葹?0×104m3/d，悶井時(shí)間為15 d，開(kāi)井采液強(qiáng)度為20 m3/d。
3.1 洞頂剩余油儲(chǔ)量的影響
洞頂剩余油儲(chǔ)量是選擇注氮?dú)饩那疤釛l件。塔河油田單周期經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為750 t，為此，以3個(gè)剩余油儲(chǔ)量4×104、2×104、1×104t對(duì)注氮?dú)庑ЧM(jìn)行模擬。結(jié)果顯示，洞頂剩余油儲(chǔ)量越大，注氮?dú)庑Ч胶?，周期產(chǎn)量大，有效周期(產(chǎn)量大于750 t)長(zhǎng)。當(dāng)儲(chǔ)量較小時(shí)，氣體難以注進(jìn)去，生產(chǎn)后氣體回采率高，大量氣體難以起到驅(qū)油的作用。
3.2 充填狀況的影響
方案模擬未充填、部分充填和全充填3種情況對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊憽＝Y(jié)果表明，未充填和部分充填的溶洞注氮?dú)庠鲇托Ч茫叵麓鏆饴矢?；而全充填溶洞因流?dòng)性阻力大，注入氣集中在井底周?chē)夭陕矢?，注氮?dú)馓嬗托Ч睢Ｈ欢?，部分充填溶洞注氮?dú)庑Ч院糜谖闯涮钊芏?，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是因?yàn)橥瑯釉诤?0%時(shí)開(kāi)始注氮?dú)?，部分充填溶洞的剩余油?chǔ)量要大于未充填溶洞。由此可見(jiàn)，需要選擇充填程度低的溶洞進(jìn)行注氣。
3.3 底水能量的影響
塔河奧陶系縫洞型油藏是底水驅(qū)塊狀油藏，底水能量對(duì)后期注氮?dú)庑Ч绊戄^大。數(shù)模實(shí)驗(yàn)中，采用水油體積比來(lái)表征水體能量，水油體積比定義為原始條件下水區(qū)孔隙體積與油區(qū)孔隙體積的比值，其值可通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)間接計(jì)算[9]。塔河奧陶系油藏水油體積比小于70為弱水體、70～150為中等水體、大于150為強(qiáng)水體，因此，方案模擬了水油比為50、100、200三種水體。結(jié)果表明：弱水體條件下，地層壓力下降很快，注入氣體快速膨脹，大量的注入氣從井口采出，注氮?dú)饫寐实?；而中等水體和強(qiáng)水體條件下，注入氣可保持在油藏中，氣體膨脹能得到充分發(fā)揮。因此，注氮?dú)馔掏戮畱?yīng)該避免弱水體油藏。
3.4 井儲(chǔ)關(guān)系的影響
井儲(chǔ)關(guān)系是指井與溶洞的空間相對(duì)位置，可分為井在溶洞頂部生產(chǎn)、井在溶洞中部生產(chǎn)和井在溶洞底部生產(chǎn)。數(shù)值模擬結(jié)果表明，井打在頂部的溶洞注氮?dú)馓嬗托Ч缓?，由于注入氣體被大量采出，導(dǎo)致周期增油量很快下降至經(jīng)濟(jì)極限增油量以下，沒(méi)有經(jīng)濟(jì)效益。為此，要選擇井儲(chǔ)關(guān)系位于下部的井注氮?dú)狻?/p>
4 注氮?dú)鈪?shù)對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊?/h2>
基于以上研究成果，可優(yōu)選注氮?dú)馔掏戮?。由于注氮?dú)鈪?shù)對(duì)其最終的增油效果影響很大[10]，需要對(duì)單周期注氮?dú)鈪?shù)進(jìn)行優(yōu)化。這些參數(shù)包括注氮?dú)饬?、注氮?dú)馑俣取灳畷r(shí)間以及注水量。
4.1 周期注氮?dú)饬康挠绊?/p>
從技術(shù)角度分析，周期注氮?dú)饬吭酱?，?huì)導(dǎo)致注氮?dú)饫塾?jì)增油量越多，但考慮到經(jīng)濟(jì)因素，隨著注采周期的增加，單周期的增油量逐漸減小，而周期注氮?dú)饬康脑黾訒?huì)導(dǎo)致成本費(fèi)用的增多，當(dāng)周期注氮?dú)饬吭黾拥揭欢ǔ潭群?，利?rùn)就會(huì)下降。結(jié)合塔河油田經(jīng)濟(jì)成本，按每立方米氣2元，每口井注氮?dú)庠O(shè)備為27×104元，油價(jià)為3 021 元/t，萬(wàn)噸油可變成本為130×104元計(jì)算，可得到1×104、2×104、4×104t 3種剩余油規(guī)模條件下的凈利潤(rùn)(圖3)。結(jié)果表明，在指定儲(chǔ)量時(shí)，凈利潤(rùn)隨氮?dú)庵芷谧⑷肓康脑黾酉仍龃蠛鬁p小，存在注氮?dú)饬康淖顑?yōu)值。剩余油為2×104t時(shí)，最優(yōu)周期注氮?dú)饬繛?0×104m3。頂部剩余油越多，最優(yōu)注氮?dú)饬恳矔?huì)隨之增加。當(dāng)剩余油為4×104t時(shí)，最優(yōu)周期注氮?dú)饬繛?0×104m3。因此，可根據(jù)剩余油儲(chǔ)量具體優(yōu)化注氮?dú)饬俊?/p>
圖3 不同儲(chǔ)量條件下利潤(rùn)與注入量的關(guān)系
4.2 周期注氮?dú)馑俣鹊挠绊?/p>
周期注氮?dú)馑俣确謩e為5×104、10×104、15×104、20×104、25×104m3/d的模擬結(jié)果表明，注氮?dú)馑俣葘?duì)多周期累計(jì)增油量存在著最優(yōu)值。針對(duì)剩余油儲(chǔ)量為4×104t的儲(chǔ)集體，在注氮?dú)馑俣葹?0×104m3/d時(shí)累計(jì)增油量達(dá)到最大值，大于此速度后，累計(jì)增油量不再增加。其原因?yàn)樽⒌獨(dú)馑俣仍黾恿藲怏w的橫向波及范圍。注入速度增大，氣體可深入油藏深部，與原油進(jìn)行充分置換，有利于氣體的膨脹能發(fā)揮。但是，當(dāng)速度超過(guò)一定數(shù)值后，速度再增加，會(huì)將井底附近的原油推向油藏深部，產(chǎn)生負(fù)作用，累計(jì)產(chǎn)油量不再增加。
4.3 周期悶井時(shí)間和注水量的影響
悶井時(shí)間由5 d增加到30 d，周期增油量基本維持不變，說(shuō)明悶井時(shí)間對(duì)注氮?dú)庑Ч麤](méi)有影響。其原因?yàn)椋簩?duì)于未充填溶洞，油氣可在較短的時(shí)間內(nèi)完成重力分異，不需要長(zhǎng)時(shí)間的悶井。
注水量由200 m3/d增至800 m3/d的模擬結(jié)果表明，周期注水量對(duì)注氮?dú)庑Ч绊懞苄 Ｒ驗(yàn)楝F(xiàn)場(chǎng)對(duì)注水替油失效井(含水90%)開(kāi)始注氮?dú)?，油水界面已?jīng)在井底，開(kāi)井后注入水會(huì)被采出，實(shí)際起到增油作用的還是注入的氮?dú)狻６捎米⑺脑蚴怯捎诘獨(dú)饷芏刃?，需要?dú)馑旌喜拍茏⑷胗筒?，注水主要起到頂替作用。因此，在能注得進(jìn)氣的情況下，應(yīng)采用較小的注水量。
5 結(jié) 論
(1) 塔河油田縫洞型油藏非混相氮?dú)馔掏麓嬖?種機(jī)理，即氣體重力分異、氣體的膨脹、注氮?dú)夂笤腕w積的膨脹和黏度的下降，其中前2種是主要的開(kāi)采機(jī)理。
(2) 初步形成注氮?dú)馔掏戮倪x井原則，即：選擇洞頂剩余油較多的溶洞儲(chǔ)集體；選擇充填程度低的儲(chǔ)集體；避免水體能量弱的儲(chǔ)集體；選擇井儲(chǔ)關(guān)系在中、下部的儲(chǔ)集體。
(3) 針對(duì)未充填溶洞型儲(chǔ)集體，單井注氮?dú)馔掏碌募夹g(shù)政策歸納為：根據(jù)剩余油量?jī)?yōu)化周期注氮?dú)饬浚辉趦?yōu)化注氮?dú)饬康幕A(chǔ)上，優(yōu)化注氮?dú)馑俣?；在保證注氮?dú)忭樌臈l件下，不需要考慮悶井時(shí)間和注水量。
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編輯 姜 嶺
20150701；改回日期：20151010
國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展“973”項(xiàng)目“碳酸鹽巖縫洞型油藏開(kāi)采機(jī)理及數(shù)值模擬研究”(2011CB201004)
呂鐵(1986-)，男，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，2011年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣田開(kāi)發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事縫洞型碳酸鹽巖油藏動(dòng)態(tài)分析及數(shù)值模擬研究工作。
10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.026
TE344
A
1006-6535(2015)06-0114-04
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呂 鐵，劉中春
(中國(guó)石化勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)
針對(duì)塔河縫洞型油藏的地質(zhì)和滲流特點(diǎn)，利用數(shù)值模擬軟件分析了油氣兩相的相態(tài)特征，得到注氮?dú)夥腔煜囹?qū)的驅(qū)油機(jī)理。通過(guò)地震、試井、測(cè)井等資料，建立數(shù)值模型，研究了地質(zhì)和注氮?dú)獾葏?shù)對(duì)吞吐效果的影響。研究表明：地質(zhì)參數(shù)中洞頂剩余油、充填程度、底水能量和井儲(chǔ)關(guān)系對(duì)吞吐效果的影響很大；注氮?dú)鈪?shù)中，周期注氮?dú)饬渴怯绊懲掏滦Ч闹饕蛩?，需要結(jié)合洞頂剩余油儲(chǔ)量來(lái)具體優(yōu)化；增加注氮?dú)馑俣葧?huì)增加氣體的橫向波及面積，對(duì)吞吐效果的影響存在最優(yōu)值，而悶井時(shí)間和周期注水量對(duì)未充填溶洞的吞吐效果影響不大。研究結(jié)果初步形成了一種選井原則，對(duì)縫洞型油藏的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)有一定的參考價(jià)值。
氮?dú)馓嬗?；影響因素；?shù)值模擬；未充填洞；縫洞型油藏；塔河油田
0 引 言
塔河奧陶系縫洞型油藏四、六、七等老區(qū)塊歷經(jīng)5a的大規(guī)模注水開(kāi)發(fā)，油水界面逐漸抬升至生產(chǎn)井底，注水替油逐漸失效，剩余油主要分布在儲(chǔ)集體頂部[1]。為進(jìn)一步開(kāi)采溶洞頂部未動(dòng)用的剩余油，注氮?dú)馔掏鲁蔀樘岣卟墒章实闹饕侄蝃2]。截至2014年8月，塔河主體區(qū)塊共有注氮?dú)饩?4口，單井注氮?dú)?～4個(gè)周期，注氮?dú)庑Ч町愋源?，平均單井注氮?dú)庠鲇?.02×104～1.30×104t，且低效井多，比例占35%，因此，對(duì)注氮?dú)馔掏滦Ч町愋赃M(jìn)行分析，尋求影響吞吐效果的主控因素。利用數(shù)值模擬方法，研究氮?dú)夥腔煜囹?qū)油機(jī)理，分析地質(zhì)因素和注氮?dú)鈪?shù)對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊懸?guī)律。
1 數(shù)值模型的建立
1.1 地質(zhì)模型
從成因上分析，塔河油田縫洞型油藏是在前期大量裂縫基礎(chǔ)上，經(jīng)水動(dòng)力溶蝕作用產(chǎn)生的大尺度溶洞和小尺度溶孔的綜合體[3]。大尺度溶洞是主要的儲(chǔ)集空間，在地震剖面上表現(xiàn)為串珠狀的反射特征，說(shuō)明在空間上離散分布。而小尺度溶孔和裂縫分布在溶洞周?chē)?，?duì)其封閉性產(chǎn)生影響(圖1a)[4-5]。從現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施注氮?dú)庑Ч?，注氮?dú)饩噙x擇前期注水替油井[6]，原因是注水替油效果明顯的井封閉性好，后期注氮?dú)庠鲇托Ч^好。基于以上特點(diǎn)，將圖1a中的地質(zhì)模式抽象為封閉單洞數(shù)值模型(圖1b)。
儲(chǔ)集體物性分為孔隙度和滲透率。針對(duì)縫洞型油藏測(cè)井特點(diǎn)，未充填洞由于放空的原因無(wú)法取得測(cè)井曲線，孔隙度按100%處理，充填洞孔隙度按測(cè)井解釋結(jié)果賦值為14%。由于縫洞型油藏測(cè)井解釋滲透率困難、資料少，采用試井解釋獲得滲透率數(shù)值，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，未充填洞滲透率為2 000×10-3μm2，充填洞滲透率為200×10-3μm2。
1.2 流動(dòng)模型
考慮到未充填洞和充填洞流動(dòng)規(guī)律的不同，以及Eclipse數(shù)值模擬軟件的特點(diǎn)，采用滲透率曲線來(lái)等效反映不同儲(chǔ)集體的流動(dòng)特征。針對(duì)未充填溶洞油水界面水平抬升、不存在油水過(guò)渡帶的特點(diǎn)，采用相滲突變的曲線等效模擬計(jì)算，對(duì)于充填洞則采用類似于砂巖的相滲曲線進(jìn)行模擬。底水能量采用水油體積比方法模擬，這樣易于控制，容易與現(xiàn)場(chǎng)結(jié)合。
1.3 流體PVT模型
考慮到注氮?dú)鈱?duì)原油性質(zhì)的影響，采用組分模型進(jìn)行模擬計(jì)算。按照組分摩爾分?jǐn)?shù)相近、物理性質(zhì)相似的原理，將重組分劈分和相似組分重組后，劃分為7個(gè)擬組分，采用Peng-Robinson狀態(tài)方程，通過(guò)室內(nèi)等組分膨脹、差異分析和注氮?dú)馀蛎浀葘?shí)驗(yàn)[7]，擬合在油藏溫度和壓力下的油、氣的物理性質(zhì)，以此確定平衡方程的相關(guān)系數(shù)。
圖1 塔河縫洞型油藏?cái)?shù)值模型
1.4 模型檢驗(yàn)
建立的模型是否可用于數(shù)值模擬研究需要檢驗(yàn)。采用生產(chǎn)歷史擬合的方法對(duì)數(shù)值模型進(jìn)行驗(yàn)證(圖2)。以TK629井注氮?dú)馇暗纳a(chǎn)歷史作為驗(yàn)證標(biāo)準(zhǔn)，產(chǎn)油、含水?dāng)M合效果均較好，說(shuō)明該模型已符合縫洞型油藏的流動(dòng)特點(diǎn)，可用于注氮?dú)庥绊懸蛩財(cái)?shù)值模擬研究。
圖2 TK629井生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果
2 注氮?dú)馔掏麻_(kāi)采機(jī)理
通過(guò)分析，塔河奧陶系油藏原始地層壓力為58 MPa，溫度為124 ℃，原油密度大，黏度高，C7+組分占55%。對(duì)這種稠油注氮?dú)?，其作用機(jī)理不同于碎屑巖稠油，為此采用數(shù)值模擬方法研究氮?dú)獾尿?qū)油機(jī)理。
(1) 在塔河油藏地層壓力、溫度條件下，注氮?dú)鉃榉腔煜囹?qū)。一維細(xì)管數(shù)值實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在油藏壓力達(dá)到破裂壓力70 MPa時(shí)，注氮?dú)獠沙龀潭葹?0%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于90%，因此塔河原油在油藏條件下注氮?dú)怆y以混相。
(2) 氮?dú)庵亓Ψ之?，形成氣頂，依靠自身膨脹能?qū)油。氮?dú)馀c塔河原油密度相差大，在重力作用下容易上浮，形成氣頂[8]。隨著開(kāi)采過(guò)程中壓力的下降，氮?dú)獾捏w積會(huì)發(fā)生膨脹。從塔河原油PVT數(shù)據(jù)分析，當(dāng)壓力從60 MPa下降至50 MPa時(shí)，氣體體積膨脹13%，并且壓力繼續(xù)下降，體積將以指數(shù)級(jí)別增大。
(3) 注氮?dú)夂笤宛ざ认陆?，原油體積膨脹，增加油的流動(dòng)性。隨著注入壓力的增加，氮?dú)庠谠椭腥芙舛纫矔?huì)增加，導(dǎo)致原油體積膨脹、黏度下降。溶解度每增加10 m3/m3，原油黏度下降3%。
綜上所述，注氮?dú)馔掏率艿?個(gè)機(jī)理的共同作用，但是氮?dú)庠谠椭械娜芙舛容^小，對(duì)原油的膨脹和降黏作用有限，僅起輔助作用。注氮?dú)馔掏伦钪饕尿?qū)油機(jī)理為氮?dú)庵亓Ψ之?，從而形成氣頂?shù)呐蛎浤堋?/p>
3 地質(zhì)因素對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊?/h2>
以擬合后組分模型為基礎(chǔ)，研究洞頂剩余油儲(chǔ)量、充填狀況、底水能量、井儲(chǔ)關(guān)系等因素對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊懸?guī)律?；痉桨笧椋憾错斒Ｓ嘤蜑?×104t，未充填溶洞，中等底水能量，油藏中部生產(chǎn)，含水為90%時(shí)開(kāi)始注氮?dú)?，周期注氮?dú)饬繛?0×104m3，注氮?dú)馑俣葹?0×104m3/d，悶井時(shí)間為15 d，開(kāi)井采液強(qiáng)度為20 m3/d。
3.1 洞頂剩余油儲(chǔ)量的影響
洞頂剩余油儲(chǔ)量是選擇注氮?dú)饩那疤釛l件。塔河油田單周期經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為750 t，為此，以3個(gè)剩余油儲(chǔ)量4×104、2×104、1×104t對(duì)注氮?dú)庑ЧM(jìn)行模擬。結(jié)果顯示，洞頂剩余油儲(chǔ)量越大，注氮?dú)庑Ч胶?，周期產(chǎn)量大，有效周期(產(chǎn)量大于750 t)長(zhǎng)。當(dāng)儲(chǔ)量較小時(shí)，氣體難以注進(jìn)去，生產(chǎn)后氣體回采率高，大量氣體難以起到驅(qū)油的作用。
3.2 充填狀況的影響
方案模擬未充填、部分充填和全充填3種情況對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊憽＝Y(jié)果表明，未充填和部分充填的溶洞注氮?dú)庠鲇托Ч茫叵麓鏆饴矢?；而全充填溶洞因流?dòng)性阻力大，注入氣集中在井底周?chē)夭陕矢?，注氮?dú)馓嬗托Ч睢Ｈ欢?，部分充填溶洞注氮?dú)庑Ч院糜谖闯涮钊芏?，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是因?yàn)橥瑯釉诤?0%時(shí)開(kāi)始注氮?dú)?，部分充填溶洞的剩余油?chǔ)量要大于未充填溶洞。由此可見(jiàn)，需要選擇充填程度低的溶洞進(jìn)行注氣。
3.3 底水能量的影響
塔河奧陶系縫洞型油藏是底水驅(qū)塊狀油藏，底水能量對(duì)后期注氮?dú)庑Ч绊戄^大。數(shù)模實(shí)驗(yàn)中，采用水油體積比來(lái)表征水體能量，水油體積比定義為原始條件下水區(qū)孔隙體積與油區(qū)孔隙體積的比值，其值可通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)間接計(jì)算[9]。塔河奧陶系油藏水油體積比小于70為弱水體、70～150為中等水體、大于150為強(qiáng)水體，因此，方案模擬了水油比為50、100、200三種水體。結(jié)果表明：弱水體條件下，地層壓力下降很快，注入氣體快速膨脹，大量的注入氣從井口采出，注氮?dú)饫寐实?；而中等水體和強(qiáng)水體條件下，注入氣可保持在油藏中，氣體膨脹能得到充分發(fā)揮。因此，注氮?dú)馔掏戮畱?yīng)該避免弱水體油藏。
3.4 井儲(chǔ)關(guān)系的影響
井儲(chǔ)關(guān)系是指井與溶洞的空間相對(duì)位置，可分為井在溶洞頂部生產(chǎn)、井在溶洞中部生產(chǎn)和井在溶洞底部生產(chǎn)。數(shù)值模擬結(jié)果表明，井打在頂部的溶洞注氮?dú)馓嬗托Ч缓?，由于注入氣體被大量采出，導(dǎo)致周期增油量很快下降至經(jīng)濟(jì)極限增油量以下，沒(méi)有經(jīng)濟(jì)效益。為此，要選擇井儲(chǔ)關(guān)系位于下部的井注氮?dú)狻?/p>
4 注氮?dú)鈪?shù)對(duì)注氮?dú)庑Ч挠绊?/h2>
基于以上研究成果，可優(yōu)選注氮?dú)馔掏戮?。由于注氮?dú)鈪?shù)對(duì)其最終的增油效果影響很大[10]，需要對(duì)單周期注氮?dú)鈪?shù)進(jìn)行優(yōu)化。這些參數(shù)包括注氮?dú)饬?、注氮?dú)馑俣取灳畷r(shí)間以及注水量。
4.1 周期注氮?dú)饬康挠绊?/p>
從技術(shù)角度分析，周期注氮?dú)饬吭酱?，?huì)導(dǎo)致注氮?dú)饫塾?jì)增油量越多，但考慮到經(jīng)濟(jì)因素，隨著注采周期的增加，單周期的增油量逐漸減小，而周期注氮?dú)饬康脑黾訒?huì)導(dǎo)致成本費(fèi)用的增多，當(dāng)周期注氮?dú)饬吭黾拥揭欢ǔ潭群?，利?rùn)就會(huì)下降。結(jié)合塔河油田經(jīng)濟(jì)成本，按每立方米氣2元，每口井注氮?dú)庠O(shè)備為27×104元，油價(jià)為3 021 元/t，萬(wàn)噸油可變成本為130×104元計(jì)算，可得到1×104、2×104、4×104t 3種剩余油規(guī)模條件下的凈利潤(rùn)(圖3)。結(jié)果表明，在指定儲(chǔ)量時(shí)，凈利潤(rùn)隨氮?dú)庵芷谧⑷肓康脑黾酉仍龃蠛鬁p小，存在注氮?dú)饬康淖顑?yōu)值。剩余油為2×104t時(shí)，最優(yōu)周期注氮?dú)饬繛?0×104m3。頂部剩余油越多，最優(yōu)注氮?dú)饬恳矔?huì)隨之增加。當(dāng)剩余油為4×104t時(shí)，最優(yōu)周期注氮?dú)饬繛?0×104m3。因此，可根據(jù)剩余油儲(chǔ)量具體優(yōu)化注氮?dú)饬俊?/p>
圖3 不同儲(chǔ)量條件下利潤(rùn)與注入量的關(guān)系
4.2 周期注氮?dú)馑俣鹊挠绊?/p>
周期注氮?dú)馑俣确謩e為5×104、10×104、15×104、20×104、25×104m3/d的模擬結(jié)果表明，注氮?dú)馑俣葘?duì)多周期累計(jì)增油量存在著最優(yōu)值。針對(duì)剩余油儲(chǔ)量為4×104t的儲(chǔ)集體，在注氮?dú)馑俣葹?0×104m3/d時(shí)累計(jì)增油量達(dá)到最大值，大于此速度后，累計(jì)增油量不再增加。其原因?yàn)樽⒌獨(dú)馑俣仍黾恿藲怏w的橫向波及范圍。注入速度增大，氣體可深入油藏深部，與原油進(jìn)行充分置換，有利于氣體的膨脹能發(fā)揮。但是，當(dāng)速度超過(guò)一定數(shù)值后，速度再增加，會(huì)將井底附近的原油推向油藏深部，產(chǎn)生負(fù)作用，累計(jì)產(chǎn)油量不再增加。
4.3 周期悶井時(shí)間和注水量的影響
悶井時(shí)間由5 d增加到30 d，周期增油量基本維持不變，說(shuō)明悶井時(shí)間對(duì)注氮?dú)庑Ч麤](méi)有影響。其原因?yàn)椋簩?duì)于未充填溶洞，油氣可在較短的時(shí)間內(nèi)完成重力分異，不需要長(zhǎng)時(shí)間的悶井。
注水量由200 m3/d增至800 m3/d的模擬結(jié)果表明，周期注水量對(duì)注氮?dú)庑Ч绊懞苄 Ｒ驗(yàn)楝F(xiàn)場(chǎng)對(duì)注水替油失效井(含水90%)開(kāi)始注氮?dú)?，油水界面已?jīng)在井底，開(kāi)井后注入水會(huì)被采出，實(shí)際起到增油作用的還是注入的氮?dú)狻６捎米⑺脑蚴怯捎诘獨(dú)饷芏刃?，需要?dú)馑旌喜拍茏⑷胗筒?，注水主要起到頂替作用。因此，在能注得進(jìn)氣的情況下，應(yīng)采用較小的注水量。
5 結(jié) 論
(1) 塔河油田縫洞型油藏非混相氮?dú)馔掏麓嬖?種機(jī)理，即氣體重力分異、氣體的膨脹、注氮?dú)夂笤腕w積的膨脹和黏度的下降，其中前2種是主要的開(kāi)采機(jī)理。
(2) 初步形成注氮?dú)馔掏戮倪x井原則，即：選擇洞頂剩余油較多的溶洞儲(chǔ)集體；選擇充填程度低的儲(chǔ)集體；避免水體能量弱的儲(chǔ)集體；選擇井儲(chǔ)關(guān)系在中、下部的儲(chǔ)集體。
(3) 針對(duì)未充填溶洞型儲(chǔ)集體，單井注氮?dú)馔掏碌募夹g(shù)政策歸納為：根據(jù)剩余油量?jī)?yōu)化周期注氮?dú)饬浚辉趦?yōu)化注氮?dú)饬康幕A(chǔ)上，優(yōu)化注氮?dú)馑俣?；在保證注氮?dú)忭樌臈l件下，不需要考慮悶井時(shí)間和注水量。
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編輯 姜 嶺
20150701；改回日期：20151010
國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展“973”項(xiàng)目“碳酸鹽巖縫洞型油藏開(kāi)采機(jī)理及數(shù)值模擬研究”(2011CB201004)
呂鐵(1986-)，男，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，2011年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣田開(kāi)發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事縫洞型碳酸鹽巖油藏動(dòng)態(tài)分析及數(shù)值模擬研究工作。
10.3969/j.issn.1006-6535.2015.06.026
TE344
A
1006-6535(2015)06-0114-04
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