縫洞型油藏氮氣驅(qū)提高采收率效果及其影響因素分析

蘇偉，侯吉瑞*，鄭澤宇，趙騰，席園園

1 中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究院，北京 102249

2 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室，北京 100083

3 中國石油大學(xué)石油工程教育部重點實驗室，北京 102249

*通信作者, houjirui@126.com

縫洞型油藏氮氣驅(qū)提高采收率效果及其影響因素分析

蘇偉1,2,3，侯吉瑞1,2,3*，鄭澤宇1,2,3，趙騰1,2,3，席園園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 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室，北京 100083

3 中國石油大學(xué)石油工程教育部重點實驗室，北京 102249

*通信作者, houjirui@126.com

為了探索縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)開發(fā)后期提高采收率技術(shù)，設(shè)計并制作了滿足相似性條件的二維可視化物理模型，在此基礎(chǔ)上研究了水驅(qū)后剩余油類型、分布規(guī)律及注氮氣啟動剩余油規(guī)律，分析了注氣速度、注氣方式(恒速注氣、水氣交替、間歇注氣和脈沖注氣)和注入井別共3類因素對氮氣啟動剩余油效果的影響。實驗結(jié)果表明：縫洞型油藏水驅(qū)后剩余油類型可分為4大類：閣樓油、未波及區(qū)域剩余油、繞流油和油膜。注入的氮氣由于重力分異作用能最大限度地替換出閣樓油，大大提高最終采出程度。注入方式、注入井別和注入速度等因素對氣驅(qū)效果也有明顯影響。不穩(wěn)定注氣比常規(guī)恒流速注氣驅(qū)油效果好，水氣交替效果尤其顯著；高注低采的驅(qū)油效果明顯好于低注高采；同時，合理適中的注氣速度有助于提高采收率。

縫洞型油藏；氮氣驅(qū)；可視化物理模擬；剩余油

0 引言

縫洞型碳酸鹽巖油藏屬于古風(fēng)化殼巖溶儲層，其主要的儲集空間是大型洞穴，裂縫系統(tǒng)是有效的儲集空間，更是主要的滲流通道，基質(zhì)部分基本不具備儲油能力[1-2]。以我國塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏為例，儲層的非均質(zhì)性極其嚴(yán)重，其主要特點包括縫洞分布隨機(jī)性大，內(nèi)部結(jié)構(gòu)極不均勻，溶洞—裂縫空間配置關(guān)系復(fù)雜，內(nèi)部油水分布關(guān)系和流動特征復(fù)雜等[3-5]。這些特點使得常規(guī)砂巖儲層、孔隙性碳酸鹽巖儲層的提高采收率技術(shù)，如化學(xué)驅(qū)、微生物采油等不能適用于縫洞型碳酸鹽巖儲層。目前用于縫洞型碳酸鹽巖油藏的提高采收率技術(shù)主要以注水、注氣為主[6-8]。在開發(fā)縫洞型碳酸鹽巖油藏中，早期一般采用衰竭式開采或依靠底水能量開采，之后注水驅(qū)油是油田增產(chǎn)和減緩遞減的主要措施。在油田注水開采后期，儲層經(jīng)過多輪次注水后，油水界面上升，驅(qū)油效果變差[9-10]，底水能量充足的油井出現(xiàn)了底水錐進(jìn)現(xiàn)象，很多油井因高含水而關(guān)井停產(chǎn)，但是有一大部分油殘留在油井地下溶洞溢出口上部無法被采出，形成“閣樓油”。

在注N2開發(fā)油田方面，美國和加拿大等北美地區(qū)國家一直處于技術(shù)領(lǐng)先的地位。國外于20世紀(jì)70、80年代就開始了油井注N2技術(shù)研究。首先是利用天然氣和CO2來進(jìn)行現(xiàn)場試驗，取得了非常滿意的效果。但由于天然氣和CO2氣體來源有限，價格昂貴，大規(guī)模現(xiàn)場應(yīng)用受到限制。20世紀(jì)80年代隨著制氮技術(shù)的發(fā)展，美國恩克河油田、委內(nèi)瑞拉馬拉開波油田以及加拿大都大規(guī)模地開展了油井注N2技術(shù)應(yīng)用[11]。我國礦場研究方面，雁翎油田于1994年進(jìn)行注氮氣礦場先導(dǎo)性實驗[12]，累計增產(chǎn)原油20 187噸，綜合含水率下降8.81%。江漢油田于2010年在鹽間泥質(zhì)白云巖油藏進(jìn)行連續(xù)注氮氣礦場先導(dǎo)性試驗，受效井14-3井產(chǎn)油量增加、產(chǎn)出油中輕質(zhì)組分增加，起到了較好的注氣效果。N2氣驅(qū)油的主要原理是當(dāng)氣體注入地層后，在重力分異的作用下向高部位運移，逐漸占據(jù)溶洞上部空間，當(dāng)注入量較多時形成“氣頂”，驅(qū)替原油下移進(jìn)入油井而被采出。同時注氣可以補充地層能量，減緩由于地層能量下降造成的產(chǎn)量遞減以及抑制底水錐進(jìn)，從而提高原油采收率[13-16]。針對上述問題筆者設(shè)計并制作了符合相似準(zhǔn)則的縫洞型碳酸鹽巖二維可視化物理模型，在可視化條件下分析底水錐進(jìn)及轉(zhuǎn)注水水竄后剩余油的類型、分布規(guī)律和影響因素等。

1 模型設(shè)計與制作

1.1 模型相似性設(shè)計

為了使物理模擬的實驗結(jié)果更接近礦場實際條件，李海波等[17]對二維可視化縫洞模型相似性進(jìn)行了詳細(xì)分析。在碳酸鹽巖縫洞型油藏中，流動通道幾何尺度差異較大，縫洞系統(tǒng)分布非常復(fù)雜，形成了多種流動模式。而在模型設(shè)計時，同一模型無法同時滿足多個相似準(zhǔn)則，只能側(cè)重局部流體進(jìn)行相似模擬[18-19]。注水和注氣補充能量實驗中發(fā)現(xiàn)，重力分異作用對流體流動起著主要作用，而黏滯力則因縫洞型油藏中較小的滲流面積可忽略不計。因此，本文建立模型時主要針對壓力與重力的關(guān)系及注入速度與采油量的關(guān)系進(jìn)行相似性設(shè)計。

1.2 模型制作

采用可視化技術(shù)按照設(shè)計的剖面縫洞組合關(guān)系進(jìn)行刻畫，制作可視化物理模型。模型內(nèi)部主體為人造膠結(jié)巖心，是用碳酸鈣粉末與有機(jī)膠按一定比例混合，在高壓下壓制而成，巖心基質(zhì)致密，滲透率小于2×10-3μm2，模型表面為弱親油性。根據(jù)圖1(a)在巖心上刻蝕出溶洞與裂縫，使用環(huán)氧樹脂對模型進(jìn)行澆鑄密封，對密封好的模型按原先設(shè)計的位置布井。具體制作過程如下：

1)根據(jù)模型設(shè)計圖1(a)，以碳酸鈣粉末和石英砂為主要材料，加入一定比例的有機(jī)膠進(jìn)行充分混合，置于30 cm×30 cm×4 cm的正方形巖心壓制模具中。

2)根據(jù)模型設(shè)計依據(jù)，利用厚度、長度不同的金屬片及長度不同、直徑為2 mm的鋼管，嵌入模具相應(yīng)位置，得到不同長度和寬度的裂縫及高、低位置不同的兩口井。

3)巖心在5 MPa壓力下壓制30 min后，將其取出進(jìn)行自然條件下的固結(jié)。

4)按照設(shè)計好的洞體位置和大小進(jìn)行洞孔的刻畫，并且將壓制時嵌入的金屬片及鋼管取出，將直徑為1.5 mm的井嵌入預(yù)留井位，井周以環(huán)氧樹脂密封。

5)模型灌封定型，巖心定量化工作完成后，進(jìn)入到模型的灌封階段，為防止灌封的樹脂進(jìn)入縫洞結(jié)構(gòu)，使用石蠟對縫洞進(jìn)行先期的填充，在模型灌封結(jié)束后用水浴加熱的方法將石蠟除去(見圖1(b))。

2 實驗設(shè)計

2.1 實驗材料

實驗用油是根據(jù)塔河油田地層條件下原油黏度(23.4 mPa·s)，用脫氣原油和煤油配制而成的模擬油，25 ℃下黏度為24.7 mPa·s。實驗用水是按油藏采出水分析結(jié)果配制的模擬地層水，礦化度為220 g/L。分別用蘇丹紅和甲基藍(lán)將模擬地層水和模擬油染色，以便于觀察不同實驗階段油水分布規(guī)律。

2.2 實驗裝置

圖1 縫洞模型設(shè)計圖(a)和實物圖(b)Fig. 1 The designed diagram (a) and physical map (b) of the fractured-cavity model

實驗裝置(圖2)由物理模型、動力系統(tǒng)、供液系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)共4個部分組成。主要包括：恒壓恒速計量泵，工作壓力0 MPa～30 MPa，流速范圍0.01 mL/min～10 mL/min；活塞式中間容器，最大工作壓力32 MPa，容積1 L。實驗中通過連接至計算機(jī)的低壓傳感器記錄模型中的壓力變化，同時用面板光源對模型照明，通過Logitech Pro C910視頻攝像頭對整個實驗流程進(jìn)行錄像，拍攝分辨率為1 920×1 080。

2.3 實驗步驟

實驗步驟主要包括：①模型抽真空，飽和模擬油，記錄飽和油量；②安置好模型、攝像頭、壓力傳感器等，并連接相應(yīng)管線；③進(jìn)行底水驅(qū)替實驗，底水注入速度為2 mL/min，當(dāng)?shù)臀痪蕿?8%時，底水驅(qū)替結(jié)束，將低位井與注水管線相連，進(jìn)行注水補充能量實驗；④當(dāng)高位井水淹后，從低位井以1 mL/min的速度注氮氣，觀察剩余油啟動情況及分布特征；⑤一組實驗結(jié)束后將模型清洗干凈；⑥重復(fù)步驟①②③，改變注入?yún)?shù)，進(jìn)行注入?yún)?shù)優(yōu)化實驗。

3 實驗結(jié)果分析

3.1 剩余油類型及分布特征

整個實驗過程分為3個階段：1)底水驅(qū)，2)低位井轉(zhuǎn)注水補充能量，3)低位井轉(zhuǎn)注N2啟動剩余油。各階段油水分布如圖3所示，各階段生產(chǎn)動態(tài)特征如圖4所示。

可視化模型底水驅(qū)替油水流動規(guī)律及油水分布如圖3(b)所示，低位井轉(zhuǎn)注水后油水分布及剩余油類型如圖3(c)所示，低位井轉(zhuǎn)注N2后啟動剩余油規(guī)律及剩余油分布如圖3(d)所示。由圖3(a)可知，低位井連接到模型中部的3號溶洞，處于較低位置，而高位井則位于模型上部9號洞，處于較高位置。底水驅(qū)階段，底水沿著兩個底水管線從下部裂縫構(gòu)造逐漸進(jìn)入，由于油水界面張力的作用，底水入侵后在與裂縫連通的溶洞內(nèi)形成小水珠分散在油中。隨著底水的繼續(xù)入侵，進(jìn)入溶洞內(nèi)的水珠發(fā)生聚合，初步形成連續(xù)的水相，出現(xiàn)油水界面。此時底水分別沿著阻力最小的左右兩個主流通道驅(qū)替原油，其過程接近于活塞式驅(qū)替。當(dāng)?shù)姿_(dá)到低位井下方時，底水快速突進(jìn)并迅速到達(dá)井口附近，低位井見水且含水率快速上升至98%(圖4)，此時低位井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺?，高位井含水率下?圖4)。轉(zhuǎn)注水主要波及和啟動6號洞和9號洞剩余油，高位井單井增產(chǎn)但很快水竄(圖4)，注水后剩余油分布如圖3(c)所示。模型內(nèi)剩余油主要分為閣樓油、未波及區(qū)域剩余油、繞流油和油膜4類。圖3(c)中，A為閣樓油，一般分布在溶洞上方，由于油水密度差底水無法進(jìn)入溶洞的頂部區(qū)域而形成的剩余油。B為未波及區(qū)域剩余油，位于遠(yuǎn)離主流線的溶洞內(nèi)，底水沿水流通道竄逸，無法波及到的剩余油。C為繞流油，由于底水沿最低阻力方向流動形成水流通道，部分區(qū)域由于流場平衡其中的原油無法啟動，此類剩余油受油水黏度以及密度的影響。D為油膜，通常呈零星膜狀分布，位于溶洞與裂縫的壁面，受巖石表面潤濕性、原油黏度和溫度等影響。

圖2 物理模擬實驗流程Fig. 2 The experimental fl ow chart of physical experiments

圖3 不同驅(qū)替階段油水分布Fig. 3 Oil/water distribution at different displacing stages

圖4 底水驅(qū)、轉(zhuǎn)注水和注氮氣階段生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig. 4 The production performance with bottom water injection, water injection and N2injection

當(dāng)高位井水淹后低位井轉(zhuǎn)注氣，氣體首先占據(jù)3號洞頂部，頂替“閣樓油”進(jìn)入流動通道，進(jìn)入6號洞，由于氮氣密度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于油水密度，在重力分異作用下，氣體會快速進(jìn)入7號洞和8號洞，替換閣樓油，通過裂縫進(jìn)入9號洞被采出。實驗結(jié)束后，仍有部分剩余油殘留在縫洞連通性較差、以及非主流通道的區(qū)域。注入氮氣能啟動溶洞頂部殘留的閣樓油，繞流油和油膜等剩余油由于氮氣流度大而無法波及。

3.2 剩余油影響因素分析

(1)注氣速度

注水之后，進(jìn)行縫井(低位井)注氣實驗，首先考察注氣速度對剩余油的影響。不同注氣速度下的驅(qū)替過程如圖5所示。從低位井注氣，注入的氣體首先占據(jù)3號洞頂部閣樓空間，然后隨著裂縫波及到7號洞。當(dāng)注入速度較低時(1 mL/min和3 mL/min)時，注入氣體能量較小，氣體在重力分異作用下通過8、9號洞頂部通道驅(qū)替模擬油進(jìn)入高位井；當(dāng)注入速度較大時(6 mL/min和12 mL/min)，氣體除了波及到模型頂部通道外，還可以部分波及到6號洞內(nèi)的模擬油，在一定程度上可以提高采收率；但是若氮氣注入速度過大時(20 mL/min)，由于在6號洞中的流動阻力較低，氣體優(yōu)先選擇6號洞通道驅(qū)替模擬油進(jìn)入9號洞，并導(dǎo)致氣竄，使得實驗結(jié)束時8號洞中仍有油無法被采出。從氮氣換油率曲線(圖6)可以看出，注入速度越低，注氣有效期越長，整體效益較高，但是注氣見效晚，成本回收慢?？紤]到經(jīng)濟(jì)因素，注入速度不應(yīng)過低，更不應(yīng)過高。實驗結(jié)果表明，最佳注入速度范圍為6 mL/min～12 mL/min，最終提高采收率約為27.37%。

圖5 不同注氣速度油水分布對比Fig. 5 Oil/water distribution comparation with N2injection at different speeds

圖6 不同注氣速度下?lián)Q油率對比Fig. 6 Oil/gas change comparation at different N2injection speeds

(2)注氣方式

在水驅(qū)結(jié)束后，考察了恒速注氣、脈沖注氣、間歇注氣以及水氣交替等注氣方式對剩余油的影響。注氣開采早期，注入的氣體占據(jù)3號洞(圖7(a))頂部，驅(qū)替油向下運移進(jìn)入主流線。當(dāng)采油井只產(chǎn)油時，提高采收率和產(chǎn)油速率皆急劇上升，直到油井見氣，產(chǎn)油速率才快速下降，提高采收率變得較為平緩。由圖8可以看出，恒速注氣見氣后快速氣竄，其產(chǎn)油速率快速地降為0，提高采收率程度較低。水氣交替、脈沖注氣和間歇注氣等不穩(wěn)定注入方式能夠引起流場變動，擴(kuò)大注入流體在縫洞連通復(fù)雜區(qū)域的波及系數(shù)，其產(chǎn)油速率在見氣下降后波動變化，提高采收率平緩上升，但三者并不完全一致。脈沖注氣和間歇注氣是由于注入氣體流速的變化，使得橫向發(fā)育的6號洞可以被波及到(圖7黃圈區(qū)域)，但是當(dāng)氣體波及到9號洞時，由于氣體密度低、流度大，容易導(dǎo)致氣竄，在9號洞中仍有較大量的“竄流油”，此時脈沖注氣和間歇注氣失效。而水氣交替注入除了能擴(kuò)大流體波及體積外(如圖7中水氣交替注入，6號洞中水體明顯多于其他的注入方式)，注入的水還能驅(qū)替“竄流油”進(jìn)入高位井采出，所以其提高采收率程度最高。

圖7 不同注氣方式油水分布特征Fig. 7 Oil/water distribution with different ways of N2injection

圖8 不同注氣方式下采出程度對比Fig. 8 Oil recovery comparation with different ways of N2injection

(3)注入井別

在水驅(qū)結(jié)束后，使用低位井注氣與高位井注氣分別進(jìn)行實驗(圖9)。低位井注氣時，注入的氣體優(yōu)先占據(jù)3號洞頂部閣樓空間，當(dāng)氣液界面波及到3號洞與裂縫相交的地方時，氣體沿著裂縫進(jìn)入7號洞，隨后又波及到8號洞、9號洞，此后高位井見氣，并快速氣竄，實驗結(jié)束。整個驅(qū)替過程中，6號洞基本沒有被波及到，驅(qū)替過程為非活塞式驅(qū)替，6號洞存在大量的繞流油。高位井注氣時，利用氣體密度輕，占據(jù)模型頂部空間的特點，注入的氣體依次波及到9號洞、8號洞、6號洞、7號洞和3號洞，驅(qū)替過程接近活塞式驅(qū)替，能更大程度地提高采收率(見圖10)。

圖9 氮氣注入井別優(yōu)化驅(qū)替過程Fig. 9 Displacement and optimization processes of different wells with N2injection

圖10 不同氮氣注入井別下采出動態(tài)曲線Fig. 10 Production performance of different wells with N2injection

4 結(jié)論

設(shè)計并制作滿足相似條件的碳酸鹽巖縫洞型油藏二維可視化物理模型，直觀地展示了縫洞型油藏注水后的剩余油分布及類型，分析了轉(zhuǎn)注氮氣后啟動剩余油類型及規(guī)律。研究得出以下結(jié)論：

(1)對于一般縫洞連通情況的縫洞型油藏，水驅(qū)后剩余油類型可分為4大類：閣樓油、未波及區(qū)域剩余油、繞流油和油膜。

(2)縫洞型油藏注入的氮氣由于重力分異作用能最大限度地替換出閣樓油，不能波及并替換出未波及區(qū)域剩余油、繞流油和油膜。

(3)采用不穩(wěn)定注氣比常規(guī)恒流速注氣效果好，通過改變流場，提高注入流體的波及系數(shù)，可以提高最終采出程度，其中水氣交替提高采收率程度最大。

(4)高注低采的驅(qū)油效果明顯好于低注高采。同時存在一個適中的氣體注入速度。過高的氮氣注入速度可能會產(chǎn)生繞流、氣竄等問題，降低注氣驅(qū)油效果。過低的注氣速度也會出現(xiàn)注氣見效慢、經(jīng)濟(jì)效益差等問題。

[1] ZHANG K, WANG D. Types of karst-fractured and porous reservoirs in China carbonates and the nature of the Tahe Oil fi eld in the Tarim Basin[J].ACTA GEOLOGICA SINICA-ENGLISH EDITION, 2004, 78(3): 866-872.

[2] LV A M, YAO J, WANG W. Characteristics of oil-water relative permeability and in fl uence mechanism in fractured-vuggy medium[J].Procedia Engineering, 2011, 18: 175-183.

[3] 侯吉瑞, 李海波, 姜瑜, 等.多井縫洞單元水驅(qū)見水模式宏觀三維物理模擬[J]. 石油勘探與開發(fā), 2014, 41(6): 717-722.[HOU J R, LI H B, JIANG Y, et al. Macroscopic three-dimensional physical simulation of water fl ooding in multi-well fracture-cavity unit [J].Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(6): 717-722.]

[4] 李小波, 李新華, 榮元帥, 等. 地震屬性在塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏連通性分析及其注水開發(fā)中的應(yīng)用[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2014, 21(6): 65-67.[LI X B, LI X H, RONG Y S, et al. The seismic attribute characterization of fracture-vuggy carbonate reservoir connectivity and its application in water fl ood development [J]. Petroleum Geology and Recovery Ef fi ciency, 2014, 21(6): 65-67.]

[5] 榮元帥, 李新華, 劉學(xué)利, 等. 塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏多井縫洞單元注水開發(fā)模式[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2013, 20(2): 58-61.[RONG Y S, LI X H, LIU X L, et al. Discussion about pattern of water fl ooding development in multi-well fracture-cavity units of carbonate fracture-cavity reservoir in Tahe oil fi eld[J]. Petroleum Geology and Recovery Ef fi ciency, 2013, 20(2): 58-61.]

[6] 劉中春. 塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率技術(shù)途徑[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2012, 19(6): 66-68.[LIU Z C. Enhanced oil recovery in Tahe karstic/fractured carbonate reservoir[J]. Petroleum Geology and Recovery Ef fi ciency, 2012, 19(6): 66-68.]

[7] 苑登御, 侯吉瑞, 宋兆杰, 等. 塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水方式優(yōu)選及注氣提高采收率實驗[J]. 東北石油大學(xué)學(xué)報, 2015,39(6): 102-110.[YUAN D Y, HOU J R, SONG Z J, et al. Optimization of water fl ooding and gas injection experiment to improve oil recovery in fractured-vuggy carbonate reservoir in Tahe oil fi eld[J]. Journal Of Northeast Petroleum University, 2015, 39(6): 102-110.]

[8] 李陽. 塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)理論及方法[J]. 石油學(xué)報, 2013, 34(1): 116-117.[LI Y. The theory and method for development of carbonate fractured-cavity reservoirs in Tahe Oil fi eld [J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(1): 116-117.]

[9] 李培廉, 張希明, 等. 塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)[M]. 石油工業(yè)出版社, 2003, 6.[LI P L, ZHANG X M, et al. The development of Tahe Oil fi eld Ordovician carbonate reservoir[M]. Petroleum Industry Press, 2003, 6.]

[10] 竇之林. 塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)技術(shù)[M]. 北京:石油工業(yè)出版社, 2012, 4.[DOU Z L. The development technology of fractured-cavity carbonate reservoirs in Tahe Oil fi eld[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2012, 4.]

[11] 李向良. 注N2氣提高低滲透油藏采收率的可行性實驗研究[D]. 成都: 西南石油大學(xué), 2006.[LI X L. The experimental research on feasibility of N2injection to improving oil recovery in low permeable reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2006.]

[12] 白鳳瀚, 申友青, 孟慶春, 等. 雁翎油田注氮氣提高采收率現(xiàn)場試驗[J]. 石油學(xué)報, 1998(4): 61-68.[BAI F H, SHEN Y Q, MENG Q C, et al. The EOR pilot test of N2injection in Yanlin Oil fi eld[J]. Acta Petrolei Sinica, 1998(4): 61-68.]

[13] 孫博. 縫洞型油藏注氣替油機(jī)理及優(yōu)化研究[D]. 成都: 西南石油大學(xué), 2014.[SUN B. Mechanisms and optimization study on gas injection replacing oil in fractured-vuggy reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2014.]

[14] 侯吉瑞, 張麗, 李海波, 等. 碳酸鹽巖縫洞型油藏氮氣驅(qū)提高采收率的影響因素[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2015, 22(5): 64-68.[HOU J R, ZHANG L, LI H B, et al. Influencing factors on EOR nitrogen flooding in fractured-vuggy carbonate reservoir[J]. Petroleum Geology and Recovery Ef fi ciency, 2015, 22(5): 64-68.]

[15] 秦山玉. 塔河油田縫洞油藏注N2替油提高采收率機(jī)理研究[D]. 成都: 西南石油大學(xué), 2014.[QIN S Y. EOR mechanism research on N2injection replacing oil in Tahe fractured-vuggy reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2014.]

[16] 惠健, 劉學(xué)利, 汪洋, 等. 塔河油田縫洞型油藏注氣替油機(jī)理研究[J]. 鉆采工藝, 2013, 36(2): 55-57.[HUI J, LIU X L, WANG Y,et al. Mechanism research on gas injection to displace the oil remaining in fracture-vuggy reservoirs of Tahe oil fi eld [J]. Drilling &Production Technology, 2013, 36(2): 55-57.]

[17] 李海波, 侯吉瑞, 李巍, 等. 碳酸鹽巖縫洞型油藏氮氣泡沫驅(qū)提高采收率機(jī)理可視化研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2014, 21(4):93-96.[LI H B, HOU J R, LI W, et al. Laboratory research on nitrogen foam injection in fracture-vuggy reservoir for enhanced oil recovery[J]. Petroleum Geology and Recovery Ef fi ciency, 2014, 21(4): 93-96.]

[18] ZUTA J, FJELDE I. Mechanistic modeling of CO2-foam processes in fractured chalk rock: Effect of foam strength and gravity forces on oil recovery[C]. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 2011, SPE 144 807.

[19] 孫揚, 杜志敏, 孫雷, 等. 注CO2前置段塞+N2頂替提高采收率機(jī)理[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2012, 3: 89-97.[SUN Y,DU Z M, SUN L, et al. Mechanism research of enhancement oil recovery by CO2slugs pushed by N2[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Natural Science Edition), 2012, 3: 89-97.]

AbstractA visualized 2D physical model was designed and fabricated according to similarity theory for researching the subsequent EOR methods after water fl ooding in fractured-cavity carbonate reservoirs. The remaining oil types and distribution after water fl ooding were fi rst studied. The mechanisms of activating the remaining oil by N2were researched later. Three factors:gas injection rate, gas injection style (continuous gas injection, WAG, gas injection at intervals and pulse gas injection) and gas injection well types in fl uence the EOR effect of N2. The experimental results showed that the remaining oil after water fl ooding could be divided into four types including attic oil, corner oil, bypass oil and oil fi lms. The injected N2could replace the attic oil as much as possible. Meanwhile, the gas injection rate, gas injection style and gas injection well have much impact on the N2EOR effect. An unstable gas injection method was better than continuous gas injection, and WAG is remarkable compared with other gas injection methods. The EOR effect of gas injection from a high positioned well was much better than that of gas injection from a low positioned well when there exists a reasonable gas injection rate. This study could provide a constructive guide for oil fi eld managers to enhance oil recovery with gas drive and also after gas drive. Meanwhile, the shape of caves, the complex fractured-cavity structure and other objective factors were realized to be important points for further study.

Keywordsfractured-cavity reservoir; N2flooding; visualized physical simulation; parameters optimization; mechanisms analysis

(編輯 馬桂霞)

The mechanisms and influencing factors analysis of activating the remaining oil by N2fl ooding in fractured-cavity reservoirs

SU Wei1,2,3, HOU Jirui3, ZHENG Zeyu1,2,3, ZHAO Teng1,2,3, XI Yuanyuan1,2,3
1 Research Institute of EOR, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China
2 Key Laboratory of Marine Facies, Sinopec, Beijing 100083, China
3 State Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China

2016-11-03

國家科技重大專項“縫洞型碳酸鹽巖油藏提高開發(fā)效果技術(shù)——補充能量注入體系優(yōu)選實驗研究”(2011ZX05014-003)和國家“973”項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率基礎(chǔ)研究——提高采收率方法研究及優(yōu)化”(2011CB201006)聯(lián)合資助

蘇偉, 侯吉瑞, 鄭澤宇, 趙騰, 席園園. 縫洞型油藏氮氣驅(qū)提高采收率效果及其影響因素分析. 石油科學(xué)通報, 2017, 03: 390-398

SU Wei, HOU Jirui, ZHENG Zeyu, ZHAO Teng, XI Yuanyuan. The mechanisms and in fl uencing factors analysis of activating the remaining oil by N2fl ooding in fractured-cavity reservoirs. Petroleum Science Bulletin, 2017, 03: 390-398. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2017.03.036

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.03.036