塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水方式優選及注氣提高采收率實驗

苑登御， 侯吉瑞,4， 宋兆杰， 羅 旻， 鄭澤宇， 屈 鳴

( 1. 中國石油大學(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中國石油三次采油重點實驗室 低滲油田提高采收率應用基礎理論研究室，北京 102249； 3. 中國石油大學(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水方式優選及注氣提高采收率實驗

苑登御1,2,3， 侯吉瑞1,2,3,4， 宋兆杰1,2,3， 羅 旻1,2,3， 鄭澤宇1,2,3， 屈 鳴1,2,3

( 1. 中國石油大學(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中國石油三次采油重點實驗室 低滲油田提高采收率應用基礎理論研究室，北京 102249； 3. 中國石油大學(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重點實驗室，北京 102249 )

塔河油田原油采收率偏低，底水能量衰竭，亟需探索擴大水驅波及體積與提高采收率.根據塔河油田四區地質資料和生產動態資料，應用物理模擬相似準則，設計并制作碳酸鹽巖縫洞型油藏三維立體儲層仿真模型，開展油藏底水能量不足條件下轉注水驅注水方式優選及后續注氣驅提高采收率技術實驗.結果表明：3種注水補充能量方法中，周期注水和脈沖注水提高采收率幅度相近，分別為16.39%和16.48%，均高于恒速注水的14.05%，而周期注水的總注水量小于脈沖注水的總注水量，優選周期注水為更有效的注水補充能量方法；轉注水驅后的注氮氣驅中，氣水交替驅可提高采收率25.92%，優于連續注氣驅的23.47%.這為碳酸鹽巖油藏高效開發提供技術依據.

縫洞型碳酸鹽巖油藏； 剩余油； 波及體積； 氮氣驅； 提高采收率； 塔河油田

0 引言

碳酸鹽巖油藏蘊含全球約60%以上的油氣資源，具有廣闊的開發前景[1].塔河油田奧陶系油藏是中國已經發現的儲量最大的碳酸鹽巖縫洞型油藏.不同于常規碳酸鹽巖裂縫型油藏，該類油藏主要表現為溶洞和裂縫非常發育，流體主要儲集于大型溶洞和裂縫；同時,裂縫也是主要的流體流通通道，碳酸鹽巖基質基本不具備儲滲能力[2-5]，縫洞分布不均，裂縫傾角較大，溶洞大小不一，儲集空間結構復雜，儲集層具有極強的非均質性[6-8].由于該類油藏儲層天然能量不足，在開發中穩產期短、油井見水快并伴有暴性水淹、產量自然遞減迅速及采出程度較低，給開發帶來技術難題[9-13].塔河油田開發采用滾動勘探開發模式，優先動用儲量豐度高的區域,再動用儲量豐度中等區域,對儲量豐度低的區域進行評價或目前不動用；補充能量的二次采油很難分析注入劑的驅油方向和波及體積大小；穩油控水難度大,一旦見水迅速水淹；油井見水后化學堵水效果很差,機械堵水后油井無產液量；二次酸壓效果欠佳,缺乏進一步增產的有效手段[14-15].

人們對常規砂巖油藏提高采收率方法已進行研究，但對碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率方法研究較少.李小波等發現塔河油田縫洞型油藏單井縫洞單元采取注水替油的生產方式，主要是利用油水密度差、重力分異原理，實施油水置換，提高單井采收率[16].王敬等基于相似理論，建立滿足幾何相似、運動相似、動力相似和縫洞型油藏特征參數相似的縫洞組合體可視化物理模型和數學模型，并開展縫洞組合體水驅模擬實驗[17].物理模型大致分為按比例縮小和概念化2種.概念化模型是指在通過一定的數值模擬計算，可以應用到實際的對一種過程的機理和規律研究.按比例縮小模型是指對實際物理過程中的動力學和靜力學參數進行適當比例的縮小，以在有限時間和空間內獲得特定觀察尺度的實驗數據.許多學者采用的模型多為規則、確定性的空間分布，或者為填砂模型近似處理，但這些簡化的物理模型無法正確反映裂縫、溶洞空間分布特征，給開發方案制定和調整帶來困難[8,15,18].

為了減小平板模型邊際效應影響，筆者考慮流體在空間中真實流動規律，在二維可視化剖面模型實驗研究[2]的基礎上，根據塔河油田四區S48井區地質和生產動態特征，設計并制作碳酸鹽巖縫洞型油藏三維立體儲層仿真模型，開展底水能量不足條件下注水方式優選及注氣提高采收率實驗，分析提高采收率的主要機理，為縫洞型碳酸鹽巖油藏高效開發提供技術依據.

1 模型制作

1.1 相似性設計

為了更加準確模擬油藏實際條件，在實驗模型設計制作中考慮物理模擬相似準則，將實際油藏模型縮小為實驗室尺寸，以揭示該類油藏注水和注氣驅油機理.實驗模型主要滿足條件包括幾何、運動、動力和特征參數相似.對于幾何相似，由于縫洞型油藏的溶洞為主要的儲集空間，故圍繞溶洞與模型大小進行設計，將“溶洞大小”與“油藏控制直徑”之比作為幾何相似的準則.對于運動相似，實驗模型需要模擬底水衰竭開采階段，其開井順序、生產時間及采液量應與現實生產具有一定相似性.對于動力相似，由于溶洞、裂縫非常發育，流體流動速度較大，類似于壓管流，故著重考慮雷諾數；同時，壓力與重力之比在一定程度上影響驅替過程中的油水分布，也需要加以考慮；多裂縫下的立方定律主要描述縫洞系統中流體在裂縫中的流動特征，但完全滿足相似準則的要求也是不切實際的，縫洞型碳酸鹽巖油藏裂縫、洞、孔呈多重介質特征，油水關系復雜，只能側重局部進行模擬.因此，以滿足雷諾相似準則為前提，使物理模擬接近滿足壓力與重力之比及多條裂縫下的立方定律.此外，其他特征參數如擬配位數、充填程度應滿足相似定理.相似性設計論述見文獻[19].

1.2 物理模型

圖1 井組地質模型

以塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏S48井組中S48、T401、TK411、TK426、TK467等井為依據，選取的井組地質模型見圖1，油藏地層縱向切片見圖2(紅色圓圈區域為選取的模型位置).

按照地質模型設計(見圖3)，簡化其中部分孤立裂縫/溶洞，以洞徑為基準，將溶洞等比例縮放到6塊圓餅狀人工壓制碳酸鹽巖巖心上，巖心直徑為45 cm,厚度為5 cm(見圖4).洞徑為3～8 cm，人造裂縫開度(2～3 mm)在油藏原型范圍(0.5～5.0 mm)內，以確保流體在模型中流動規律不發生改變.將巖心封裝到耐壓不銹鋼模型中(不銹鋼模型內徑為45 cm，外徑為46 cm，高度為5 cm)，把6塊圓餅狀巖心與底水槽、頂蓋堆疊成一體，形成具有立體縫洞結構的模型主體，并用螺絲進行加壓固定；在堆疊過程中，在底部三層巖心縫洞中填充石英砂，以模擬真實地層的填充效果.模型縫洞體積為1 804 mL，其中裂縫體積為145 mL，溶洞體積為1 659 mL.最后設計井位，在巖心模型上部相應位置嵌入管座，通過管座將直徑為3 mm的鐵管插入模型，另一端留在模型外并裝有二通閥，以模擬油井井筒(見圖5).根據油井鉆遇儲集體類型不同，分為溶洞井與裂縫井2種類型.模型油井參數見表1.

圖2 油藏地層縱向切片

圖3 巖心刻畫設計

2 實驗

2.1 材料

實驗用油為油田脫水、脫氣原油與航空煤油配制的模擬油，黏度為23.9 mPa·s；實驗用水為模擬地層水，密度為1.032 g/mL，礦化度為200 g/L；實驗溫度為60 ℃，在室內常壓下進行.

2.2 裝置

實驗裝置主要由三維物理模型、恒速恒壓驅替泵、活塞式中間容器、壓差傳感器、氣體流量計、高壓氮氣瓶和恒溫箱等構成.

圖4 圓餅狀巖心刻畫

圖5 模型封裝

2.3 步驟

(1)注水補充能量方式優選.將各儀器設置好，對模型進行飽和油至100%(1 804 mL)；然后進行底水驅替.根據現場各井的生產歷史，確定各井開井時間順序為S48、T401、TK411、TK426、TK467，模擬衰竭式底水驅階段，記錄各井采出油量及采出水量.當模型中任意一口井含水率達98%以上時，將該井轉為注水井，同時，保持底水處于開啟狀態，以模擬注水補充能量開采階段.實驗注水方式包括恒速注水、周期注水及脈沖注水，從中優選較好的注水補充能量方式.注水補充能量優化方案見表2.

(2)注氮氣提高采收率效果評價.將各儀器設置好，對模型進行飽和油至100%(1 804 mL)；然后在底水驅替和優選出的注水補充能量方法的基礎上，進行轉注氮氣驅提高采收率實驗.注氣提高采收率效果評價實驗方案見表3.

表1 模型油井參數Table 1 Parameters of wells in the model

表2 注水補充能量方案優化Table 2 Experimental scheme of water injection optimization for energy supplement

注：1)fw為含水率；2)先轉注25 min，后停注25 min；3)每個流速段為15 min

表3 注氣提高采收率效果評價實驗方案Table 3 Experimental scheme of gas injection for EOR

注：1)fw為含水率；2)注氣10 min；3)注水10 min

3 轉注水驅優選評價

分析底水衰竭式開采后，實施3種不同方式轉注水驅的開采效果，從中優選最優注水補充地層.

3.1 底水與恒速注水

底水衰竭開采階段，受底水能量衰竭的影響，初期采液速度高，但衰減快；采油速度隨油井見水迅速降低.單井與井組總采收率變化規律見圖6(以單元總儲量為基數).由圖6可知，整個過程中隨著底水驅替進行，壓力不斷上升，達20 kPa左右時穩定；油井一旦見水，產油量迅速下降，含水率急劇上升，壓力也隨之快速降低至10 kPa.當底水注入量達0.36 PV(PV為注入孔隙體積倍數)時，TK467井含水率達98%，底水驅結束時，總采收率達19.19%.

底水驅結束后，TK467井轉為注水井，以恒定速度4 mL/min注水，當底水加轉注水累積注入量達0.7 PV時，各井均達經濟極限含水率.S48井、T401井、TK426井出現不同程度無水采油期，采油期壓力維持在20 kPa左右，油井見水后壓力回落至10 kPa.其中T401井提高采收率達7.12%；其次為S48井的3.16%和TK426井的2.88%；TK411井提高采收率幅度最小，僅為0.89%.井組總提高采收率幅度為14.05%，總采收率為33.24%.

3.2 底水與周期注水

實驗方案b中，當底水注入量達0.37 PV，底水驅結束(TK467井含水率高于98%,達到經濟極限含水率)，采收率為19.93%，與實驗方案a的最終結果(19.19%)相近，驗證實驗模型結果的可重復性.

底水驅結束后，從見水井TK467以周期注水方式進行轉注水，注水單周期為50 min,其中前25 min以8 mL/min恒流速注水，后25 min停注，如此實施若干周期.當底水加轉注水累積注入量達0.93 PV，各井含水率達到98%時，實驗結束.實驗方案b的單井與井組總采收率變化結果見圖7，底水驅替階段各單井與井組總采收率變化規律與實驗方案a的類似.在周期注水階段，T401井出現最長的無水采油期，提高采收率達6.04%；S48井和TK426井的次之，提高采收率幅度分別為4.80%和3.33%；與實驗方案a不同的是，周期注水使得TK411井采收率得到明顯提高，達2.22%.恒流速注水時壓力維持在20 kPa左右，停注時，隨著采油量增加壓力降低.實驗方案b的總提高采收率幅度為16.39%，總采收率為36.32%，比實驗方案a的提高2.34%.因此，周期注水的開采效果優于恒速注水的.

圖6 實驗方案a的單井與井組總采收率變化

圖7 實驗方案b的單井與井組總采收率變化

3.3 底水與脈沖注水

圖8 實驗方案c下的單井與井組總采收率變化

實驗方案c的單井與井組總采收率變化結果見圖8.由圖8可知，當底水注入量達0.34 PV時，底水驅結束(TK467井含水率高于98%,達到經濟極限含水率)，總采收率為20.92%，與實驗方案a、b的結果基本一致.

底水驅結束后，從見水井TK467以脈沖注水方式進行轉注，以每個流速段時間為15 min，流速為2、4、6、4、2 mL/min進行注水.當底水加轉注水累積注入量達1.26 PV，各井含水率達到98%時，實驗結束.底水驅替階段采收率變化規律和實驗方案a、b的類似.在脈沖注水階段，S48井的無水采油期較長，提高采收率程度最高，達7.89%；其他井較周期注水時降低，但降低幅度不大.井組總提高采收率幅度為16.48%，最終采收率為37.40%.在脈沖注水階段壓力波動不明顯，維持在20 kPa左右.對比實驗方案a、b、c的單井、井組總采收率結果(見表4)，實驗方案c的轉注水開發效果與實驗方案b的基本一致，均優于恒速注水開采的，故周期注水和脈沖注水可作為底水驅后補充能量的注水方法.

表4 實驗方案a、b、c的單井與井組總采收率結果Table 4 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment a, b and c %

底水驅階段,由于TK467井埋藏最深且所在儲集空間通過單一裂縫與底水連通，屬于底水直進型，與底水的連通關系要遠好于其他井的；而模型中、下部儲集體充填特征以充填、半充填為主，充填物的存在降低縫洞單元儲集體的滲透能力，也大幅限制重力作用下的油水置換效應，為水錐的形成創造有利條件；再加之高底水侵入速度影響，進一步促進底水錐進效應，因此底水更傾向于向TK467井發生錐進，表現為TK467井在底水驅階段迅速見水.轉注水補充能量階段，在低部位水淹井注水，對侵入的底水沿反方向起壓制作用，可抑制底水的進一步侵入，為其他4口井采油補充能量.

由表4可知，注水補充能量階段，鉆遇溶洞型油井采收率明顯高于鉆遇裂縫型油井的(以單元儲量為基數).這是因為鉆遇溶洞型油井(S48、T401)時，溶洞中油、水重力分異作用較為明顯，溶洞中水驅油的過程類似于活塞式的平面推進，油井產油效率與所在溶洞配位數有關，即與溶洞連接的裂縫條數有關.當油井所在溶洞配位數為1時，流體僅能單向地從單一裂縫流向生產井，隨著溶洞油水界面抬升至井底，油井見水，且一般伴隨暴性水淹；當油井所在溶洞配位數較高時，通過裂縫溝通的溶洞數也增多，隨油井所在溶洞內油水界面的抬升，將不斷有新的溶洞被啟動，原油通過不同的流動通道被驅向油井.配位數越高，含水率上升速度越慢，油水產期越長.對鉆遇裂縫型油井，由于裂縫儲集體自身控制儲量相對較低，驅替過程中裂縫一旦見水，流動通道將很快被水占據，油井見水迅速，采收率較低[17].

脈沖注水和周期注水的提高采收率機理被認為是不穩定注水能夠周期性地改變注水流場，使水驅流線發生改變，從而擴大注水波及體積，進而相比恒速注水更大幅度地提高采收率.周期注水的總注水量0.93 PV小于脈沖注水的總注水量1.26 PV，因此優選周期注水為更有效的注水補充能量方法.

4 注氣提高采收率效果

在優選周期注水為最佳注水補充能量方式后，開展注氣提高采收率實驗，其中分別選用連續注氣和氣水交替2種注氣方式，分析驅油效果與提高采收率機理.

4.1 連續注氣

在底水驅替和周期注水補充能量基礎上，進行注氮氣提高采收率實驗，結果見圖9.由圖9可知，該階段提高采收率達23.47%.注水開發之后，剩余油主要以“閣樓油”和“自鎖油”形式存在.由于重力分異作用，注氮氣可以有效啟動高部位“閣樓油”和“自鎖油”，使它在重力作用下運移到低部位溶洞和裂縫中，重新形成富集油帶；同時，油水界面隨著底水注入而不斷抬升，使油不斷推向井底而被采出，提高采收率效果明顯.

4.2 氣水交替驅

在底水驅替和周期注水補充能量基礎上，進行氮氣、水交替注入提高采收率實驗，實驗方案e的單井與井組總采收率變化結果見圖10.由圖10可知，該階段提高采收率達25.92%.相比于連續注氣開發，氮氣、水交替注入使油藏壓力波動變化，注入的氮氣在重力作用下占據溶洞頂部空間，驅替頂部的“閣樓油”和部分“自鎖油”，使它進入油井而被采出；注入的水有抑制水錐的效果，同時抬升油氣界面，延緩氣竄.實驗方案d和e的單井與井組總采收率結果見表5.

圖9 實驗方案d的單井與井組總采收率變化

圖10 實驗方案e的單井與井組總采收率變化Fig.10 Experiment e: Performance of single well recovery and total oil recovery

表5 實驗方案d和e單井采收率與總采收率結果Table 5 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment d and e %

由表5可知：實驗方案d的連續注氣驅與實驗方案e的氣、水交替驅的水氣總注入量為1.57 PV，連續注氣可以在底水驅替和轉注水驅后提高采收率24.19%，使總采收率達到59.38%；氣、水交替注入可以提高采收率25.92%，使得總采收率達到61.83%，提高幅度更大.這說明注氣可以啟動注水無法動用的剩余油.氣、水交替注入既可以抑制水錐的作用，還可以抬升油氣界面，延緩氣竄發生，從而提高氣體的有效利用率.由于在氣驅階段仍然保持底水的持續供給，因此氣、水交替注入優于連續注氣驅的效果不夠顯著.

5 結論

(1) 注水開采階段，鉆遇溶洞型油井采收率明顯高于鉆遇裂縫型油井的.

(2)根據三維立體儲層仿真模型實驗，底水驅替結束后，3種轉注水補充能量方式可提高采收率14%～16%，其中恒速注水的為14.05%，周期注水的為16.39%，脈沖注水的為16.48%，而周期注水的總注水量小于脈沖注水的總注水量，故優選周期注水為更有效的注水能量補充方法.

(3)轉注水驅結束后，開展連續注氣驅和氣、水交替驅可提高采收率25.92%，效果優于連續注氣驅的24.19%.

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2015-10-29；編輯：關開澄

國家科技重大專項(2011ZX05014-003)；國家重點基礎研究發展計劃973(計劃)項目(2011CB201006)；國家自然科學基金項目(51504268)；中國石油大學(北京)科研基金項目(2462014YJRC053)

苑登御(1987-),男，博士研究生，主要從事提高采收率與采油化學方面的研究.

TE344

A

2095-4107(2015)06-0102-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.012