縫洞型碳酸鹽巖油藏非混相氣驅(qū)采收率影響因素

胡蓉蓉，姚　軍，王晨晨，孫致學(xué)（中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266580）

縫洞型碳酸鹽巖油藏非混相氣驅(qū)采收率影響因素

胡蓉蓉，姚軍，王晨晨，孫致學(xué)
（中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266580）

為研究縫洞型碳酸鹽巖油藏非混相氣驅(qū)采收率的影響因素，建立了縫洞介質(zhì)機(jī)理模型，分析了注采井所處的儲(chǔ)集層類型、注采井間洞的分布、注采部位及注氣速度等對(duì)非混相氣驅(qū)采收率的影響。研究發(fā)現(xiàn)，非混相氣驅(qū)的主要機(jī)理為油氣密度差異形成的重力驅(qū)、膨脹原油增加彈性能量和降低原油黏度改善流動(dòng)能力；氣驅(qū)過(guò)程中宜選取縫注洞采，高部位注低部位采的注采方式；洞的存在有利于降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)，洞距離油藏頂部和生產(chǎn)井越近，采收率越高；采收率隨注氣速度的增加呈現(xiàn)先增大后減小的變化趨勢(shì)。模擬結(jié)果表明，非混相氣驅(qū)采收率主要受重力、儲(chǔ)集層類型、注采井間洞的分布及注氣參數(shù)的影響。

縫洞型碳酸鹽巖油藏；數(shù)值模擬；非混相氣驅(qū)；采收率；注氣參數(shù)；儲(chǔ)集層特征

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏的儲(chǔ)集空間主要為大型溶洞、溶蝕孔洞及裂縫，具有非均質(zhì)性強(qiáng)、縫洞儲(chǔ)集體隨機(jī)分布、溶洞和裂縫空間配置關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)，其儲(chǔ)集層流體具有特殊的滲流規(guī)律[1-3]。目前提高縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率的主要方式為注水替油和水驅(qū)，但是隨著開采年限的增加，開發(fā)過(guò)程中暴露出許多問(wèn)題：首先，隨著注水輪次的增加，周期產(chǎn)油量越來(lái)越低，注水替油效果越來(lái)越差；其次，水驅(qū)過(guò)程中，隨著注水量的增加，增油量有所減少，含水率升高，部分井甚至出現(xiàn)水竄。這些都導(dǎo)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。

國(guó)內(nèi)外調(diào)研發(fā)現(xiàn)，20世紀(jì)80年代，注氣已成為美國(guó)碳酸鹽巖油藏提高采收率的主要方法，但國(guó)內(nèi)相關(guān)研究應(yīng)用較少[4-5]。文獻(xiàn)［6］通過(guò)CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬的方法對(duì)比了不同的開發(fā)方式下提高采收率的效果，認(rèn)為塔河油田稀油注CO2驅(qū)油提高采收率技術(shù)可行，但是文章并沒(méi)有考慮縫洞型油藏儲(chǔ)集層的特殊性。文獻(xiàn)［7］采用等效單重介質(zhì)模型進(jìn)行了縫洞型油藏注氣驅(qū)油模擬研究，對(duì)影響驅(qū)油效果的因素進(jìn)行了敏感性分析，認(rèn)為采收率取決于洞穴在巖塊中的分布及連通度。文獻(xiàn)［8］通過(guò)碳酸鹽巖縫洞型油藏氣驅(qū)機(jī)制微觀可視化模型試驗(yàn)，研究了不同注入流體及注入方式對(duì)驅(qū)替效果及含水率的影響，認(rèn)為氣驅(qū)主要受重力作用影響。文獻(xiàn)［9］分析了縫洞型油藏提高采收率的途徑，認(rèn)為在補(bǔ)充能量方面可采用注氣等擴(kuò)大波及體積的方法提高采收率。本文通過(guò)建立縫洞網(wǎng)絡(luò)模型，研究注采井所處的儲(chǔ)集層類型、注采井間洞的分布、注采部位及注氣速度等方面對(duì)氣驅(qū)油采收率的影響，以期為進(jìn)一步認(rèn)識(shí)碳酸鹽巖油藏氣驅(qū)油機(jī)理及提高氣驅(qū)油采收率提供指導(dǎo)。

1　模型的建立

1.1概念模型

縫洞型油藏中，溶洞是主要的儲(chǔ)集空間，裂縫是主要的流動(dòng)通道，裂縫與溶洞相互連接構(gòu)成了縫洞組合體[10-13]?？山沃乜紫督橘|(zhì)模型來(lái)等效雙重孔隙介質(zhì)，應(yīng)用網(wǎng)格加密設(shè)置裂縫，調(diào)整毛細(xì)管力擬合單重介質(zhì)模型和雙重介質(zhì)模型的計(jì)算結(jié)果，最終得到等效單重介質(zhì)模型[14-15]。然而，洞穴作為不同于基巖和裂縫的第三重介質(zhì)，傳統(tǒng)的雙重介質(zhì)模型難以再現(xiàn)縫洞型油藏的流動(dòng)機(jī)理。而洞穴與裂縫有著相似的屬性，故可以將洞穴合并到單重孔隙介質(zhì)模型中。

縫洞介質(zhì)機(jī)理模型包含裂縫和洞穴2種儲(chǔ)集層類型，裂縫通過(guò)網(wǎng)格加密實(shí)現(xiàn)，裂縫開度為200 μm，模型中橫向裂縫與縱向裂縫相交形成夾角為90°的裂縫網(wǎng)絡(luò)，其中橫向裂縫的長(zhǎng)度為2.2 m，縱向裂縫的長(zhǎng)度為0.5 m.洞穴均勻分布在裂縫網(wǎng)絡(luò)中，洞穴與洞穴之間通過(guò)裂縫連接，洞徑和洞深均為10 cm.裂縫和洞穴的滲透率為10 000 mD，初始含水飽和度為0，毛細(xì)管力為0.在此模型上建立一注一采的注采系統(tǒng)，生產(chǎn)井和注氣井分別位于模型的兩端，進(jìn)行注氮?dú)怛?qū)油模擬（圖1）。

圖1　縫洞介質(zhì)機(jī)理模型

1.2相態(tài)擬合

采用的原油樣本取自塔河油田TK464井，對(duì)原油樣本進(jìn)行組分測(cè)定、恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)及微分脫氣實(shí)驗(yàn)，得到原油的物性參數(shù)，應(yīng)用Eclipse軟件中的PVTi相態(tài)分析模塊對(duì)原油物性參數(shù)進(jìn)行計(jì)算擬合。擬合時(shí)的地層溫度為124℃，壓力為59.7 MPa，將原油重組為7個(gè)擬組分（表1），針對(duì)原油密度、黏度、溶解氣油比、體積系數(shù)等參數(shù)進(jìn)行擬合，擬合結(jié)果如圖2和圖3所示。

表1　原油擬組分?jǐn)?shù)據(jù)%

圖2　不同壓力下原油黏度及原油密度擬合曲線

圖3　不同壓力下溶解氣油比及原油體積系數(shù)擬合曲線

1.3非混相氣驅(qū)機(jī)理分析

通過(guò)室內(nèi)細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)得，當(dāng)壓力達(dá)到60 MPa時(shí)，注入1.2 PV的氮?dú)夂?，原油的采出程度?2.5%.此外通過(guò)相態(tài)分析軟件計(jì)算得到，油藏溫壓條件下氮?dú)馀c原油的界面張力為7.3 mN/m.可見，塔河油田的注氮?dú)怛?qū)油屬于非混相驅(qū)替過(guò)程。注入氣體后，由于原油與氮?dú)庵g較大的密度差異，導(dǎo)致氣體向上運(yùn)移，形成次生氣頂驅(qū)替油藏頂部的原油。此外，為研究注氮?dú)鈱?duì)原油物性的影響，將氮?dú)馀c原油充分混合，進(jìn)行混合膨脹實(shí)驗(yàn)，測(cè)試不同氮?dú)馊芙饬繒r(shí)原油的黏度和體積系數(shù)（圖4）。從圖4可見，氮?dú)馀c原油在地層條件下混合后，隨著氮?dú)馊芙饬康脑黾?，原油黏度逐漸降低，原油的流動(dòng)性得到提高。同時(shí),隨著氮?dú)庠谠椭械娜芙饬吭黾?原油體積系數(shù)有所增加，使原油膨脹，增加了彈性能量。

2　計(jì)算結(jié)果分析

模擬采用了Eclipse軟件中的Compositional組分模塊，模型中的流體高壓屬性采用相態(tài)擬合的結(jié)果，模型中的幾何參數(shù)取值見概念模型部分，以下模擬計(jì)算中的裂縫和洞穴的尺寸不變。

圖4　氮?dú)馊芙鈿庥捅扰c原油黏度和原油體積系數(shù)的關(guān)系

2.1注采井所處的儲(chǔ)集層類型對(duì)氣驅(qū)采收率的影響

為研究注采井所處的儲(chǔ)集層類型對(duì)氣驅(qū)采收率的影響，設(shè)計(jì)了4個(gè)注氣井和生產(chǎn)井在不同類型儲(chǔ)集層的模型，即注氣井與生產(chǎn)井都在模型兩端的裂縫上，注氣井和生產(chǎn)井都在模型兩端的洞上，注氣井在洞上生產(chǎn)井在縫上，注氣井在縫上生產(chǎn)井在洞上。生產(chǎn)井與注氣井均射開全部?jī)?chǔ)集層，注氣速度為0.000 2 m3/d，注采比為1，注入5 PV的氮?dú)夂?，各模型的剩余油飽和度和采收率曲線如圖5和圖6所示。

圖5　注采井位于不同位置時(shí)模型氣驅(qū)后剩余油飽和度分布

從圖6可以看出，注氣初始階段，4個(gè)模型的采收率均會(huì)隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而迅速增加，并且隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，不同模型的采收率差別越來(lái)越大。當(dāng)注入體積超過(guò)0.5 PV后，采收率增加變得緩慢，最終達(dá)到定值。同時(shí)，注氣井在縫上、生產(chǎn)井在洞上的氣驅(qū)采收率最高，其次是注氣井和生產(chǎn)井都在洞上與注氣井在洞上、生產(chǎn)井在縫上，最差的是注氣井和生產(chǎn)井均在裂縫上。可見，注采井所處的儲(chǔ)集層類型對(duì)采收率的影響很大，且生產(chǎn)井在洞上比在縫上的開發(fā)效果好。這是因?yàn)楫?dāng)生產(chǎn)井位于洞上時(shí)，主要產(chǎn)出洞中的原油，直到氣體通過(guò)裂縫進(jìn)入頂部洞中引起氣竄。當(dāng)生產(chǎn)井位于裂縫時(shí)，主要產(chǎn)出裂縫中的原油和氣體從洞中驅(qū)替的原油，當(dāng)任意一條裂縫中氣體抵達(dá)生產(chǎn)井時(shí)，便會(huì)引起氣竄。因此，當(dāng)生產(chǎn)井位于裂縫時(shí)發(fā)生氣竄的機(jī)率大于生產(chǎn)井位于洞時(shí)發(fā)生氣竄的機(jī)率。

圖6　注采井位于不同位置時(shí)模型采收率與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系

2.2注采井間洞的分布對(duì)氣驅(qū)采收率的影響

為研究注采井間洞的分布對(duì)氣驅(qū)采收率的影響，從注采井間洞的個(gè)數(shù)和洞的分布位置兩個(gè)方面分析洞對(duì)氣驅(qū)采收率的影響。首先分析洞的個(gè)數(shù)，模型中注氣井與生產(chǎn)井均在裂縫上，計(jì)算當(dāng)注采井間洞的個(gè)數(shù)分別為0，3，6和9時(shí)的氣驅(qū)開發(fā)效果。模擬時(shí)生產(chǎn)井與注氣井均射開全部?jī)?chǔ)集層，注氣速度為0.000 2 m3/d，注采比為1，注入5 PV氮?dú)夂?，各模型的剩余油飽和度分布和采收率曲線如圖7和圖8所示。

圖7　注采井間不同洞個(gè)數(shù)時(shí)氣驅(qū)后剩余油飽和度分布

從計(jì)算結(jié)果可見，注采井間沒(méi)有洞時(shí)采收率最低，說(shuō)明洞的存在能減緩氣竄的發(fā)生。注采井間有洞時(shí)，洞的個(gè)數(shù)越多，采收率越低，這是因?yàn)橛捎谧鈺r(shí)的重力分異作用，氣體會(huì)運(yùn)移到模型的頂部，模型底部的原油幾乎未受波及，存在大量的剩余油。模型中洞的分布均勻，洞的個(gè)數(shù)越多，模型底部原油儲(chǔ)量所占總儲(chǔ)量的比例越大，所以氣驅(qū)后的剩余油就越多，相應(yīng)的采收率越低。可見，洞分布的位置對(duì)采收率的影響非常明顯。因此，就洞的分布位置對(duì)氣驅(qū)采收率的影響，設(shè)置了6種洞的分布位置，即洞在頂部，洞在中間，洞在底部，洞靠近生產(chǎn)井，洞在注采井中間及洞靠近注氣井，以上6種模型中均有3個(gè)洞。注入5 PV氮?dú)夂?，各模型的剩余油飽和度分布和采收率曲線如圖9和圖10所示。

圖8　注采井間不同洞個(gè)數(shù)時(shí)采收率隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線

圖9　注采井間洞分布位置不同時(shí)氣驅(qū)后剩余油飽和度分布

圖10　注采井間洞分布位置不同時(shí)氣驅(qū)采收率

氣驅(qū)結(jié)束后，洞位于模型頂部時(shí)氣驅(qū)采收率最高，洞越接近模型底部采收率越低。這說(shuō)明氣驅(qū)過(guò)程中重力起到重要的作用，氣體會(huì)傾向于驅(qū)替油藏頂部的原油。洞越靠近生產(chǎn)井采收率越高，洞在注采井中間和靠近注氣井的采收率相差不大。說(shuō)明洞與注采井間的相對(duì)位置也會(huì)影響氣驅(qū)采收率，這是因?yàn)槎淳嚯x生產(chǎn)井越遠(yuǎn)，生產(chǎn)井附近裂縫性儲(chǔ)集層越發(fā)育，加大了氣竄的可能性。所以縫洞型油藏進(jìn)行氣驅(qū)采油過(guò)程中，生產(chǎn)井附近儲(chǔ)集層的發(fā)育類型比注氣井附近的儲(chǔ)集層發(fā)育類型更為重要。

2.3注采部位對(duì)氣驅(qū)采收率的影響

為研究注采部位對(duì)氣驅(qū)采收率的影響，計(jì)算了注采部位不同時(shí)氣驅(qū)的開發(fā)效果。模型的注、采井位于模型兩端的裂縫上，模型中有9個(gè)洞（圖5a）,模擬時(shí)注氣速度為0.000 2 m3/d，注采比為1，方案設(shè)置及計(jì)算結(jié)果見表2.

表2　注氣井和生產(chǎn)井位于不同注采部位時(shí)的采收率%

從計(jì)算結(jié)果可見，注入井在上部注氣，生產(chǎn)井下部生產(chǎn)時(shí)，氣驅(qū)效果最好。生產(chǎn)井的生產(chǎn)部位對(duì)開發(fā)效果起著決定性的作用，生產(chǎn)部位越靠上部，由于重力分異作用，生產(chǎn)井越早發(fā)生氣竄，從而氣驅(qū)效果越差。注入井的注入部位也對(duì)開發(fā)效果起到了一定的作用，氮?dú)庾⑷牒笾饕獣?huì)發(fā)生兩個(gè)方向的驅(qū)替，即縱向驅(qū)替和橫向驅(qū)替?？v向驅(qū)替時(shí)氣體向模型頂部運(yùn)移驅(qū)替頂部的原油，橫向驅(qū)替時(shí)氣體沿著裂縫將原油驅(qū)至井筒中，但是橫向驅(qū)替有氣竄的風(fēng)險(xiǎn)，而上部注氣下部生產(chǎn)在一定程度上降低了橫向驅(qū)替的氣竄風(fēng)險(xiǎn)。

2.4注氣速度對(duì)氣驅(qū)采收率的影響

為研究注氣速度對(duì)氣驅(qū)采收率的影響，以圖5a模型為基礎(chǔ)，計(jì)算當(dāng)注氣速度為0.000 1~0.000 8 m3/d（地下體積）時(shí)的開發(fā)效果。模擬時(shí)生產(chǎn)井射開儲(chǔ)集層下部，注氣井射開儲(chǔ)集層上部，采液速度為0.000 2 m3/d，注入5 PV氮?dú)夂?，不同注氣速度下的氣?qū)油采收率曲線如圖11所示。

圖11　注氣速度與采收率的關(guān)系

氣驅(qū)結(jié)束后可見，注氣速度越高，采收率越高；但當(dāng)注氣速度增加到一定程度后，再增加采氣速度，采收率會(huì)下降。這是因?yàn)樽饩c生產(chǎn)井之間連通的裂縫長(zhǎng)度一定，氣體主要通過(guò)裂縫運(yùn)移到生產(chǎn)井，當(dāng)氣體突破后，氣油比大到一定程度后模擬結(jié)果會(huì)結(jié)束。即當(dāng)注氣速度增大時(shí)，氣體波及體積越大，采收率會(huì)隨之變大，然而當(dāng)注氣速度過(guò)大，氣體會(huì)較快地竄入生產(chǎn)井使采收率下降。所以存在一個(gè)使采收率達(dá)到最大值的最佳注氣速度。從圖11可以看出，模型的最佳注氣速度為0.000 4 m3/d.

3　結(jié)論

（1）模擬的氮?dú)怛?qū)過(guò)程為非混相驅(qū)，注入的氮?dú)馀c原油有較大的密度差異，在重力作用下形成次生氣頂驅(qū)替油藏頂部原油，同時(shí)注入氮?dú)馐乖宛ざ冉档透纳屏鲃?dòng)能力，使原油膨脹增加彈性能量。

（2）縫洞型油藏注入氣體一旦竄入井筒，其氣油比會(huì)迅速增大，對(duì)生產(chǎn)效果影響較大。注采井所處的儲(chǔ)集層類型和注采井間的洞分布對(duì)氣驅(qū)采收率有較大影響，進(jìn)行氣驅(qū)選井時(shí)，宜選取洞發(fā)育的單井作為生產(chǎn)井，裂縫發(fā)育的單井作為注氣井。洞的存在有利于降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)，洞分布越靠近油藏上部和生產(chǎn)井，采收率越高。

（3）氣驅(qū)過(guò)程中，由于重力作用，生產(chǎn)井的生產(chǎn)部位對(duì)采收率起著重要的作用，注氣井的注氣部位對(duì)采收率有一定的影響，低部位生產(chǎn)高部位注氣的注采方式能一定程度上降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)。

（4）縫洞型油藏氣驅(qū)時(shí)注氣速度對(duì)采收率影響較大，存在一個(gè)最佳的注氣速度，保證氣體波及體積的前提下延緩氣竄的時(shí)間。

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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

國(guó)家973項(xiàng)目（2011CB202404）；國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05005-006-005）

胡蓉蓉（1987-），女，湖北荊州人，博士研究生，油氣田開發(fā)，（Tel）13791956158（E-mail）hurongrong87@126.com.