塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣及注泡沫提高采收率研究

苑登御，侯吉瑞,4，王志興，蘇 偉，趙大鵬

(1.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究院，北京 102249；2.中石油三次采油重點實驗室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京 102249；3.中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；4.中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室，北京 102249)

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塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣及注泡沫提高采收率研究

苑登御1,2,3，侯吉瑞1,2,3,4，王志興1,2,3，蘇 偉1,2,3，趙大鵬1,2,3

(1.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究院，北京 102249；2.中石油三次采油重點實驗室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京 102249；3.中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；4.中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室，北京 102249)

塔河油田開中后期，面臨儲層天然能量不足，注水開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)期短、油井含水率高及采收率偏低等問題針對這些問題。本文利用制作的三維立體仿真模型進(jìn)行了注N2驅(qū)與注N2泡沫驅(qū)提高采收率效果評價實驗。結(jié)果表明氣水交替驅(qū)可提高采收率25.93%,高于恒速N2驅(qū)的23.46%，這是由于氣水交替注入不僅有注N2補充能量的作用,還有注水壓錐的效果、同時增加抬升油氣界面的速度，延緩了氣竄。但恒速N2泡沫驅(qū)與泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)的提高采收率分別為28.59%和26.54%，明顯高于N2驅(qū)，這是因為泡沫破裂后N2可以啟動閣樓油,而表面活性劑能夠剝離油膜，起到乳化、攜帶游離油滴的作用,所以N2泡沫驅(qū)是更為有效的提高縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率的技術(shù)手段。

縫洞型碳酸鹽巖油藏 氮氣驅(qū) 氮氣泡沫驅(qū) 提高采收率

0 引言

碳酸鹽巖油氣田是全球油氣最重要的組成部分，而縫洞型油藏在碳酸鹽巖油藏中的比例超過30%,其中90年代發(fā)現(xiàn)的塔里木盆地超億噸級的塔河油田(江懷友等,2008;羅平等,2008;段毅等,2009),正逐漸成為我國油氣發(fā)展的主戰(zhàn)場，也使得碳酸鹽巖縫洞型油藏的研究倍受人們的關(guān)注。塔河4區(qū)奧陶系油藏是典型的碳酸鹽巖縫洞油藏(李培廉,2003;竇之林,2012)，這類油藏主要由尺寸不等的的大尺寸溶洞以及連通各溶洞的裂縫網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)組成，其特點是裂縫、溶洞非常發(fā)育，流體存儲于縫洞中，基質(zhì)基本不具備儲滲能力(王敬等,2012;Yuanetal.,2015;苑登御等,2015)。該類儲層開發(fā)時一般以縫洞單元為基礎(chǔ)(張洪波,2010;張君峰等,2014)，采用滾動開發(fā)模式，先動用儲量較高的區(qū)域,再動用儲量中等區(qū)域,對于儲量較低的區(qū)域進(jìn)行項目評價，暫時不動用(陳志海,2005;竇之林,2013)。但注水開發(fā)中后期常表現(xiàn)出較短的穩(wěn)產(chǎn)期、油井迅速水淹、產(chǎn)量迅速遞減以及采收率較低等問題(Liuetal.,2012;榮元帥等,2013;趙艷艷等,2013;李海波等,2014)。

目前大多數(shù)的室內(nèi)研究都是通過制作二維可視化模型、小巖心模型或者填砂模型來研究水驅(qū)后剩余油分布(李俊等,2008;李俊健等,2009;王雷等,2011)，這類模型有一定的局限性，無法真實的反應(yīng)裂縫溶洞空間分布特征，只能從一個維度來展示流體流動，不能真實的反應(yīng)地層流體流動特征。為了減小平面模型邊界效應(yīng)的影響，并考慮流體在真實地層下的流動規(guī)律，本文設(shè)計只做了三維立體仿真模型，開展水驅(qū)后注氮氣驅(qū)和注氮氣泡沫驅(qū)提高采收率效果評價實驗，以期為現(xiàn)場生產(chǎn)實踐提供理論支持。

1 模型設(shè)計與制作

根據(jù)塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏S48部分井組S48、T401、TK411、TK426、TK467地址資料(苑登御等，2015)，結(jié)合相似性理論研究(李海波等，2014)，簡化邊界內(nèi)部的部分孤立裂縫或溶洞，以洞徑為基準(zhǔn)，分層等比例縮放到6塊圓餅狀人造膠結(jié)碳酸鹽巖巖心上，巖心尺寸為：直徑45cm，厚度5cm(圖1)。用不銹鋼環(huán)將巖心封裝組合，使其形成一個立體空間結(jié)構(gòu)的三維縫洞型油藏模型，為了還原實際儲層的充填效應(yīng)，在封裝過程中將石英砂灌入模型底部三層，最后用螺絲進(jìn)行加壓固定。巖心縫洞結(jié)構(gòu)設(shè)計當(dāng)中需要注意的是，每層巖心溶洞之間由裂縫連通，相鄰的兩層巖心之間至少有一對溶洞或者一對裂縫或者一個溶洞與裂縫相互導(dǎo)通，其內(nèi)部縫洞結(jié)構(gòu)如圖2所示。模型設(shè)了五口采油井，封裝完畢后模型實物圖如圖3所示。

圖1 巖心實物圖

圖2 三維立體模型內(nèi)部縫洞結(jié)構(gòu)示意圖

圖3模型封裝示意圖

2 實驗

2.1 實驗器材

①物理模型系統(tǒng)

物理模型系統(tǒng)由三維立體模型主體以及底水管線和產(chǎn)油管線組成。

②驅(qū)替及注入系統(tǒng)

驅(qū)替及注入系統(tǒng)由裝有原油、地層水等的若干活塞式中間容器、恒壓恒速計量泵以及高純N2瓶組成?；钊街虚g容器容量為2L，工作壓力為0～32MPa。恒壓恒流泵工作壓力為0～30MPa流速范圍為0.01mL·min-1～9.99mL·min-1；高純N2純度為99.9%,該系統(tǒng)可以為模型提供飽和水、飽和油、底水驅(qū)替及轉(zhuǎn)注水、轉(zhuǎn)注N2等實驗。

③油水計量及壓力監(jiān)測系統(tǒng)

油水計量及壓力監(jiān)測系統(tǒng)主要由量筒和壓差傳感器組成。

④數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)

數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括計算機(jī)、氣體流量計、實驗控制臺，該系統(tǒng)用來控制實驗運行，定時測量和溫度控制工作并對對圖像監(jiān)測數(shù)據(jù)進(jìn)行存儲及處理。

2.2 實驗材料

根據(jù)塔河油田地層流體條件以及實驗要求選擇：①實驗用油：塔河油田脫水脫氣原油與航空煤油按比例混合配制的模擬油(45℃下粘度為23.9mPa·s)；②實驗用水：模擬地層水(礦化度為200000mg/L，45℃條件下模擬水粘度0.93mPa·s，密度1.032g/mL)；實驗用氣：高壓氮氣，純度為99.99%；發(fā)泡劑：十二烷基硫酸鈉，配液濃度為0.3%；實驗溫度：45℃；實驗壓力：0.5MPa

2.3 實驗方案

由于底水能量不足，在水驅(qū)實驗后(包括底水驅(qū)替和轉(zhuǎn)注水驅(qū)替)，進(jìn)行注氮氣驅(qū)和注氮氣泡沫驅(qū)提高采收率實驗。

(1)注氮氣提高采收率實驗

兩種注氣方式： A1連續(xù)注氮氣驅(qū)和A2氣水交替驅(qū)。表1所示為實驗方案：

表1 注氮氣提高采收率效果評價實驗方案Table 1 Schemes of EOR effect evaluation experiment of N2 injection

(2)注氮氣泡沫提高采收率實驗

兩種注氣方式： A1連續(xù)注氮氣泡沫驅(qū)和A2氮氣泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)。 表2所示為實驗方案：

表2 注氮氣泡沫提高采收率效果評價實驗方案Table 2 Schemes of EOR effect evaluation experiment of N2 foam flooding

3 結(jié)果與討論

3.1 注氮氣提高采收率實驗效果評價

3.1.1 連續(xù)注氮氣驅(qū)提高采收率實驗A1:

圖4所示為水驅(qū)后連續(xù)注氮氣驅(qū)實驗結(jié)果，總采收率提高了23.46%。

圖4 采收率隨累計注入量變化關(guān)系

注水開發(fā)之后，剩余油主要以閣樓油和自鎖油的形式存在(Yuanetal.,2015)，轉(zhuǎn)注氣后，由于油氣密度差異，注入的氮氣向上運移到構(gòu)造高部位，頂替縫洞單元頂部的閣樓油，使其向下運移形成新的富集油區(qū)，同時油水流場也重新分布；被啟動的剩余油在氮氣和底水的共同作用下不斷被推向生產(chǎn)井井底，然后被采出，從而大幅度地提高了采收率。其中，TK411井提高采收率幅度最大，為10.73%，TK426井提高采收率幅度次之，提高了5.41%；S48井和T401井提高相對較少，分別為3.68%和3.64%；轉(zhuǎn)注氣階段總采收率達(dá)到了59.36%，相比注水提高了23.46%。

3.1.2 氣水交替驅(qū)提高采收率實驗A2:

圖5所示為水驅(qū)后氣水交替驅(qū)實驗結(jié)果，總采收率提高了25.93%。

圖5 采收率隨累計注入量變化關(guān)系

與注氣開發(fā)相比，氣水交替驅(qū)可以使油藏壓力產(chǎn)生波動，首先注入的氣體能夠驅(qū)替構(gòu)造高部位的閣樓油和部分自鎖油；而交替注入的水則有注水壓錐的效果，同時增加抬升油氣界面的速度，延緩了氣竄，最終采收率高于連續(xù)注氣驅(qū)。氣-水交替驅(qū)提高采出程度達(dá)到25.93%，高于恒速注氣的23.46%。其中TK411井提高采收率幅度最大為11.49%，TK426井提高采收率幅度次之，為5.96%；S48井和T401井相對較少，分別為4.28%和4.20%。表3所示為實驗A1與A2的采收率對比。

對比分析兩種注氣方式，連續(xù)注氣可提高采出程度達(dá)23.46%，使最終總采出程度達(dá)到59.36%；氣-水交替注入可提高采出程度達(dá)25.93%，使最終總采出程度達(dá)到61.85%，可知氣水交替驅(qū)提高幅度明顯大于連續(xù)注氣驅(qū)。氮氣具有較強的壓縮性及較強的膨脹能，注入的氮氣可以保持地層壓力，使地層壓力重新分布，改變流體流動方向。同時，由于氮氣密度低于油水密度，注入的氮氣在構(gòu)造高部位可以形成人工氣頂，驅(qū)掃水驅(qū)不能觸及的油藏頂部，從而驅(qū)替頂部的閣樓油和自鎖油向下移動形成新的剩余油富集區(qū)。由于氮氣流動能力比水強，其能夠克服毛管力和粘滯阻力，在壓力作用下可以進(jìn)入水難以進(jìn)入的位置，如低滲透含油裂縫，氮氣占據(jù)了原來被油占據(jù)的裂縫空間，使低滲裂縫油流入高滲透率的溶洞中，使油藏中油、氣、水重新分布，進(jìn)一步提高波及體積。而在地層條件下，氮氣與原油接觸后一般會部分溶于原油中，使原油體積膨脹，從其滯留空間溢出并流入裂縫通道成為可流動油；并且原油粘度在一定程度上有所降低，改善流度比，增加原油的流動能力。而氣水交替驅(qū)不僅有氮氣驅(qū)的優(yōu)勢，還有注水壓錐的效果、同時增加抬升油氣界面的速度，延緩了氣竄，從而使氣體得利用率得到提升，因此氣-水交替驅(qū)的效果優(yōu)于連續(xù)注氣驅(qū)。

3.2 注氮氣泡沫提高采收率效果評價

3.2.1 連續(xù)注氮氣泡沫驅(qū)提高采收率實驗B1:

圖6所示為水驅(qū)后注連續(xù)泡沫驅(qū)實驗結(jié)果，總采收率提高了28.59%。

在TK467井注氮氣泡沫后，短時間內(nèi)各井產(chǎn)油量上升。一直進(jìn)行泡沫驅(qū)直到各井不出油為止，模型最終采收率為64.51%。各井最終采收率也得到了較大提高，TK411、TK426、T401、S48和分別提高了11.97%、6.68%、5.00%和4.94%。

表3 實驗A1與A2的采收率對比Table 3 Recovery comparison between experiment A1 and A2

圖6 采收率隨累計注入量變化關(guān)系

3.2.2 泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)提高采收率實驗B2:

圖7所示為水驅(qū)后注連續(xù)泡沫驅(qū)實驗結(jié)果,總采收率提高26.54%。

圖7 采收率隨累計注入量變化關(guān)系

相比實驗B1的最終采收率有所下降，氮氣泡沫斷塞(0.15PV)+后續(xù)水驅(qū)最終采收率為62.54%，各井提高采收率(TK411、TK426、T401、S48)為 11.49%、6.20%、4.40%、4.45%。盡管實驗B2提高采收率效果不如實驗B1，但注泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)的泡沫注入量小于連續(xù)泡沫驅(qū)，故綜合考慮各方面因素例如經(jīng)濟(jì)性，泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)也可作為較好的提高采收率方法。表4所示為實驗B1與B2的采收率對比。

泡沫驅(qū)機(jī)理主要包括擴(kuò)大宏觀波及體積和提高微觀洗油效率。泡沫體系的流動阻力要遠(yuǎn)大于液體的流動阻力，當(dāng)氣泡占據(jù)一定的流動空間后，在氣阻效應(yīng)的影響下原有流動通道被堵住，迫使原來不動流體發(fā)生運移。泡沫具有遇油溶解，遇水穩(wěn)定的特征，在一定的程度上改善了吸水剖面，進(jìn)一步提高波及效率。同時，泡沫體系中的表面活性劑能夠降低油水界面張力，提高洗油效率。

(1)啟動“閣樓油”擴(kuò)大波及體積

為了更好地描述泡沫驅(qū)啟動“閣樓油”擴(kuò)大波及體積的機(jī)理，李海波等(李海波等,2014)利用制作的二維可視化模型進(jìn)行了底水驅(qū)后注氮氣泡沫啟動剩余油研究，并用示意圖(圖8)對該過程進(jìn)行分析。圖中黑色部分代表原油，白色部分代表氣體，灰色部分代表泡沫。

如圖8a所示，泡沫驅(qū)過程中，泡沫首先會進(jìn)入滲透率大的流動通道。此時，縫洞單元內(nèi)的流體大致可以分為三類：穩(wěn)定泡沫區(qū)域、泡沫-油混區(qū)域和純油區(qū)域。由于泡沫的遇油不穩(wěn)定性，泡沫驅(qū)替前緣與原油接觸后發(fā)生破裂，釋放出氮氣，氮氣不易溶于原油中；由于油氣密度差異，氮氣向上運移到縫洞單元頂部，驅(qū)替出其中的剩余油；隨著泡沫不斷注入，被啟動的剩余油不斷被驅(qū)替出來，因此高滲通道內(nèi)含油飽和度降低，泡沫不易發(fā)生破裂穩(wěn)定性增強，從而在流動通道內(nèi)堆積，對氣體起到了封堵作用，有效的抑制了氣體的竄逸(圖8b)。隨著氮氣泡沫的繼續(xù)注入，大空洞通道內(nèi)的阻力不斷增加，后續(xù)注入的泡沫發(fā)生轉(zhuǎn)向，在壓力作用下進(jìn)入到孤立溶洞中(圖8c)，在溶洞中重復(fù)圖8b的過程。

表4 實驗A1與A2的采收率對比Table 4 Recovery comparison between experiments A1 and A2

圖8 泡沫驅(qū)機(jī)理示意圖(李海波等,2014)

(2)提高微觀洗油效率

由于碳酸鹽巖縫洞型油藏的縫洞單元滲透率較大，底水波及區(qū)域洗油效率較高，剩余油主要以油膜形式存在，泡沫破裂后其中的表面活性劑能夠剝離油膜，起到乳化、攜帶游離油滴的能力，從而提高微觀洗油效率。

與氮氣泡沫驅(qū)對比，氮氣粘度低，流度大，易沿優(yōu)勢通道發(fā)生竄流。而在氮氣泡沫驅(qū)過程中氮氣泡沫不僅有效啟動了閣樓油和自鎖油，還抑制了氣竄，所以提高采收率程度高于氮氣驅(qū)。

4 結(jié)論

(1)根據(jù)塔河油田地址結(jié)構(gòu)制作了碳酸鹽巖三維立體仿真模型，模型夠克服平面模型邊際效應(yīng)的影響，最大程度還原流體在空間中真實流動規(guī)律，接近實際地層。

(2)三維立體仿真模型氣水交替驅(qū)可提高采收率25.93%，高于恒速注氣驅(qū)為23.46%，這是由于氣水交替注入不僅有注氮氣補充能量的作用,還有注水壓錐的效果、同時增加抬升油氣界面的速度，延緩了氣竄。

(3)三維立體仿真模型恒速泡沫驅(qū)和泡沫段塞+后續(xù)水驅(qū)的提高采收率效果均優(yōu)于氣驅(qū)效果,分別為28.59%和26.54%,這是因為泡沫破裂后氮氣可以啟動閣樓油,而表面活性劑能夠剝離油膜，起到乳化、攜帶游離油滴的能力,所以可知泡沫驅(qū)是更為有效的提高縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率的技術(shù)手段。

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Research of N2Flooding and N2Foam Flooding for EOR Fractured-Vuggy

Carbonate Reservoirs of the Tahe Oil Field

YUAN Deng-yu1,2,3,HOU Ji-rui1,2,3,4,WANG Zhi-xing1,2,3,SU Wei1,2,3,ZHAO Da-peng1,2,3

(1.ResearchInstituteofEnhancedOilRecovery,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249；

2.BasicTheoryLaboratoryofImproveOilRecoveryinLowPermeabilityOilField,Tertiaryoilrecoverykeylaboratory,CNPC,Beijing102249；

3.MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249；

4.KeyLaboratoryforMarineOilandGasExploitation,SINOPEC,Beijing102249)

When the Tahe oilfield steps into middle-late stages,it faces some problems such as lack of natural energy,short production plateau,high water cut of wells and low oil recovery.To solve these problems,this work developed three-dimensional fractured-vuggy carbonate reservoir model to conduct N2flooding and N2foam flooding for enhanced oil recovery (EOR) effect evaluation experiment.Experimental results show that water and gas (WAG) flooding can increase oil recovery by 25.92% which is higher than 23.46% of constant N2flooding.The reason is that WAG flooding could not only supply formation energy,but also suppress water coning.Meanwhile,the oil-gas interface was elevated and gas break through was delayed.The EOR of constant N2foam flooding and N2foam plug + water flooding is 28.59% and 26.54% respectively,which is higher than that of N2flooding.The reason is that when foam crashed,N2could start the attic oil and surface active agent could peel off the oil film，and emulsify and carry oil drop.Therefore N2can be regarded as a more effective EOR technology for fractured-vuggy carbonate reservoirs.

fractured-vuggy carbonate reservoir,nitrogen flooding,nitrogen foam flooding,enhanced oil recovery

2016-03-17；

2016-07-12；[責(zé)任編輯]陳偉軍。

國家重大專項(2011ZX05014-003),國家973專題(2011CB201006),國家自然科學(xué)基金(51504268),中國石油大學(xué)(北京)科研基金(2462014YJRC053)聯(lián)合資助。

苑登御(1987年-)，男，在讀博士研究生，從事提高采收率與采油化學(xué)研究。E-mai:137008985@qq.com。

TE357 [文獻(xiàn)標(biāo)示碼]A

0495-5331(2016)04-0791-08

Yuan Deng-yu,Hou Ji-rui,Wang Zhi-xing,Su Wei,Zhao Da-peng.Research of N2flooding and N2foam flooding for EOR in fractured-vuggy carbonate reservoirs of the Tahe oil field[J].Geology and Exploration,2016,52(4):0791-0798.