瑪湖致密礫巖注氮氣驅(qū)機理及應用效果評價

李浩楠，宋 平，朱亞婷，譚 龍，張記剛

中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

引言

瑪湖油田是中國油氣勘探新近發(fā)現(xiàn)的大油氣區(qū)之一，2017 年探明資源儲量超10×108t。在經(jīng)歷了多重地殼運動和構(gòu)造演化后，形成了構(gòu)造控制為主、巖性控制次之、不發(fā)育邊水底水的致密砂礫巖儲層。眾所周知，致密礫巖油藏非均質(zhì)性強、含油飽和度低、儲層物性差，常規(guī)開發(fā)方式很難獲得工業(yè)油流[1]。因此，水平井+多種壓裂技術(shù)應運而生，實現(xiàn)了致密礫巖油藏的有效開發(fā)。自瑪湖油田投產(chǎn)以來，采用水平井+體積壓裂開發(fā)方式進行規(guī)模建產(chǎn)，受致密礫巖油藏特性影響，衰竭開發(fā)產(chǎn)量遞減快（年遞減大于20%）、預測采收率低（小于10%），亟需轉(zhuǎn)變開發(fā)方式補充地層能量?，F(xiàn)場主要開展了注水試驗，對于低滲致密儲層，受儲層強非均質(zhì)和應力敏感影響，注水壓力高，超過破裂壓力，注入后水竄特征明顯，水驅(qū)效果差，整體表現(xiàn)為“注不進、采不出”的特征。

最早提出低滲透油藏注氣的目的是維持油藏壓力、改善油田開發(fā)效果。隨著EOR 技術(shù)的發(fā)展和完善，注氣介質(zhì)的選擇重心逐漸向非烴類氣體轉(zhuǎn)移即常規(guī)氣驅(qū)（二氧化碳和氮氣）[2-3]。中國在該技術(shù)領(lǐng)域目前處于現(xiàn)場試驗階段，各地區(qū)根據(jù)自己情況以及氣源現(xiàn)狀開展了相應的先導試驗，取得了一些可借鑒的經(jīng)驗。與常規(guī)注水相比，注氮氣開發(fā)低滲透油藏具有注入壓力低、有效補充地層能量及與地層流體配伍好等優(yōu)勢[4]。但致密礫巖儲層水平井+體積壓裂注氣開發(fā)尚無成功的實踐認識。因此，為了更好地開發(fā)瑪湖油田，現(xiàn)場在M 區(qū)塊開展了注氮氣先導試驗，通過注氮氣效果的評價研究，以期推動瑪湖致密礫巖儲層注氣提高采收率技術(shù)的發(fā)展和應用。

1 試驗區(qū)地質(zhì)和流體概況

M 區(qū)塊為致密礫巖油藏，儲集空間以粒內(nèi)溶孔為主，縱向上多層系，以三疊系百口泉組為例，探明地質(zhì)儲量3.4×108t。M 區(qū)塊構(gòu)造上主體發(fā)育東南傾的單斜，地層傾角3°～9°，沉積上以扇三角洲前緣沉積為主，儲層表現(xiàn)強的非均質(zhì)性，油藏孔隙度平均10%左右，平均滲透率1 mD，平均壓力系數(shù)1.3 左右，原油密度0.689 0～0.827 5 g/cm3，50°C原油黏度0.41～5.18 mPa·s，原始溶解氣油比144 m3/m3，屬于強應力敏感、特低滲、異常高壓未飽和油藏。

M 區(qū)塊自2015 年投產(chǎn)開發(fā)以來，預計采收率僅8%，主力儲層喉道小，導致液相滲透率低，驅(qū)替壓力高；縫網(wǎng)壓裂后油井見水不見效；儲層非均質(zhì)性強，導致水驅(qū)開發(fā)層內(nèi)及平面矛盾嚴重。類比同類油藏，注水開發(fā)具有不確定性。因此，開展注氣（氮氣）方式、注氣驅(qū)油機理和提高采收率的研究，明確瑪湖地區(qū)氣驅(qū)提高采收率介質(zhì)相態(tài)基礎(chǔ)參數(shù)、介質(zhì)混相能、氣驅(qū)提高采收率潛力。同時，瑪湖致密礫巖油藏注氣開發(fā)經(jīng)驗較少，為了后期全面注氣開發(fā)改善開發(fā)效果，所以有必要進行注氮氣先導性試驗來驗證氮氣驅(qū)的可行性。

2 注N2 驅(qū)提高采收率可行性評價實驗

為了研究氮氣驅(qū)技術(shù)在瑪湖油田M 區(qū)塊致密礫巖油層的可行性，選取了M 區(qū)塊生產(chǎn)井的原油樣品和巖芯材料，開展地層流體與氮氣體系的相態(tài)特征及長細管實驗和加氣膨脹實驗（圖1）[5-9]。

圖1 流體物性室內(nèi)實驗測定Fig.1 Laboratory test of fluid physical properties

2.1 原油基本性質(zhì)

瑪湖油田M 區(qū)塊原油性質(zhì)較好，總體上屬于中等密度、中低黏度、高含蠟、低氣油比、中等壓縮系數(shù)及高溫的常規(guī)性質(zhì)原油，見表1。

表1 地層原油性質(zhì)表Tab.1 Properties of crude oil

2.2 流體相態(tài)特征

為了研究注入氮氣后試驗區(qū)地層原油相態(tài)的變化情況，在一定溫度和壓力下對地層原油進行若干次注氣，每次注氣后測試整個體系溶解度、體積系數(shù)、黏度等參數(shù)變化，通過記錄實驗數(shù)據(jù)，得到不同壓力下的氮氣溶解度關(guān)系曲線以及氮氣在不同溶解度下的黏度、體積膨脹系數(shù)的關(guān)系圖，如圖2 和圖3所示。

圖2 注入壓力與氮氣溶解度關(guān)系曲線Fig.2 The relationship between injection pressure and nitrogen solubility

圖3 氮氣溶解度與體積膨脹系數(shù)、黏度關(guān)系Fig.3 Relationship between nitrogen solubility and cubical expansion coefficient and viscosity

圖2 表明，氮氣很難溶解到原油中，當壓力為62 MPa 時，也只有25% 的氮氣溶解到原油中；從圖3 可以看出，在氮氣溶解度為25%時，黏度降低2.3%，體積膨脹86%。說明氮氣微溶于原油中，主要通過自身的膨脹性，為地層補充能量，增加彈性能量。

2.3 最小混相壓力計算

通過室內(nèi)長細管模型實驗模擬混相和非混相驅(qū)替。由于氮氣很難達到90%以上的驅(qū)替效率，考慮實驗室實際情況，以60%以上作為混相的標準，記錄氣體突破的數(shù)據(jù)。

然后分別對非混相段和混相段進行線性擬合，兩端擬合的交點為最小混相壓力點，M 區(qū)塊氮氣最小混相壓力62.3 MPa（圖4），原始地層壓力34.0 MPa，很難到達混相，因此，此區(qū)塊注氮氣提高采收率是一種非混相驅(qū)增產(chǎn)技術(shù)。

圖4 氮氣驅(qū)替采出程度與驅(qū)替壓力關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curve between recovery degree and displacement pressure

2.4 驅(qū)油效率

實驗室選取M 區(qū)塊的巖芯做驅(qū)替實驗，分別在不同壓力下，模擬注入量和驅(qū)油效率的關(guān)系（圖5）。結(jié)果表明，氮氣在近混相條件下平均采收率50%，隨著實驗壓力的提高，采收率逐漸升高，混相更充分，氮氣溶解度更高，平均產(chǎn)油速度和生產(chǎn)時間小幅度升高。在非混相條件下（圖6），氣液處于兩相流動狀態(tài)，滲流阻力大，注采壓差升高迅速，壓差升高至4～5 MPa，突破后壓差緩慢降低到3 MPa。

圖5 不同壓力下注入量和驅(qū)油效率的關(guān)系Fig.5 The relationship between injection volume and oil displacement efficiency at different pressures

圖6 不同壓力下注入量和注采壓差的關(guān)系Fig.6 The relationship between injection volume and differential pressure at different pressures

2.5 氮氣驅(qū)油機理分析

瑪湖致密礫巖油藏非均質(zhì)性強，滲透率低，普遍存在注不進、采不出的問題，欠注現(xiàn)象非常嚴重，地層能量虧空大，不能得到及時補充，造成產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量快速減少。另外，低滲透油藏的敏感性很強，注水會帶來很大的地層傷害，使地層的滲透性變得更差。注N2可有效解決低滲透油藏能量補充和儲層敏感性強的問題，且N2的非混相驅(qū)可提高采收率，從而可改善其開發(fā)效果[10-11]。

（1）氮氣與地層流體配伍性好。N2在常溫常壓下為無色無味的氣體，化學性質(zhì)極不活潑，屬于惰性氣體，且無腐蝕、很難燃燒、干燥，不與地層流體發(fā)生反應，傷害儲層；氮氣資源豐富，空氣總占比78.12%，隨著制氮工藝的成熟和普及，氮氣成本大大降低，使用N2安全可靠，輸送管線、井口設(shè)備和管柱無需防腐。

（2）氮氣能有效降低注入壓力。一方面，N2的分子尺寸較小，有利于進入到微孔隙中驅(qū)替原油；另一方面，N2與油的界面張力，遠小于水與油以及N2與水的界面張力，因此，N2比水更易進入窄裂縫、微孔隙中，不需要很高的注入壓力，可用于低、特低滲油藏的注入。

（3）氮氣驅(qū)的驅(qū)油機理主要是通過增加地層能量、降低原油黏度或通過與原油近似混相來提高原油采收率，主要表現(xiàn)在：1○N2微溶于原油，可以降低原油黏度，增加其流動性。2○N2具有較高的膨脹性，使其具有良好的驅(qū)替、氣舉和助排等作用，可以保持油氣藏流體的壓力。3○N2被注入油層后，可在油層中形成束縛氣飽和度，從而使含水飽和度及水相滲透率降低。4○多次接觸非混相驅(qū)或近混相驅(qū)：氮氣與地層油接觸產(chǎn)生溶解及抽提效應，一方面，溶解效應使原油黏度、密度下降，改善原油性質(zhì)，使處于驅(qū)替前緣被富化的氣體黏度、密度等性質(zhì)接近于地層原油，氣-油兩相間的界面張力則不斷降低，在合適的油層壓力下甚至產(chǎn)生近混相狀態(tài)，在這種狀態(tài)下，注氮氣驅(qū)油效率將明顯提高；另一方面，抽提效應使原油性質(zhì)變差，這種抽提作用在油井近井地帶表現(xiàn)更明顯、更強烈。

3 注氮氣試驗效果及影響因素分析

2019 年底，在M 區(qū)塊開展注氮氣非混相驅(qū)先導試驗，井組包括1 口和注氣井5 口生產(chǎn)井（圖7）。2020 年初完成試注，累積注氣3 個月左右，累積注氣量約200×104m3，通過逐步改變注入速度，分析注采井動態(tài)變化特征，評價注氣提高采收率技術(shù)可行性。

圖7 M 井區(qū)1 注5 采位置圖Fig.7 Location map of injection 5 production in Block M

根據(jù)M 區(qū)塊注氮氣現(xiàn)場生產(chǎn)井日報數(shù)據(jù)，分別對產(chǎn)油量、油壓、氣油比和氮氣濃度等參數(shù)指標進行動態(tài)變化特征分析[12-16]。

3.1 產(chǎn)油量

3.1.1 單井日產(chǎn)油量變化

注入井注氮氣后，向周圍鄰井擴散波及，未見氣時，產(chǎn)油量穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)遞減趨勢；見氣后產(chǎn)油量上升，氮氣的驅(qū)替和帶動起到了明顯的作用；但很快氣竄嚴重，產(chǎn)油量下降；后期產(chǎn)油量恢復且有穩(wěn)定的趨勢，這是因為降低注入速度，延緩氣竄，擴大了氮氣驅(qū)的波及體積，因此，產(chǎn)油量穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)（圖8）。

圖8 aa 井日產(chǎn)油量曲線Fig.8 Daily oil production curve of Well aa

3.1.2 井組平均日產(chǎn)油量變化

通過單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的處理，整理出井組平均日產(chǎn)油量，應用Arps 指數(shù)遞減分析方法，預測了注氣前產(chǎn)量變化的趨勢。藍色線階段為采油井現(xiàn)場鉆塞階段，產(chǎn)量緩慢上升。隨后為注氮氣階段，產(chǎn)油量平穩(wěn)，后期有顯著的上升，且穩(wěn)產(chǎn)時間長達10 d以上（圖9）。由井組平均日產(chǎn)油和自然遞減階段相比，注氮氣效果明顯，遞減減緩，有一定的穩(wěn)產(chǎn)效果，整體上累積增油1 953 t。

圖9 試注井組平均日產(chǎn)油量分析圖Fig.9 Analysis of average daily oil production of test injection well groups

3.1.3 不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量變化

注氮氣階段不同注入速度下，井組平均日產(chǎn)油量變化關(guān)系如圖10 所示。結(jié)果表明，注入速度越大，平均日產(chǎn)油量呈現(xiàn)降低趨勢，后期恢復注入速度到2.0×104m3/d，產(chǎn)油量明顯上升且有穩(wěn)產(chǎn)10 d以上的趨勢。圖11 定量評價了不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量的變化，在2.0×104m3/d 的注入速度下，平均日產(chǎn)油最高。因此，2.0×104m3/d 為該井組最優(yōu)的臨界注入速度，這也說明注入速度是影響產(chǎn)油量的一個重要因素。

圖10 井組注采對比關(guān)系圖Fig.10 Well group injection-production comparison diagram

圖11 不同注入速度下井組平均日產(chǎn)油量圖Fig.11 Diagram of average daily oil production of well groups at different injection rates

3.2 油壓

如果沒有地層能量的補充，產(chǎn)量穩(wěn)定的話，要增大生產(chǎn)壓差，是以犧牲油壓來實現(xiàn)的，因此，油壓會出現(xiàn)明顯的下降。當生產(chǎn)井油壓穩(wěn)定，還保持穩(wěn)定的產(chǎn)量，說明地層能量有外來的補充。當油壓先微小的下降，隨后快速上升，預示著，該生產(chǎn)井經(jīng)歷見氣及氣竄。

圖12 中油壓經(jīng)歷了先上升后下降，最后穩(wěn)定到10 MPa 左右，這是因為后期調(diào)整到合理的注入速度，目的是使日產(chǎn)油量上升，目前油壓明顯高于注氣前，說明注氮氣起到了補充地層能量，增加產(chǎn)油量的作用，注氣有效。

圖12 aa 井井口油壓曲線Fig.12 Wellhead oil pressure curve of Well aa

3.3 氣油比

當注氣井以一定的注入速度開始注氣時，注入氣沒有達到生產(chǎn)井之前，氣油比基本穩(wěn)定或者變化不大；到達生產(chǎn)井時，氣油比小幅升高；氣油比異常高時，說明氣竄；后續(xù)氣油比下降穩(wěn)定到400 m3/t 時，產(chǎn)油量也上升，說明此時注入速度是最優(yōu)的臨界速度，沒有氣竄，生產(chǎn)表現(xiàn)出見效特征（圖13）。

圖13 aa 井日產(chǎn)氣油比曲線Fig.13 The daily gas-oil ratio curve of Well aa

3.4 氮氣濃度

現(xiàn)場不定時在生產(chǎn)井井口取出氣樣，經(jīng)過實驗室測得氮氣含量占總體氣樣的百分比，得到采出氣的氮氣濃度。通過數(shù)據(jù)記錄和處理，作出了不同時間點的氮氣濃度圖（圖14）?？梢钥闯?，氮氣濃度也經(jīng)歷4 個過程：未見氮氣階段、見氮氣階段、氣竄階段及穩(wěn)產(chǎn)階段，與生產(chǎn)井產(chǎn)油量、油壓、氣油比變化一致，說明M 井區(qū)注氮氣效果良好，可以達到增油的效果。

圖14 aa 井氮氣濃度測定圖Fig.14 Determination of nitrogen concentration in Well aa

3.5 注氣效果影響因素

收集靜態(tài)地質(zhì)資料、注采井動態(tài)資料以及工程資料，動靜態(tài)資料結(jié)合，地質(zhì)工程一體化結(jié)合，綜合評價了影響注氣效果的主控因素，明確了后期規(guī)模注氣提高采收率的調(diào)控方向，為瑪湖致密礫巖儲層水平井+體積壓裂開發(fā)提供研究基礎(chǔ)[17-19]。

3.5.1 人工裂縫

人工裂縫是影響注氣效果的首要因素。前期統(tǒng)計該生產(chǎn)井井距平均約200 m，壓裂的平均半縫長約100 m，因此，部分井存在人工裂縫的溝通。當注入氣體順著裂縫竄流時，生產(chǎn)井產(chǎn)油量下降，氣油比和氮氣濃度異常高，油壓上升，且見氣速度快，吸氣指數(shù)大，表現(xiàn)出明顯的氣竄特征（圖15）。

圖15 氣竄井生產(chǎn)曲線Fig.15 Production curve of gas channeling well

注采井組表現(xiàn)出相鄰生產(chǎn)井見氣晚（圖7，MaHW1226 井），產(chǎn)油量穩(wěn)定，氣油比基本穩(wěn)定，氮氣濃度小于1%，沒有出現(xiàn)氣竄的特征。而相對較遠的生產(chǎn)井（圖7，MaHW1227 井），注氣后3 d 見氣，且表現(xiàn)出明顯的氣竄特征，因此，人工裂縫是影響注氣效果的首要因素。

3.5.2 注入速度

注入速度是影響注氣效果的主要因素。通過對比注采井的生產(chǎn)動態(tài)，該井組在這種裂縫溝通的注氣模式下存在一個臨界注入速度，大于臨界注入速度，井組有氣竄井出現(xiàn)，而且注入速度越高，氣竄的程度越大；在小于臨界注入速度下，氣油比和氮氣濃度恢復正常，產(chǎn)油量小幅上升，沒有表現(xiàn)出氣竄的特征，氣竄能夠得到抑制。

該注氣井組：3 d 見氣，氣油比和氮氣濃度上升異常，產(chǎn)油量下降，表現(xiàn)為氣竄特征；注氣速度由3.0×104m3/d 下降到2.0×104m3/d 時，氣油比和氮氣濃度恢復正常，產(chǎn)油量上升，油壓上升，注氣有效果，因此，確定該井組臨界注氣速度2.0×104m3/d（圖16）。

圖16 不同注入速度下的生產(chǎn)曲線Fig.16 Production curve at different injection rates

3.5.3 構(gòu)造

氮氣在原油中的溶解度相較于其他常見注入氣體的溶解度低，因此，驅(qū)油的機理中改善油的流動性并不是主要的，而更多的是利用自身的密度條件，來實現(xiàn)采收率的提高。重力驅(qū)主要應用在傾斜、垂向滲透率高的地層，頂部注氣后，由于重力分異的作用，來保持壓力，油氣在一定條件下，實現(xiàn)垂向上的分異和滲流，一般重力驅(qū)在含油構(gòu)造的頂部注氣或油柱注氣。注入的氮氣會上升到構(gòu)造高部位形成次生氣頂，從而將頂部的油驅(qū)替到下部，向生產(chǎn)井流動。

現(xiàn)場還選取了存在構(gòu)造高差的井組，進行氮氣試注?，敽吞颩H 井區(qū)013 斷塊構(gòu)造呈西北向東南傾的單斜，構(gòu)造傾角3.4°，構(gòu)造高低差125 m。在構(gòu)造低部位注氮氣，位于構(gòu)造高部位的兩口水平井，最先見氣，且氣油比和氮氣濃度異常高，產(chǎn)油量下降，出現(xiàn)明顯氣竄的特征。通過調(diào)整注入速度，氣竄出現(xiàn)明顯的抑制，產(chǎn)油量表現(xiàn)出緩慢上升的階段（圖17）。因此，評價構(gòu)造是影響注氣效果的次要因素。

圖17 MH 井區(qū)注采井位圖Fig.17 Injection production well location of Block MH

4 結(jié)論

（1）瑪湖油田致密礫巖儲層注氮氣井組增油效果顯著，5 口生產(chǎn)井注氮氣后，平均日產(chǎn)油111.2 t，穩(wěn)產(chǎn)一個月左右，初步證明致密礫巖油藏“注得進、采得出”，注氮氣提高采收率技術(shù)是可行的。

（2）因氮氣化學性質(zhì)不活潑，與地層流體配伍性好，自身具有很高的膨脹性，能微溶于原油，依靠自身的優(yōu)越條件，進入更窄的孔道，降低水相流動性，來改善開發(fā)效果；在M 區(qū)塊是非混相驅(qū)替，驅(qū)油效率可達48%左右，同時，非混相驅(qū)替補充了地層能量，使得產(chǎn)油量增加，達到了預期目的。下一步需要開展注氮氣抽提實驗和驅(qū)替物模實驗，進一步明確瑪湖低滲油藏的驅(qū)油機理和參數(shù)影響程度。

（3）通過注采參數(shù)動態(tài)分析，進一步明確M 區(qū)塊的注氮氣先導試驗，取得試驗成功；同時對比試驗井組，發(fā)現(xiàn)了影響注氣效果的主控因素，且給出了相應評價。后續(xù)還需要開展注氮氣數(shù)值模擬研究，優(yōu)化注采參數(shù)和氣竄分析，做好氣竄調(diào)控，提高注氣波及效率，為瑪湖油田規(guī)模注氣提高采收率開發(fā)提供了技術(shù)支撐。