非常規(guī)巖性油藏氮?dú)怛?qū)技術(shù)研究與試驗(yàn)

乞迎安，汪小平，楊 開，田 鑫，陳志會(huì)

(中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

1 可行性研究

1.1 氮?dú)怛?qū)增油機(jī)理

氮?dú)庖蚺c油水間存在密度差異而產(chǎn)生重力分異作用[1－2]，氣體沿垂向裂縫或高滲孔道上浮至油層頂部，并占據(jù)頂部空間，形成次生氣頂，將注水難以波及到的頂部裂縫、微孔隙中的油氣置換出來，并在重力作用下運(yùn)移至油井采出。

在溫度119℃及壓力30 MPa條件下，氮?dú)馀c油的界面張力為8.9 mN/m，遠(yuǎn)低于水和油的界面張力(30.5 mN/m)，以及氮?dú)馀c水的界面張力(49.4 mN/m)[3]。由于水可以進(jìn)入的最小縫寬是氮?dú)獾?4倍[4]，氮?dú)獗人走M(jìn)入窄裂縫、微孔隙中，置換出更多的油氣。此外，氮?dú)膺€具有降低原油黏度、補(bǔ)充地層能量、封堵水竄通道的作用。

1.2 油藏條件可行性分析

小12－13井位于黃沙坨油田構(gòu)造主體部位，2012年7月投產(chǎn)，2013年5月轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注前采出程度為31%。井區(qū)所處位置油層厚度大，剩余油相對(duì)富集，注采井間連通性好。因此，將小12－13井組確定為試驗(yàn)井組。將該井組儲(chǔ)層參數(shù)與國(guó)內(nèi)外氮?dú)怛?qū)油藏推薦標(biāo)準(zhǔn)[5](表1)對(duì)比可知，該井組油藏參數(shù)滿足氮?dú)怛?qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)?；鹕綆r油藏氮?dú)怛?qū)雖未檢索到相關(guān)借鑒文獻(xiàn)，但具有雙重介質(zhì)的碳酸鹽巖油藏在國(guó)內(nèi)試驗(yàn)已有成功先例[6]，因此，確認(rèn)火山巖油藏氮?dú)怛?qū)技術(shù)可行。

表1 小12－13井組地質(zhì)條件氣驅(qū)可行性評(píng)價(jià)

2 氣驅(qū)技術(shù)研究與方案設(shè)計(jì)

2.1 設(shè)計(jì)思路

黃沙坨油田氮?dú)怛?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)設(shè)計(jì)為“氮?dú)馀菽?氣水混合”的雙段塞。為防止形成氣竄，第1段塞設(shè)計(jì)為氮?dú)馀菽?qū)方式，泡沫視黏度高，在多孔介質(zhì)形成賈敏效應(yīng)，對(duì)高滲透通道產(chǎn)生封堵作用[7]。第2段塞設(shè)計(jì)為氣水混注方式，注水可降低注氣壓力，保證氮?dú)獾挠行ё⑷耄瑫r(shí)，混注方式也有助于抑制氣竄發(fā)生。

2.2 段塞參數(shù)確定

2.2.1 發(fā)泡劑的篩選

通過實(shí)驗(yàn)，對(duì) SAS、ABS、SDS、AES 4 種發(fā)泡濟(jì)進(jìn)行了篩選[8]。經(jīng)過200℃溫度下的處理后對(duì)發(fā)泡劑進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，檢測(cè)發(fā)泡劑在不同濃度下的發(fā)泡體積與半析水周期。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明(圖1、2)，SDS具有良好的發(fā)泡性、耐高溫性與泡沫穩(wěn)定性，因此，優(yōu)選SDS作為黃沙坨油田氮?dú)怛?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)的發(fā)泡劑。此外，通過實(shí)驗(yàn)還確定了發(fā)泡劑合理使用濃度為0.5%。

圖1 200℃處理后發(fā)泡劑發(fā)泡體積隨濃度變化曲線

圖2 200℃處理后泡沫半析水期隨濃度變化曲線

2.2.2 氣液比實(shí)驗(yàn)研究

模擬黃沙坨油田油藏儲(chǔ)層物性，基質(zhì)滲透率取值為 0.9 ×10－3μm2，裂縫滲透率為 12.0 ×10－3μm2，孔隙度為7.9%，實(shí)驗(yàn)用油取自黃沙坨油田，原油密度為0.83 g/cm3，黏度為5.42 mPa·s。借鑒文獻(xiàn)[9]的研究，利用長(zhǎng)巖心模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，在溫度為96℃，注入壓力為16.0～18.5 MPa，氣液比分別為1∶1、2∶1和3∶1的條件下進(jìn)行水驅(qū)后氮?dú)馀菽?qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，計(jì)算氮?dú)馀菽?qū)提高采收率幅度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明氣液比為2∶1時(shí)，采收率提高幅度最大，達(dá)到18.1%(圖3)。

圖3 不同氣液比與提高采收率幅度關(guān)系曲線

2.2.3 注采方式數(shù)模研究

利用數(shù)值模擬軟件CMG2010－STARS，構(gòu)建40×36×9型網(wǎng)格模型，探究小12－13井組在構(gòu)造不同位置氮?dú)怛?qū)實(shí)驗(yàn)效果。模擬結(jié)果表明，在相同注入量下，“低注高采”氣驅(qū)方式注采井間的波及體積最大，油藏動(dòng)用程度最高。

試驗(yàn)井組所在的小25塊油藏具有一定傾角和垂向滲透性。吸水剖面測(cè)試結(jié)果表明，油藏下部動(dòng)用程度大，吸水強(qiáng)度高，上部吸水效果差[10]。采用低部位注氣，高部位開采的方式，有利于氮?dú)庀蛏蠑D壓，捕集零散剩余油，驅(qū)替路徑延長(zhǎng)，還有利于氣竄控制。

2.3 注入井口及井身管柱設(shè)計(jì)

黃沙坨油田目前地層壓力在20 MPa以上，為保證氣驅(qū)注入過程安全，設(shè)計(jì)滿足高壓注入的井口和工藝管柱。工藝管柱配置了Y521－148封隔器，工作壓差達(dá)到50 MPa，實(shí)現(xiàn)對(duì)環(huán)空的有效封隔。注汽井口設(shè)計(jì)為KQ65－35型采油(氣)井口裝置，工作壓力達(dá)到35 MPa。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 注入情況

2013年5月，在黃沙坨油田小12－13井組上開展了氮?dú)怛?qū)試驗(yàn)，2014年1月結(jié)束，共分為4個(gè)階段:空白水驅(qū)、氮?dú)馀菽?qū)、間歇停注和氣水混驅(qū)。

累計(jì)注入標(biāo)準(zhǔn)狀況下氮?dú)饬繛?34.6×104m3，折算地下體積為24850 m3。累計(jì)注水量為12124.1 m3，處理半徑約為51.1 m。平均注氣壓力為19.4 MPa(表2)。

表2 小12－13氮?dú)怛?qū)注入?yún)?shù)統(tǒng)計(jì)

3.2 效果分析

3.2.1 測(cè)試資料分析

為分析氮?dú)怛?qū)試驗(yàn)效果，在試驗(yàn)前后對(duì)示蹤劑、井底壓力、采出液發(fā)泡劑濃度、采出氣組分等多項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行了錄取。措施后平均注水壓力上升6 MPa，視吸水指數(shù)下降4 m3/(d·MPa)，氮?dú)馀菽?qū)對(duì)優(yōu)勢(shì)水流通道產(chǎn)生封堵作用。示蹤劑檢測(cè)顯示，措施后主裂縫水流推進(jìn)速度由水驅(qū)時(shí)36.2 m/d減緩至12.7 m/d，說明氮?dú)馀菽?qū)能明顯控制水流沿主裂縫方向竄進(jìn);測(cè)試注水井底壓力為38.1 MPa，氮?dú)馀菽瓑毫?3.6 MPa，壓力升高5.5 MPa，說明注入的氮?dú)饽苡行浹a(bǔ)井組地下虧空，保持地層壓力。經(jīng)產(chǎn)出氣取樣分析，氮?dú)鉂舛染?0%以下，采出液檢測(cè)發(fā)泡劑濃度均在0.07%以下，說明采用先“氮?dú)馀菽焙蟆皻馑熳ⅰ钡碾p段塞注入方式合理，有效抑制了氣竄與水竄的發(fā)生。

3.2.2 增油效果及經(jīng)濟(jì)效益分析

小12－13井組對(duì)應(yīng)生產(chǎn)井共開井12口，其中有10口井見到明顯增油效果，一線井見效率為87.5%，井組單井見效率達(dá)到83.3%，與氣驅(qū)前對(duì)比，日產(chǎn)液基本保持穩(wěn)定，最高日增油14.3 t/d，含水降幅達(dá)6.8%。截至2014年9月底，平均日增油8.2 t/d，含水降低4.3%，累計(jì)凈增油3517 t，有效期達(dá)到425 d。累計(jì)投入氮?dú)?、發(fā)泡劑等費(fèi)用合計(jì)687.15×104元，階段創(chuàng)效1445.79×104元，階段投入產(chǎn)出比為1.0∶2.1。

4 結(jié)論

(1)在正韻律沉積的低滲透油藏，氮?dú)怛?qū)依靠自身物理滲流特性，表現(xiàn)出與水驅(qū)不同的驅(qū)替路徑和技術(shù)優(yōu)勢(shì)。氮?dú)怛?qū)增產(chǎn)機(jī)理不是單一的，而是綜合作用的結(jié)果，主要增產(chǎn)機(jī)理為重力分異作用。

(2)氮?dú)饷芏刃?、黏度低，易氣竄，采用氮?dú)馀菽c氣水混注方式可有效抑制氣竄的發(fā)生。

(3)試驗(yàn)結(jié)果表明，具有雙重介質(zhì)特征的黃沙坨火山巖油藏在水驅(qū)過后，采用低注高采的氮?dú)怛?qū)方式技術(shù)可行。

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