縫洞型油藏單井注氮氣提高采收率技術(shù)政策研究

呂心瑞，呂 鐵，肖鳳英，張 慧，張 允

中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083

引言

碳酸鹽巖縫洞型油藏是中國重要油藏類型，中國西部碳酸鹽巖縫洞型油藏儲量約占探明儲量的2/3，是石油天然氣增儲上產(chǎn)的主要領(lǐng)域之一[1-2]。塔河油田是目前已發(fā)現(xiàn)的儲量規(guī)模最大的碳酸鹽巖縫洞型油藏，探明石油儲量超過13×108t，動用超過9×108t[3]。與碳酸鹽巖孔隙型、裂縫孔隙型油藏不同，縫洞型油藏受古地貌、構(gòu)造及巖溶作用共同控制，基質(zhì)儲滲條件差，為非有效儲層，儲集體類型多樣，主要為不同類型、不同尺度的巖溶縫洞，分布規(guī)律復(fù)雜，高度離散，非均質(zhì)性極強[4]。塔河老區(qū)經(jīng)過長期天然能量和注水補充能量開發(fā)，油水界面逐漸上升至井底，水淹嚴重，物理實驗、數(shù)值模擬和礦場實踐均證實，縫洞儲集體頂部仍然存在大量的剩余油[5-6]。

針對洞頂閣樓油，塔河油田礦場開展了注氮氣提高采收率試驗，通過注氣恢復(fù)了注水失效井的產(chǎn)能，首口試驗井（TK404 井）兩輪次注氮約1 600 m3，伴隨注水560 m3，增油近4 000 t，措施效果良好，由此礦場開始大規(guī)模單井注氮氣吞吐提高采收率[7-9]。眾多學(xué)者基于物理實驗、概念模型模擬對注氣提高采收率機理[9-11]、注氣效果影響因素[12-13]和注氣參數(shù)[14-15]等進行了研究，均取得一定進展。隨著礦場注氣井的增多，逐漸反映出單井注氣效果差異大，基于物理實驗或概念模型確定的注氣方式、單一注采參數(shù)不適合所有注氣井，需要針對單井油藏地質(zhì)特征有針對性地制定合理注氮氣提高采收率技術(shù)政策。

因此，針對此類油藏強非均質(zhì)性及單井地質(zhì)特征各不相同的特點，分析注氣井見效特征及影響注氣效果主要因素，提出按照“一井一策”的方式建立單井注氮氣提高采收率技術(shù)政策，并以塔河TA1 井為例闡述構(gòu)建方法和流程。通過縫洞體預(yù)測和描述，明確儲集體發(fā)育模式和分布規(guī)律；采用“先分類、再融合”的方法構(gòu)建單井精細地質(zhì)模型，定量表征單井油藏強非均質(zhì)性；基于數(shù)值模擬擬合生產(chǎn)歷史，再現(xiàn)油藏開發(fā)歷程，描述剩余油分布特征；采用組分模型模擬注氣開發(fā)過程，優(yōu)化注氣時機、注氣方式、周期注氣量、注氣輪次、燜井時間、注氣速度、采液強度等參數(shù)，建立合理注氣提高采收率技術(shù)政策。該技術(shù)政策為TA1 井注氣方案編制和礦場實施提供了參考依據(jù)，方法推廣到不同巖溶背景注氣井均取得了較好的效果。

1 TA1 井油藏地質(zhì)特征

TA1 井位于塔河油田西部，完鉆層位為中下奧陶統(tǒng)鷹山組，地貌上處于構(gòu)造緩坡形態(tài)，見圖1a。井周斷裂發(fā)育，屬北東向大斷裂西部的次級斷裂區(qū)，斷層平面延伸長度較短，一般2～8 km，垂直斷距小于10 m。

TA1 井一間房組巖芯表明（圖1b），巖性為泥晶灰?guī)r或砂屑泥晶灰?guī)r，巖芯微裂縫及小溶孔發(fā)育、含油性較好。上部一間房組測井解釋縫洞型儲集體5 段，厚度13 m，平均孔隙度3.7%；裂縫型儲集體6段，厚度31 m；下部鷹山組酸壓井段測井解釋縫洞型儲集體3 段，厚度28 m，平均孔隙度2.1%；裂縫型儲集體6 段，厚度52 m，裂縫較一間房組更發(fā)育。基于地質(zhì)認識建立如圖1c 所示的儲集體發(fā)育地質(zhì)模式，井周圍發(fā)育有不同尺度的溶洞、裂縫及溶蝕裂縫--孔洞，儲集體發(fā)育受控于次級斷裂，發(fā)育方向與斷裂走向一致，為典型的斷控巖溶型儲層。

TA1 井裸眼酸壓完井，酸壓井段6 682～6 770 m，酸壓曲線顯示壓后溝通較大縫洞儲集體。該井注水替油效果差，注氣前累產(chǎn)油4.43×104t，主產(chǎn)層為鷹山組，其次為一間房組。原油70°C時運動黏度367 mPa·s，屬稠油；關(guān)井測靜壓獲得中深靜壓73.75 MPa，壓力梯度1.09 MPa/hm；靜溫141.27°C。溫度梯度2.10°C/hm，屬正常溫壓系統(tǒng)。

2 建模數(shù)模一體化剩余油分析

基于TA1 井的油藏地質(zhì)特征及儲集體發(fā)育模式，采用“分類建模、分類數(shù)?！钡姆椒?，再現(xiàn)油藏開發(fā)歷程，定量分析剩余油類型及分布規(guī)律。

2.1 縫洞體分類精細建模

油藏的強非均質(zhì)性導(dǎo)致單井的控制范圍判斷難度大，采用動靜態(tài)分析相結(jié)合的方法進行邊界判別，利用試井和生產(chǎn)動態(tài)分析判斷壓力波及范圍，隨著油井的生產(chǎn)，壓力波不斷往外傳播，當壓力波傳播到某一條邊界時，表現(xiàn)出相應(yīng)的邊界特征，根據(jù)該時間確定油井距相應(yīng)邊界的距離，依次確定4條邊界距油井的距離，結(jié)合靜態(tài)特征該井偏西南方約500 m 左右為大斷層，北部方向約550 m 處為縫洞單元邊界，與同一單元內(nèi)TA3 井連通較好，取1/2 井距，以此確定如圖2a 所示的井控范圍，作為該井建模邊界。

根據(jù)TA1 井鉆遇儲集體發(fā)育規(guī)律，分別以地震兩個強反射界面T74 和T76 作為頂、底面，鷹山組和一間房組分界面將油藏分為兩個儲集體發(fā)育層（圖2b）；在第1 層縱向采用約1.5 m 設(shè)計網(wǎng)格，在第2 層縱向采用約3.0 m 設(shè)計網(wǎng)格，平面網(wǎng)格大小均為15 m×15 m（圖2c）。調(diào)整層位與斷層關(guān)系，建立構(gòu)造模型，并進行整體網(wǎng)格劃分，網(wǎng)格總數(shù)量達50.5×104個。

圖2 TA1 井控邊界及構(gòu)造網(wǎng)格劃分Fig.2 Well control boundary and structure cell gridding

采用先分類、再融合的方法建立該井儲集體模型[16]。井區(qū)發(fā)育大尺度斷控溶洞，在地震剖面上呈“強串珠”反射特征，振幅異常值較大，采用能量屬性預(yù)測大尺度斷控溶洞分布，垂向上較發(fā)育，平面上主要沿斷裂分布，利用井點識別結(jié)果標定地震預(yù)測屬性，確定斷控溶洞門檻值，結(jié)合巖溶發(fā)育模式進行修正，建立如圖3a 所示的大尺度斷控溶洞模型。井區(qū)發(fā)育的小尺度斷控裂縫--孔洞型儲集體，地震響應(yīng)呈雜亂弱反射特征，利用地震梯度結(jié)構(gòu)張量屬性預(yù)測裂縫孔洞的分布，基于測井解釋裂縫--孔洞型儲層標定地震預(yù)測結(jié)果，刻畫裂縫--孔洞儲集體分布，建立如圖3b 所示的小尺度斷控裂縫孔洞儲集體模型。根據(jù)該區(qū)斷層解釋分析，斷裂主要走向為北西向，基于斷層特征提取螞蟻體屬性，結(jié)合人工解釋斷層和螞蟻追蹤裂縫，確立15 條大、中尺度裂縫，利用確定性建模方法建立離散裂縫網(wǎng)絡(luò)，并將其粗化到TA1 井，得到如圖3c 所示的裂縫等效模型。將儲集體之外部分作為如圖3d 所示的基質(zhì)。在分類儲集體建模的基礎(chǔ)上，按照巖溶成因順序確定“大斷裂→斷控溶洞→斷控裂縫→孔洞→基質(zhì)”的融合原則，將分類模型融合為如圖3e 所示的模型。根據(jù)儲集體模型分別采用巖溶相控和等效的方法得到分類儲集體孔隙度模型，最終進行融合得到如圖3f 所示的三維孔隙度分布模型。

圖3 TA1 井精細地質(zhì)模型Fig.3 Refine geological model of Well TA1

2.2 油藏分類數(shù)值模擬

縫洞型油藏數(shù)值模擬具有特殊性，裂縫是主要的流動通道，流體在未充填的大尺度溶洞中的流動近似于油水界面均勻抬升[17]。利用Eclipse 通過設(shè)置相滲曲線模擬大尺度溶洞中的重力分異現(xiàn)象，采用局部網(wǎng)格加密的方法刻畫大裂縫特殊導(dǎo)流能力，并將滲流與重力分異耦合進行油藏數(shù)值模擬。為了確定需要特殊模擬的未充填溶洞、裂縫尺度界限，結(jié)合TA1 井的油藏地質(zhì)及開發(fā)動態(tài)特征，設(shè)計概念模型，分別將溶洞采用重力分異模擬、裂縫采用加密處理的結(jié)果與常規(guī)等效模擬的結(jié)果進行對比，模擬生產(chǎn)井指標差異大于10%時即認為需要對溶洞、裂縫進行特殊模擬。模擬結(jié)果顯示當井鉆遇尺寸1 m 以上的溶洞，井間尺寸20 m 以上的溶洞，井下方60 m 范圍內(nèi)的溶洞，井側(cè)方50 m 范圍內(nèi)的溶洞才需要進行重力分異模擬。對于裂縫，當周圍孔洞滲透率達10 mD 時，開度0.2 mm 以上的裂縫需要加密處理，當周圍溶孔滲透率達100 mD 時，2 mm以上的裂縫需要加密處理[18-19]。

基于地質(zhì)模型構(gòu)建數(shù)值模型如圖4a 所示。該模型包含了3 種儲集體類型，根據(jù)確定的尺度界限，考慮地質(zhì)模型中的溶洞、裂縫的位置和尺寸大小，對不同儲集體進行流動分區(qū)，不同區(qū)分別賦予不同流動特征曲線，分別模擬洞內(nèi)均勻抬升、等效裂縫--孔洞內(nèi)滲流和裂縫特殊導(dǎo)流，并對不同流態(tài)特征進行耦合。

圖4 TA1 井數(shù)值模型及歷史擬合Fig.4 Numerical model and history match of Well TA1

考慮氮氣對原油性質(zhì)的影響，采用組分模型進行模擬，流體高壓物性采用相態(tài)擬合的方式確定，即將氮氣獨立作為一種組分，按照各組分的摩爾分數(shù)相近，物理性質(zhì)相似的原理，把分子量相近的組分進行重組，并通過室內(nèi)的等組分膨脹實驗、差異分析實驗，擬合在油藏溫度和壓力下油、氣的物理性質(zhì)，來確定平衡方程的相關(guān)系數(shù)[10]?；跀?shù)值模型擬合TA1 井的生產(chǎn)歷史，對縫洞結(jié)構(gòu)、孔隙度、滲透率等油藏參數(shù)進行校正。圖4b 為累計產(chǎn)油量的擬合曲線，除中間段擬合值略高于實際產(chǎn)量外，初始及最終累產(chǎn)油均與實際基本一致；圖4c 為含水率的擬合曲線，該井實際含水率波動很大，擬合了曲線的大致形態(tài)，但局部含水率大小與實際有所偏差；總體上，再現(xiàn)了TA1 井的采油歷史和含水變化規(guī)律，取得較好擬合效果。

2.3 剩余油分析

TA1 井數(shù)值模擬結(jié)果較好反映了油藏流體流動情況及開發(fā)歷程，圖5 所示的含油飽和度變化剖面再現(xiàn)了不同開發(fā)階段油藏儲量動用及剩余油分布情況。圖5a 反映油藏早期天然能量生產(chǎn)階段，主要靠底水能量將原油驅(qū)動到井底，此時主要動用的是底部溶洞的油，隨著生產(chǎn)時間的推移，底水逐漸上升；圖5b 反映底水突破下部溶洞，沿著連接上、下兩個溶洞間的大裂縫，逐漸突破進入上部溶洞，此時由于高導(dǎo)流通道的存在，下部溶洞周圍的裂縫--孔洞中仍存在被屏蔽的剩余油；圖5c 反映在水進入上部溶洞的過程中，遠端裂縫--孔洞中的油也逐漸向井底儲集體中流動，右側(cè)大裂縫及周圍裂縫--孔洞儲集體中的油也逐漸動用；圖5d 為底水逐漸上升至人工井底，井中含水率快速上升，油井呈現(xiàn)暴性水淹狀態(tài)，井底以下儲量動用較好，右側(cè)遠端裂縫中底水也開始上升，除了高導(dǎo)流通道屏蔽的剩余油外，在溶洞上部也存在剩余油約5×104t，此時開始注入氮氣；圖5e 反映隨著注氣的開始，由于重力分異作用，氮氣逐漸上升至洞頂形成次生氣頂，驅(qū)替洞頂剩余油逐漸流向井底；圖5f 反映當注氣量達到設(shè)計值時，次生氣頂越來越大，注入氣體波及體積增加，經(jīng)過一段時間燜井后再開井，氣頂驅(qū)替更多洞頂剩余油流向井底被采出，此時遠端被高導(dǎo)流通道屏蔽的剩余油仍未被動用。

3 注氣提高采收率政策優(yōu)化

縫洞型油藏單井注氮氣吞吐提高采收率的機理主要表現(xiàn)在氮氣重力分異，形成次生氣頂，將洞頂閣樓油驅(qū)替到井底，此外在非混相驅(qū)替過程中，由于注氣使得原油黏度下降，原油體積膨脹，流動性增加，也起到提高采收率的作用?；跀M合好的TA1 井數(shù)值模型，采用單因素分析法，根據(jù)增油量最大化原則，建立該井注氣提高采收率技術(shù)政策。

3.1 轉(zhuǎn)注時機

利用含水率表征不同的轉(zhuǎn)注時機，采用單純注氣方式、6 個注氣周期和相同的注氣參數(shù)，對比不同轉(zhuǎn)注時機的增油量和凈利潤。結(jié)果表明，轉(zhuǎn)注時間越早，注氣累計增油量越高；轉(zhuǎn)注時機對含水率變化影響較大，轉(zhuǎn)注時機越早，含水上升越慢，但不同時機的轉(zhuǎn)注，最終含水率趨于一致；不同轉(zhuǎn)注時機的周期氣油比在前3 個輪次變化不大，從第4 個輪次開始氣油比逐漸增大；基于模型確定TA1 井最優(yōu)轉(zhuǎn)注時機的含水率為93%，實際可結(jié)合礦場實施條件，綜合考慮最優(yōu)轉(zhuǎn)注時機。

3.2 注氣方式

考慮礦場實際條件，調(diào)研目前可采用的注氣方式主要有單純注氣、氣水混注和氣水交替注入3 種，基于TA1 地質(zhì)模型，采用礦場實際注氣參數(shù)，考慮不同水氣比，對比不同注氣方式的增油量。結(jié)果表明，單純注氣周期增油量最大，周期產(chǎn)水最少；氣水混注、氣水交替注入對注氣效果影響不大，在相同注入體積下，水氣比越低，周期增油量最高，周期產(chǎn)水越低；基于模型確定TA1 井最佳注氣方式為單純注氣，但實際井油藏壓力大，單純注氣難以注進，實際采用伴水方式以增加注入壓力，氣水混注或交替注入對最終效果影響不大，注水量與周期增油量關(guān)系不大，因此，在能注進氣的情況下，應(yīng)采用低水氣比的注氣方式。

3.3 注氣參數(shù)優(yōu)化

基于TA1 井的模型，考慮礦場實施條件，設(shè)計周期注氣量分別為（40，50，60，70，80）×104m3，注氣速度分別為（5，10，15，20，25）×104m3/d，燜井時間分別為5，10，15 和20 d，采液強度分別為20，30，40，50，60，70 和80 m3/d 等不同注采參數(shù)的模擬方案，采用單因素分析法，分別模擬計算不同注采參數(shù)條件下的注氣效果。

保持注氣速度、燜井時間、采液強度均不變的情況下，設(shè)計（40，50，60，70，80）×104m3的單周期注氣量，模擬增油量。結(jié)果顯示，注氣量小于60×104m3時，隨著周期注氣量的增加，周期增油量遞增；注氣量大于60×104m3后，周期增油量增幅減小；建議該井周期注氣量優(yōu)選為60×104m3。

保持周期注氣量、燜井時間、采液強度均不變的情況下，設(shè)計（5，10，15，20，25）×104m3/d 的注氣速度方案，模擬增油量。結(jié)果顯示，注氣速度小于15×104m3/d 時，隨著注氣速度的增大，周期增油量遞增；注氣速度大于15×104m3/d 時，隨著注氣速度的增大，周期增油量遞增緩慢；考慮到注氣速度過大會驅(qū)替原油過快，遠離井底，不利于原油采出，注氣速度增加至一定程度后注氣效果將基本不變，建議該井最佳注氣速度15×104m3/d。

保持周期注氣量、注氣速度、采液強度均不變的情況下，設(shè)計5，10，15 和20 d 的燜井方案，模擬增油量。結(jié)果表明，燜井時間小于10 d 時，隨燜井時間增加，增油量略有增加；燜井時間大于10 d 時，隨燜井時間增加，增油量變化不大；說明注入氣沿高滲通道很快分異至儲集體頂部，燜井時間對注氣效果影響沒有明顯的差異，但不宜過小，建議該井最佳燜井時間為10 d。

保持周期注氣量、注氣速度、燜井時間均不變的情況下，設(shè)計20，30，40，50，60，70 和80 m3/d 的采液強度方案，模擬增油量和凈利潤。結(jié)果顯示，采液強度對TA1 井注氣效果影響很大，采液強度小，含水上升慢，增油量高，但生產(chǎn)時間長；采液強度大，含水上升快，增油量降低。產(chǎn)液強度小于40 m3/d 時，增油量增加較快；采液強度大于40 m3/d時，增油量緩慢降低，含水上升快，效果變差；建議該井最優(yōu)采液強度為40 m3/d。

4 應(yīng)用效果

4.1 TA1 井應(yīng)用效果

按照模型確定TA1 井注氣政策：氣水混注，周期注氣量60.0×104m3，注氣速度15×104m3/d，燜井時間10 d，采液強度40 m3/d，預(yù)計可增油2 496 t。該技術(shù)政策為單一輪次注氣方案編制提供了參考依據(jù)，礦場實際注氣60.1×104m3，伴水注入1 500 m3，燜井10 d 后開井生產(chǎn)。圖6 為實施后該井實際與預(yù)測增油量對比圖，二者具有較好一致性。該方法對TA1 井的提高采收率方案編制起到了積極作用。

圖6 TA1 井實施效果對比圖Fig.6 Comparison of implementation effect of Well TA1

4.2 推廣應(yīng)用

基于該方法和流程對不同巖溶背景的典型井注氣提高采收率政策進行研究。表1 為典型井注氣參數(shù)優(yōu)化及相應(yīng)的周期增油量結(jié)果與原注氣參數(shù)對比表，其中，T-1 井為典型古暗河巖溶背景注氣井，鉆遇暗河長寬比大于10，垮塌和砂泥充填嚴重，優(yōu)化注氣方案預(yù)測單周期增油較原方案多396 t。T-2 井為典型表層巖溶背景注氣井，儲集體主要為小尺度縫洞體，分布較為連續(xù)，主要類型為溶蝕孔洞和小型溶洞，優(yōu)化注氣方案預(yù)測單周期增油較原方案多701 t。T-3 井為典型復(fù)合巖溶背景注氣井，儲集體淺層鉆遇裂縫及裂縫孔洞儲集體，井周圍有溶洞儲集體發(fā)育，優(yōu)化注氣方案預(yù)測單周期增油較原方案多494 t。利用該優(yōu)化參數(shù)結(jié)合礦場實際編制提高采收率方案，實施取得較好效果，3 口井6 輪次預(yù)計增油3.6×104t，提高采出程度2.76%。

表1 典型井注采參數(shù)優(yōu)化對比Tab.1 List of injection and production parameters comparison

5 結(jié)論

（1）建立了“一井一策”的縫洞型油藏單井注氮氣提高采收率技術(shù)政策研究方法和流程，以塔河油田TA1 井為例，綜合研究了儲集體發(fā)育模式，采用“先分類、再融合”的方法建立了單井精細地質(zhì)模型，通過滲流與非滲流相耦合的方式進行數(shù)值模擬，再現(xiàn)了油藏開發(fā)歷程，刻畫了剩余油分布特征，基于模型確定最優(yōu)轉(zhuǎn)注時機為含水率93%時，注氣方式為氣水混注，周期注氣量為60×104m3，注氣速度15×104m3/d，燜井時間10 d，采液強度40 m3/d，形成該井注氣提高采收率技術(shù)政策，為礦場注氣提高采收率方案編制提供了依據(jù)，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著。

（2）該方法和流程能夠較好適用于復(fù)雜縫洞型油藏強非均質(zhì)性特征，體現(xiàn)了單井間地質(zhì)條件差異大的特點，技術(shù)政策為礦場提高采收率方案編制和優(yōu)化調(diào)整提供參考。方法推廣應(yīng)用于古暗河巖溶、表層巖溶及復(fù)合巖溶背景的3 口注氣井，優(yōu)化6 輪次預(yù)計增油3.6×104t，提高采出程度2.76%，應(yīng)用效果較好。