強(qiáng)底水白云巖油藏注氮?dú)夥腔煜囹?qū)數(shù)值模擬

曹鵬，朱永峰，戴傳瑞，崔仕提，閆曉芳

（1.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油集團(tuán)碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州310023；3.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000）

強(qiáng)底水白云巖油藏注氮?dú)夥腔煜囹?qū)數(shù)值模擬

曹鵬1，2，朱永峰3，戴傳瑞1，2，崔仕提3，閆曉芳1，2

（1.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；2.中國石油集團(tuán)碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州310023；3.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000）

英買321油藏是塔里木盆地唯一進(jìn)入開發(fā)階段的白云巖油藏。該油藏水體能量強(qiáng)，開發(fā)井以水平井為主，油井進(jìn)入高含水期后，找水、堵水措施實(shí)施困難，開發(fā)效果逐漸變差，大量剩余油富集在構(gòu)造高部位，天然水體無法波及。為有效動(dòng)用該類剩余油，開展了油藏工程和數(shù)值模擬研究。研究結(jié)果表明，在強(qiáng)底水條件下，可以采用注氮?dú)夥腔煜囹?qū)的方式動(dòng)用這部分剩余油，水平井和直井注氣吞吐10輪次，采出程度分別可提高3.30～4.10百分點(diǎn)和3.30～3.60百分點(diǎn)，增產(chǎn)效果顯著。關(guān)鍵詞水體能量；注氮?dú)?；非混相?qū)；提高采收率

0　引言

早在20世紀(jì)70年代，美國和加拿大就開展了注氮?dú)怛?qū)提高油田采收率技術(shù)的大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場試驗(yàn)［1］。國內(nèi)雁翎油田與法國TOTAL公司合作，自1986年開始進(jìn)行碳酸鹽巖油藏開發(fā)后期提高采收率的可行性技術(shù)論證，并于1994年首次進(jìn)行注氮?dú)怛?qū)現(xiàn)場試驗(yàn)，取得了一定的增產(chǎn)效果［2-5］。進(jìn)入21世紀(jì)后，在遼河油田、塔河油田、輪古油田、江蘇油田等地區(qū)［6-11］進(jìn)行了注氮?dú)夥腔煜囹?qū)現(xiàn)場試驗(yàn)，也取得了初步成效。

目前，國內(nèi)外有關(guān)注氮?dú)夥腔煜囹?qū)技術(shù)影響因素的文獻(xiàn)資料［12-16］，主要從注氣速度、注氣周期、燜井時(shí)間、開井時(shí)間、配產(chǎn)量、地層傾角、裂縫發(fā)育情況等方面進(jìn)行了較為系統(tǒng)的研究，而關(guān)于天然水體能量對(duì)注氮?dú)夥腔煜囹?qū)的敏感性研究卻少有報(bào)道。此次研究，在強(qiáng)底水條件下，從水體能量強(qiáng)弱對(duì)注氮?dú)夥腔煜囹?qū)驅(qū)油效果的影響展開研究，旨在探討強(qiáng)底水特高含水油藏是否適合采用注氮?dú)夥腔煜囹?qū)技術(shù)提高采收率。

1　油藏概況

英買321區(qū)塊為白云巖油藏，儲(chǔ)層類型以孔洞型為主，地層傾角10°～15°，屬于似均質(zhì)油藏。通過油藏工程方法評(píng)價(jià)，英買321油藏水體能量強(qiáng)，水體倍數(shù)在100以上，且開發(fā)井以水平井為主，油井含水率達(dá)到95%仍能自噴采油。目前研究區(qū)4口井中有3口井的含水率已經(jīng)達(dá)到95%以上，繼續(xù)尋找新技術(shù)動(dòng)用未鉆遇的構(gòu)造高部位“閣樓油”，是該區(qū)穩(wěn)產(chǎn)和提高油田采收率的重要途徑。

目前該區(qū)塊油井開采主要存在4個(gè)難題：1）油井高含水，見水后由于水平段產(chǎn)液剖面測試?yán)щy，無法實(shí)施堵水作業(yè)。2）高溫、高壓、高鹽作用下，選擇性堵水劑配制存在技術(shù)瓶頸。3）水體能量強(qiáng)，油田開采過程中不缺能量，因此注水作業(yè)在該區(qū)塊不適用，更無法動(dòng)用構(gòu)造高部位的“閣樓油”。4）油井高含水后，關(guān)井壓錐不起作用，提液開采，提水不提油。在此背景下，提出了利用注氮?dú)夥腔煜囹?qū)技術(shù)提高采收率，并對(duì)其適用性進(jìn)行探索性研究。

2　注氮?dú)怛?qū)油機(jī)理

氮?dú)馐且环N惰性氣體，不易燃、無腐蝕、干燥、有較好的隔熱性，其膨脹性大且受溫度影響較小；N2占空氣總量的78.12%，資源豐富；目前工業(yè)規(guī)模制氮有3類，即深冷空分制氮、變壓吸附制氮和膜分離制氮，伴隨制氮?dú)饧夹g(shù)的不斷提高和普及，注氮?dú)怛?qū)油技術(shù)在油田提高采收率方面發(fā)揮著越來越重要的作用。

相關(guān)研究表明，氮?dú)馀c地層流體的最低混相壓力達(dá)到50～100 MPa［2］，因此在一般地層條件下，注氮?dú)庠鲇褪且环N非混相驅(qū)技術(shù)，主要作用機(jī)理為油氣重力分異作用、原油溶氣膨脹排油、改變流體流動(dòng)方向、提高水驅(qū)波及體積等，應(yīng)用該技術(shù)預(yù)計(jì)可提高采出程度4.00～8.00百分點(diǎn)［6-7］。

3　注氮?dú)怛?qū)數(shù)值模擬研究

3.1機(jī)理模型建立

根據(jù)英買321白云巖油藏的實(shí)際特征建立油藏機(jī)理模型，機(jī)理模型的構(gòu)造參數(shù)以及油藏設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。油藏參考面海拔-4 356 m，對(duì)應(yīng)的壓力為57.28 MPa，溫度為122.43℃。

表1　機(jī)理模型構(gòu)造及油藏參數(shù)設(shè)計(jì)取值

利用Petrel一體化軟件平臺(tái)進(jìn)行研究。在建立油藏地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用Petrel RE模塊進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬和預(yù)測研究?？紤]油藏注氮?dú)夥腔煜嗟膶?shí)際情況，選用E100黑油模擬器，采用平衡化建模的方法建立油藏?cái)?shù)值模型（見圖1）。其中，相滲曲線是參考楊勝來教授等《油層物理學(xué)》一書［17］，再結(jié)合油藏的含油性特征修改而來。網(wǎng)格平面步長50 m，縱向網(wǎng)格步長為油水界面以上2 m、油水界面以下5 m，建立工區(qū)網(wǎng)格數(shù)8 800個(gè)，油藏原油地質(zhì)儲(chǔ)量73.44×104t。

圖1　油藏地質(zhì)及數(shù)值模型三維場

3.2水體能量敏感性分析

3.2.1方案設(shè)計(jì)

研究設(shè)定2種注氣方式，分別為水平井和直井單井吞吐（見圖2）。水體能量考慮11種情況（見表2），其中模型M0是建立的原始地質(zhì)模型的數(shù)值水體的大小，其他水體倍數(shù)是通過添加解析水體的方式實(shí)現(xiàn)的。

圖2　2種注氣方式三維場

表2　11種模型對(duì)應(yīng)的水體倍數(shù)

在建立油藏模型的基礎(chǔ)上，模擬實(shí)際油藏單井的生產(chǎn)狀態(tài)，限定單井關(guān)井條件為含水率98%、井底壓力29.00 MPa，關(guān)井后轉(zhuǎn)入注氮?dú)馔掏碌姆绞竭M(jìn)行開采（由于此次研究的重點(diǎn)為不同水體能量對(duì)注純氮?dú)馔掏路绞降拿舾行?，因此，未考慮水氣交替注入的方式）。參考現(xiàn)場注氣設(shè)施的施工作業(yè)能力以及油井的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況，優(yōu)選出注氣方案。該方案設(shè)計(jì)注氣量8× 104m3/d，注氣時(shí)間20 d，每輪注氣量160×104m3，燜井時(shí)間30 d，開井時(shí)間180 d，配產(chǎn)180 m3/d。

3.2.2注氣吞吐方案對(duì)比

3.2.2.1水體能量

在同等注氣條件下，對(duì)比不同水體能量（水體倍數(shù)為3.43～1 000.00）時(shí)油井注氣吞吐增油效果，數(shù)值模擬結(jié)果見圖3。從圖可以看出，水平井和直井注氣吞吐10輪次的階段采出程度分別提高3.00～4.80百分點(diǎn)和1.70～3.70百分點(diǎn)。具體情況如下：

水平井注氣吞吐時(shí)，水體倍數(shù)小于100條件下，油藏注氮?dú)庠鲇偷闹饕饔脵C(jī)理是補(bǔ)充地層能量；水體倍數(shù)大于100條件下，注氮?dú)庠鲇椭饕峭ㄟ^壓錐實(shí)現(xiàn)的；油藏水體倍數(shù)大于100之后，增油效果略有變差的趨勢，但整體采出程度可以提高3.30～4.10百分點(diǎn)（見圖3a）。

直井注氣吞吐時(shí)，水體倍數(shù)小于20條件下，直井注氣吞吐效果較差，采出程度提高2.00百分點(diǎn)以下，主要是直井控油面積有限，加之同等注氣條件下，水體能量的補(bǔ)充未達(dá)到生產(chǎn)條件；水體倍數(shù)大于100之后，數(shù)值模擬結(jié)果顯示油井的采出程度可以提高3.30～3.60百分點(diǎn)，具有較好的增油效果（見圖3b）。

3.2.2.2井眼軌跡距構(gòu)造高部位的距離

針對(duì)水平井注氣吞吐的情況，在機(jī)理模型的基礎(chǔ)上，通過改變水平段完井井深，來研究水平段位置距構(gòu)造高部位距離對(duì)注氮?dú)馔掏绿岣卟墒章市Ч挠绊?。研究的假設(shè)條件仍為油藏的底水突破之后，即油井高含水之后再進(jìn)行注氮?dú)夥腔煜囹?qū)的情況。結(jié)果表明，水平段位置距構(gòu)造高部位距離越大，注氮?dú)庑Ч胶?，這主要是由于構(gòu)造高部位“閣樓油”的剩余儲(chǔ)量較大所致。注氣吞吐效果對(duì)比情況見表3。

圖3　水體倍數(shù)對(duì)采出程度的影響

表3　不同井眼軌跡注氮?dú)夥腔煜囹?qū)效果的對(duì)比

3.2.2.3地層傾角

在強(qiáng)底水條件下，對(duì)比研究不同地層傾角對(duì)驅(qū)油效果的影響。結(jié)果顯示，地層傾角分別為10°，15°，20°時(shí)，注氮?dú)夥腔煜囹?qū)可提高采收率依次為4.10，4.20，4.40百分點(diǎn)。伴隨地層傾角的增加，該類型油藏采出程度的提高幅度有所增加，但變化不大。

綜上分析，在強(qiáng)底水、油井高含水條件下，進(jìn)行注氮?dú)夥腔煜囹?qū)有助于動(dòng)用油藏構(gòu)造高部位“閣樓油”。

4　實(shí)例應(yīng)用

選用英買321白云巖油藏的一口水平井（YM321-HX井）進(jìn)行注氮?dú)鈹?shù)值模擬研究。該井控制含油面積0.49 km2，控制儲(chǔ)量28.50×104t，其中“閣樓油”儲(chǔ)量約4.00×104t，水體倍數(shù)約為277，天然水體能量充足，水體活躍。注氮?dú)夥腔煜囹?qū)方案重點(diǎn)考慮注氣量、注氣速度、燜井時(shí)間、日配產(chǎn)4個(gè)方面，綜合對(duì)比增油量、方氣換油率、含水率變化等指標(biāo)，考慮注氣過程中氣頂?shù)闹饾u形成，選擇遞減式注入方案進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)。注氣方案設(shè)計(jì)每輪次日注氣量8×104m3，燜井時(shí)間30 d，開井時(shí)間180 d，配產(chǎn)70 m3/d。每輪次注氣時(shí)間和注氣量見表4。模擬結(jié)果顯示，注氣10輪次可增加油量12 259 t，采出程度提高4.30百分點(diǎn)。

表4　YM321-HX井遞減式注氣吞吐方案

5　結(jié)論

1）同等油藏條件下，水平井注氮?dú)馔掏滦Ч麅?yōu)于直井，水體倍數(shù)大于100之后，注氮?dú)馔掏滦Ч凶儾畹内厔?，但整體采出程度可以提高3.30~4.10百分點(diǎn)，能夠有效動(dòng)用構(gòu)造高部位“閣樓油”，注氮?dú)夥腔煜囹?qū)技術(shù)可以嘗試在同類型油藏進(jìn)行推廣應(yīng)用。

2）英買力油田白云巖油藏水平井注氮?dú)夥腔煜囹?qū)數(shù)值模擬研究表明，在水體倍數(shù)大于100（實(shí)際為277）條件下，油井階段采出程度可以提高4.30百分點(diǎn)，應(yīng)選取該類型油藏的典型井進(jìn)行礦場試驗(yàn)，以便于后續(xù)進(jìn)行注氮?dú)夥腔煜囹?qū)技術(shù)的深入研究。

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（編輯史曉貞）

Numerical simulation of immiscible nitrogen flooding for dolomite reservoirs with strong bottom water

CAO Peng1，2，ZHU Yongfeng3，DAI Chuanrui1，2，CUI Shiti3，YAN Xiaofang1，2
（1.Hangzhou Research Institute of Geology，PetroChina，Hangzhou 310023，China；2.Key Laboratory of Carbonate Reservoirs，CNPC，Hangzhou 310023，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China）

The YM321 reservoir has been into the development stage in Tarim Basin，and the reservoir rock is mainly dolomite.This reservoir has strong aquifer energy，and there are many horizontal wells with high water cut，which have the problem of finding water producer and plugging problem，and the development effect gradually become worse.Plentiful of oil that water flooding cann′t sweep remains in the high structure.This paper mainly researches the remained oil through reservoir engineering method and reservoir numerical simulation technique.Research demonstrates that the remained oil can be displaced by injecting nitrogen under strong aquifer energy.The recovery can be increased about 3.30%-4.10%and 3.30%-3.60%by ten cycles of injection nitrogen puff and puff for horizontal wells and vertical wells respectively.The effect is quite remarkable.

aquifer energy；nitrogen injection；immiscible displacement；EOR

國家科技重大專項(xiàng)課題“海相碳酸鹽巖沉積與有效儲(chǔ)層大型化發(fā)育機(jī)理與分布研究”（2011ZX5004-002）；中國石油集團(tuán)重大科技專項(xiàng)課題“深層規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因與有利儲(chǔ)集區(qū)評(píng)價(jià)”（2014E-32-02）

TE341

A

10.6056/dkyqt201602015

2015-09-18；改回日期：2016-01-14。

曹鵬，男，1985年生，工程師，碩士，目前主要從事油氣藏工程及相關(guān)研究工作。E-mail：caop_hz@petrochina.com.cn。

引用格式：曹鵬，朱永峰，戴傳瑞，等.強(qiáng)底水白云巖油藏注氮?dú)夥腔煜囹?qū)數(shù)值模擬［J］.斷塊油氣田，2016，23（2）：202-205. CAO Peng，ZHU Yongfeng，DAI Chuanrui，et al.Numerical simulation of immiscible nitrogen flooding for dolomite reservoirs with strong bottom water［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：202-205.