縫洞型油藏氮氣驅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(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重點實驗室，北京 100083

3 中國石油大學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(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重點實驗室，北京 100083

3 中國石油大學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開發后期提高采收率技術，設計并制作了滿足相似性條件的二維可視化物理模型，在此基礎上研究了水驅后剩余油類型、分布規律及注氮氣啟動剩余油規律，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。實驗結果表明：縫洞型油藏水驅后剩余油類型可分為4大類：閣樓油、未波及區域剩余油、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效果也有明顯影響。不穩定注氣比常規恒流速注氣驅油效果好，水氣交替效果尤其顯著；高注低采的驅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；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化殼巖溶儲層，其主要的儲集空間是大型洞穴，裂縫系統是有效的儲集空間，更是主要的滲流通道，基質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，儲層的非均質性極其嚴重，其主要特點包括縫洞分布隨機性大，內部結構極不均勻，溶洞—裂縫空間配置關系復雜，內部油水分布關系和流動特征復雜等[3-5]。這些特點使得常規砂巖儲層、孔隙性碳酸鹽巖儲層的提高采收率技術，如化學驅、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主要以注水、注氣為主[6-8]。在開發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，之后注水驅油是油田增產和減緩遞減的主要措施。在油田注水開采后期，儲層經過多輪次注水后，油水界面上升，驅油效果變差[9-10]，底水能量充足的油井出現了底水錐進現象，很多油井因高含水而關井停產，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開發油田方面，美國和加拿大等北美地區國家一直處于技術領先的地位。國外于20世紀70、80年代就開始了油井注N2技術研究。首先是利用天然氣和CO2來進行現場試驗，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，大規模現場應用受到限制。20世紀80年代隨著制氮技術的發展，美國恩克河油田、委內瑞拉馬拉開波油田以及加拿大都大規模地開展了油井注N2技術應用[11]。我國礦場研究方面，雁翎油田于1994年進行注氮氣礦場先導性實驗[12]，累計增產原油20 187噸，綜合含水率下降8.81%。江漢油田于2010年在鹽間泥質白云巖油藏進行連續注氮氣礦場先導性試驗，受效井14-3井產油量增加、產出油中輕質組分增加，起到了較好的注氣效果。N2氣驅油的主要原理是當氣體注入地層后，在重力分異的作用下向高部位運移，逐漸占據溶洞上部空間，當注入量較多時形成“氣頂”，驅替原油下移進入油井而被采出。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量遞減以及抑制底水錐進，從而提高原油采收率[13-16]。針對上述問題筆者設計并制作了符合相似準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及轉注水水竄后剩余油的類型、分布規律和影響因素等。

1 模型設計與制作

1.1 模型相似性設計

為了使物理模擬的實驗結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行了詳細分析。在碳酸鹽巖縫洞型油藏中，流動通道幾何尺度差異較大，縫洞系統分布非常復雜，形成了多種流動模式。而在模型設計時，同一模型無法同時滿足多個相似準則，只能側重局部流體進行相似模擬[18-19]。注水和注氣補充能量實驗中發現，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系及注入速度與采油量的關系進行相似性設計。

1.2 模型制作

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

1)根據模型設計圖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膠進行充分混合，置于30 cm×30 cm×4 cm的正方形巖心壓制模具中。

2)根據模型設計依據，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，將其取出進行自然條件下的固結。

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

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

2 實驗設計

2.1 實驗材料

實驗用油是根據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律。

2.2 實驗裝置

圖1 縫洞模型設計圖(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、供液系統和數據采集系統共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，并連接相應管線；③進行底水驅替實驗，底水注入速度為2 mL/min，當低位井含水率為98%時，底水驅替結束，將低位井與注水管線相連，進行注水補充能量實驗；④當高位井水淹后，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；⑤一組實驗結束后將模型清洗干凈；⑥重復步驟①②③，改變注入參數，進行注入參數優化實驗。

3 實驗結果分析

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，2)低位井轉注水補充能量，3)低位井轉注N2啟動剩余油。各階段油水分布如圖3所示，各階段生產動態特征如圖4所示。

可視化模型底水驅替油水流動規律及油水分布如圖3(b)所示，低位井轉注水后油水分布及剩余油類型如圖3(c)所示，低位井轉注N2后啟動剩余油規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。底水驅階段，底水沿著兩個底水管線從下部裂縫構造逐漸進入，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形成小水珠分散在油中。隨著底水的繼續入侵，進入溶洞內的水珠發生聚合，初步形成連續的水相，出現油水界面。此時底水分別沿著阻力最小的左右兩個主流通道驅替原油，其過程接近于活塞式驅替。當底水達到低位井下方時，底水快速突進并迅速到達井口附近，低位井見水且含水率快速上升至98%(圖4)，此時低位井轉變為注水井，高位井含水率下降(圖4)。轉注水主要波及和啟動6號洞和9號洞剩余油，高位井單井增產但很快水竄(圖4)，注水后剩余油分布如圖3(c)所示。模型內剩余油主要分為閣樓油、未波及區域剩余油、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入溶洞的頂部區域而形成的剩余油。B為未波及區域剩余油，位于遠離主流線的溶洞內，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 不同驅替階段油水分布Fig. 3 Oil/water distribution at different displacing stages

圖4 底水驅、轉注水和注氮氣階段生產動態曲線Fig. 4 The production performance with bottom water injection, water injection and N2injection

當高位井水淹后低位井轉注氣，氣體首先占據3號洞頂部，頂替“閣樓油”進入流動通道，進入6號洞，由于氮氣密度遠遠小于油水密度，在重力分異作用下，氣體會快速進入7號洞和8號洞，替換閣樓油，通過裂縫進入9號洞被采出。實驗結束后，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替過程如圖5所示。從低位井注氣，注入的氣體首先占據3號洞頂部閣樓空間，然后隨著裂縫波及到7號洞。當注入速度較低時(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號洞頂部通道驅替模擬油進入高位井；當注入速度較大時(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，氣體優先選擇6號洞通道驅替模擬油進入9號洞，并導致氣竄，使得實驗結束時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。考慮到經濟因素，注入速度不應過低，更不應過高。實驗結果表明，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 不同注氣速度下換油率對比Fig. 6 Oil/gas change comparation at different N2injection speeds

(2)注氣方式

在水驅結束后，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3號洞(圖7(a))頂部，驅替油向下運移進入主流線。當采油井只產油時，提高采收率和產油速率皆急劇上升，直到油井見氣，產油速率才快速下降，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定注入方式能夠引起流場變動，擴大注入流體在縫洞連通復雜區域的波及系數，其產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，使得橫向發育的6號洞可以被波及到(圖7黃圈區域)，但是當氣體波及到9號洞時，由于氣體密度低、流度大，容易導致氣竄，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)，注入的水還能驅替“竄流油”進入高位井采出，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

在水驅結束后，使用低位井注氣與高位井注氣分別進行實驗(圖9)。低位井注氣時，注入的氣體優先占據3號洞頂部閣樓空間，當氣液界面波及到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，實驗結束。整個驅替過程中，6號洞基本沒有被波及到，驅替過程為非活塞式驅替，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，驅替過程接近活塞式驅替，能更大程度地提高采收率(見圖10)。

圖9 氮氣注入井別優化驅替過程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曲線Fig. 10 Production performance of different wells with N2injection

4 結論

設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，分析了轉注氮氣后啟動剩余油類型及規律。研究得出以下結論：

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

(3)采用不穩定注氣比常規恒流速注氣效果好，通過改變流場，提高注入流體的波及系數，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生繞流、氣竄等問題，降低注氣驅油效果。過低的注氣速度也會出現注氣見效慢、經濟效益差等問題。

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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效果技術——補充能量注入體系優選實驗研究”(2011ZX05014-003)和國家“973”項目“碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率基礎研究——提高采收率方法研究及優化”(2011CB201006)聯合資助

蘇偉, 侯吉瑞, 鄭澤宇, 趙騰, 席園園. 縫洞型油藏氮氣驅提高采收率效果及其影響因素分析. 石油科學通報, 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