塔河油田縫洞型油藏氮氣驅見效特征及其影響因素*

張 慧 鞠斌山 蘇英杰

(1. 中國地質大學(北京)能源學院 北京 100083； 2. 中國石化石油勘探開發研究院 北京 100083；3. 非常規天然氣能源地質評價與開發工程北京市重點實驗室 北京 100083； 4. 上海振華重工(集團)股份有限公司 上海 200125)

塔河油田經過天然能量、單井注水替油、水驅、單井注氣替油幾個階段的開發，仍存在大量剩余油。2013年4月開始氮氣驅礦場試驗，并取得了成功。截止到2019年1月，共實施氮氣驅井組數45個，注氣覆蓋地質儲量31 545萬t，累計氮氣注入量 67 165萬m3(地面體積)，累計伴水量131萬m3，累計方氣換油率0.34 t/m3，累增油68萬t。然而，氣驅井組見效差異大，增油量從幾十噸到幾萬噸不等，影響因素不明，氣驅井組選擇缺乏依據，影響了氮氣驅技術在塔河油田的大規模應用。因此，開展了氣驅井組見效特征及影響因素研究。將氣驅井組進行地質分類，并研究了不同地質類型氣驅井組的見效特征，進而研究了氣驅井組效果的影響因素，提出了氣驅井組的選擇原則及實施建議。

1 井組分類

塔河油田縫洞型油藏有暗河、風化殼、斷溶體三大巖溶成因[1-5]。暗河儲集體平面呈長條河道狀分布，有多層分布特征；儲集體類型主要為垮塌洞和砂泥質充填洞。風化殼儲集體平面展布，具有一定的連通性，縱向發育高角度裂縫；儲集體以地表河砂泥沉積、落水洞機械充填為主，總充填率70%～95%。斷溶體儲集體平面上沿斷裂分布，縱向上沿高角度斷裂發育，呈“高窄型”；儲集體類型主要為未充填洞、垮塌充填洞、砂泥充填洞。

以塔河油田主體區穩定受效的34個氣驅井組為研究對象(圖1)，綜合利用地震、鉆錄測井與生產動態等資料，根據不同巖溶條件下儲集體類型[6-11]，將氣驅井組系統劃分為暗河-溶洞發育區、暗河-充填洞發育區、暗河-高角度裂縫發育區、風化殼-溶洞型、風化殼-裂縫孔洞型、斷溶體-溶洞型、斷溶體-裂縫孔洞型、斷溶體-裂縫型等8類。

圖1 塔河油田主體示范區45個氮氣驅井組

2 見效特征對比

根據地質分類結果，從增油特征、控水效果、能量、見效響應特征、注采井對應特征等，歸納總結在不同巖溶儲集體中縫洞型油藏氣驅的見效特征，并列舉典型井組實例進行驗證。

2.1 不同地質類型氣驅井組見效特征

由于縫洞型油藏的復雜性，不同地質類型氣驅井組的開采動態特征具有很大差異，但結合前期研究成果，預計同一種地質類型氣驅井組能夠表現出相似的變化趨勢。因此，通過對單井注氣后投產時間進行歸一化拉齊[12]，將同一類型氣驅井組放在一組，成為一口“虛擬井”，分別對不同類型井組的見效特征進行分析。

1) 增油特征。

采用“歸一化”方法，假設了8種類型氣驅井組的虛擬井，分別作產量遞減曲線(圖2)。從圖2可以看出，不同類型氣驅見效井注氣后效果差異大。暗河-溶洞發育區油井有一定的穩定增油期，產量遞減后，遞減率最小；風化殼背景下，日產油先上升，然后遞減，見效期也較長；斷溶體背景下的氣驅見效井產量增幅雖然大，但見效后沒有穩產期，產量直接遞減，遞減率偏大；高角度縫發育為主的井組初期增油效果最小，遞減也最大。

圖2 不同類型氮氣驅井組產量遞減曲線

統計8種類型氣驅井組見效后的增油情況(圖3)，可以看出，斷溶體背景下的氣驅井組見效初期日產油平均增幅整體較大；其次為暗河發育區溶洞型為主的井組；風化殼背景下的氣驅井組見效初期日產油平均增幅一般；高角度裂縫發育區的井組見效初期日產油增幅最小。

圖3 不同類型氮氣驅井組見效初期增油效果

2) 含水變化。

采用歸一化方法，假設了8種類型氣驅井組的虛擬井，分別作含水率變化曲線(圖4)。從圖4可以看出，不同類型氣驅見效井控水效果差異大。暗河-溶洞發育區含水逐漸下降，仍在見效過程中；暗河-充填溶洞發育區注氣后含水先下降，而后又快速上升；暗河-高角度裂縫發育區通源大斷裂溝通底水，注氣難以抑制底水；風化殼-裂縫孔洞型注氣后含水先下降，而后波動變化；斷溶體注氣后含水迅速得到控制，但是含水上升速度較快。

圖4 不同類型氮氣驅井組含水變化曲線

統計8種類型氣驅井組見效后的含水率變化情況(圖5)，可以看出，斷溶體背景下裂縫發育區油井含水控制最好，含水快速降低，見效期基本以低含水生產為主；其次為暗河溶洞及充填洞發育區；對于臨近高角度裂縫的井含水較難控制。

圖5 不同類型氮氣驅井組見效后控水效果

3) 能量。

采用歸一化方法，假設了8種類型氣驅井組的虛擬井，分別作壓力變化曲線(圖6)。從圖6可以看出，不同類型氣驅見效井壓力變化差異大。暗河型的油壓上升不明顯，只有高角度裂縫發育區響應比較明顯；風化殼-溶洞型油壓響應非常明顯，波動較大；注氣前能量足，注氣后壓力響應比較慢，較長時間才有響應；斷溶體型總體油壓有明顯上升，但是下降也較快，說明注氣后補充能量快，但是注氣量不足。

圖6 不同類型氮氣驅井組壓力變化曲線

4) 見效時間。

見效時間表現在2個方面：見效速度和見效時長。見效速度反映了不同類型氮氣驅井組在注氣后見效的快慢，見效時長則反映的是不同類型氮氣驅井組在注氣后的有效期。分別統計了8種類型氣驅井組的見效速度和見效時長(圖7、8)。

圖7 不同類型氮氣驅井組注氣后見效速度

圖8 不同類型氮氣驅井組注氣后見效時長

從圖7、8可以看出，不同類型氣驅見效井見效速度和見效時長差異大。斷溶體背景下的井在注氣后見效最快，見效時長最短；說明注入氣沿斷裂或裂縫竄進明顯，可快速作用到采油井，但由于儲集體規模較小，見效時長較短。風化殼背景下的井在注氣后見效較慢，但是一旦見效，見效時間較長；與井間儲集體連通規模較大、注氣量不足、驅替速度慢有一定關系。

5) 注采井對應特征。

統計了不同類型氮氣驅井組的注采對應關系，發現暗河和風化殼背景下的氣驅井組以多向見效為主，而斷控巖溶區以單向受效為主(表1)。

表1 不同類型氮氣驅井組注采對應關系

結合之前對產量、含水、能量、見效時間等方面的分析可以看出：注采對應關系越單一，注氣后見效越明顯，主要表現為見效快、累產高、控水好、能量補充快。

2.2 典型氣驅井組見效特征

1) TK666—TK625井組。

風化殼-溶洞型井組，自2015年2月11日開始注氣，注氣后壓力響應明顯。160 d后見效，見效慢(圖9a)；平均單井日增油16 t，累計增油5 760 t，見效期360 d，穩產期長；見效后含水下降75%，失效后含水緩慢上升(圖9b)。

圖9 TK625井生產曲線

2) TK7-454—T7-444CH井組。

暗河-溶洞型井組，自2014年6月18日開始注氣，注氣后壓力響應不明顯。42 d后見效，見效較快(圖10a)；平均單井日增油12 t，累計增油2 160 t，見效期180 d，穩產期一般；見效后含水下降10%，失效后含水快速上升(圖10b)。

圖10 T7-444CH井生產曲線

3 氣驅效果影響因素分析

考慮了巖溶背景、控制構造高點、儲集體發育位置、注采位置、注氣速度等5個因素，運用礦場統計方法開展了氮氣驅效果分析與對比研究，初步明確了氮氣驅有利條件。

1) 巖溶背景。

不同巖溶地質背景的氮氣驅井組平均增油量和方氣換油率對比結果見圖11，可以看出斷溶體、暗河巖溶發育區方氣換油率平均水平高于風化殼巖溶發育區，風化殼巖溶發育區整體增油量優勢較為明顯；由于風化殼巖溶發育區規模較大，導致注氣量大，方氣換油率較低。

圖11 不同巖溶背景氮氣驅效果對比

2) 控制構造高點。

對比是否控制構造高點的氮氣驅井組平均增油量和方氣換油率(圖12)，可以看出：控制構造高點的氮氣驅井組效果明顯好于未控制構造高點的井組。

圖12 是否控制構造高點氮氣驅效果對比

3) 儲集體發育位置。

儲集體發育位置描述的是井的生產層段距T74界面的距離。對不同儲集體發育位置的氮氣驅井組平均增油量和方氣換油率進行了對比，結果見圖13。可以看出：目前的氮氣驅挖潛高部位儲集體(風化殼、殘丘部位)的頂部剩余油效果較好；對低部位儲集體的挖潛效果較差。

圖13 不同儲集體發育位置氮氣驅效果對比

4) 注采位置。

對比了不同注采位置的氮氣驅井組平均增油量和方氣換油率，以及注氣后的見效速度(圖14、15)，可以看出：上注下采模式波及體積大，受效緩慢，但整體效果較好；下注上采模式受效快，易氣竄，整體效果較差。在有足夠的地下氮氣埋存體積的前提下，高部位注氣時，更容易形成自上而下的人工氣頂驅替。

圖14 不同注采位置對氮氣驅效果的影響

圖15 不同注采位置氣驅井組見效速度對比

5) 注氣速度。

將礦場實際注氣速度分為高速注氣(>2 000 m3/h)和低速注氣(<2 000 m3/h)，對比了不同注氣速度的氮氣驅井組平均增油量和方氣換油率(圖16)，可以看出：高速注氣情況下，井組方氣換油率比低速注氣高，但是累計增油量比低速注氣少；這說明高速注氣見效快，但容易氣竄。因此，要合理控制注氣速度，防止氣竄。

圖16 不同儲集體發育位置氮氣驅效果對比

4 選井原則及建議

綜合見效特征及影響因素研究，提出如下選井原則和實施建議。

1) 在低油價現狀下，優選水驅失效的斷溶體背景的井組實施氮氣驅；在油價逐步升高過程中，逐步擴大到風化殼、暗河背景的井組實施氮氣驅。

2) 基于目前氮氣驅技術，優選控制儲集體發育高部位的井組實施氮氣驅。

3) 優選上注下采模式，波及體積大；選擇下注上采模式時，需防氣竄風險。

4) 需要根據實際井組優化注入速度，防止氣竄，獲的最佳注氣效果。

基于上述選井原則，對現有的部分井網提出了調整措施和實施建議。例如，建議斷溶體裂縫孔洞型的TK722CH2-S86井組注氣，S86井位于局部構造高點，頂部剩余油富集；低注高采，控制注入量及注入速度，注氣36 d后S86井受效，日增油15.9 t，含水率下降35.1個百分點，方氣換油率0.36 t/m3，取得了較好的效果。

5 結論

1) 將塔河油田氣驅井組系統劃分為暗河-溶洞發育區、暗河充填洞發育區、暗河-高角度裂縫發育區、風化殼-溶洞型、風化殼-裂縫孔洞型、斷溶體-溶洞型、斷溶體-裂縫孔洞型、斷溶體-裂縫型等8類；不同類型氣驅井組的開采動態特征具有很大差異，但同一種類型氣驅井組表現出相似的變化趨勢。

2) 初步明確了塔河油田氮氣驅有利條件，風化殼巖溶發育區整體增油量優勢較為明顯，但所需注氣量大，斷溶體發育區見效快，方氣換油率高；目前氮氣驅技術，挖潛高部位儲集體頂部剩余油效果較好；在有足夠的地下氮氣埋存體積的前提下，選擇高部位注氣更容易形成自上而下的人工氣頂驅替。