紅河油田長8油藏減氧空氣驅注氣參數綜合優化

梁承春，聶法健，張 戈

（1.中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006；2.長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100；3.中國石化勝利油田分公司現河采油廠，山東東營 257000）

Amoco公司于 1963年在美國內布拉斯加州的Sloss油田實施的第一個高壓注空氣礦場試驗，開始了空氣驅提高采收率的探索。相比天然氣驅、CO2驅和N2驅，空氣驅具有成本低、氣源豐富的優勢。在美國BUFFALO油田WBRRU油藏、國內胡狀集油田胡12塊油藏均取得了較好的提高采收率效果，但受制于安全風險，推廣應用范圍受到了較大制約[1]。2010年以來，隨著低成本減氧技術的不斷進步，空氣驅應用范圍逐步擴大，國內大部分油田均開展了減氧空氣驅先導試驗，取得了良好的效果。遼河油田9個區塊試驗減氧空氣驅，包括變質巖古潛山油藏、碳酸鹽巖潛山油藏、低滲透砂巖油藏、塊狀砂礫巖油藏和高含水后期油藏，階段增油達11.0×104t。

裂縫–致密油藏具有基質滲透率低、裂縫發育、非均質性強的特點，天然能量及水驅開發效果均不理想。如紅河油田長8油藏，儲層致密，裂縫發育，天然能量低，彈性開發遞減快，天然能量開發采收率僅為2%，水驅開發采收率僅為5%左右，經濟效益差。減氧空氣驅作為空氣驅和 N2驅的升級技術，氣源穩定，注氣成本低，可有效地驅替微裂縫和基質中的原油。其主要驅油機理是將不同氧含量的空氣注入油層后發生低溫氧化反應，形成由N2和CO2組成的煙道氣來提高驅替效率[2–5]。本文依據紅河油田長8油藏優選的先導試驗井組（H井組），所建立的雙重介質多組分數值模型為基礎，以增油量、換油率、噸油成本作為評價指標，采用數值模擬，綜合室內實驗、油藏工程等研究方法，多方法、多角度地開展減氧空氣驅注氣參數綜合優化研究。

1 試驗井組概況

H井組位于紅河油田長8油藏中西部，井組貫穿性裂縫不發育，鉆遇裂隙點11個，人工壓裂裂縫37條，井間未壓竄；基質孔隙度7%～15%，滲透率0.1×10–3～0.7×10–3μm2，平均有效厚度 12 m，物性較好。初期含油飽和度40%～60%，現有水平井4口，井網規則，平均井距500 m。依靠水平井天然能量開發，投產初期（前6個月）井組日產能力最高25.0 t，24個月后日產能力穩定在1.0 t，遞減非常快。由于地層能量不足，油井低能生產或關井，目前采出程度僅為0.49%，急需探索新的方式提升開發效果。

2 雙重介質多組分數值模型建立

在對研究區天然貫穿縫、微裂縫及人工壓裂縫分布特征及含油性分析的基礎上，采用確定–隨機相結合的建模方法，建立人工壓裂縫、實鉆天然裂縫及隨機天然裂縫模型，三組裂縫模型嵌套形成多尺度裂縫網絡模型（DFN）。根據裂縫開度、延展長度等參數建立裂縫屬性模型，結合儲層基質屬性模型，建立研究區雙重介質地質模型及多組分減氧空氣驅數值模型[5–6]。試驗區模型網格步長為10 m×10 m×1 m，縱向上由上而下劃分為8個主力油層，模擬基質、裂縫雙重介質中的流體流動。

3 注氣參數優化研究

減氧空氣驅中的氧含量是確保現場安全的決定性參數[7]。通過室內實驗及數值模擬，結合安全腐蝕機理、成本因素，探索不同濃度的減氧空氣驅對低溫氧化及驅油效率的影響，為先導試驗的礦場應用提供重要參考。在此基礎上，開展日注氣量、壓力、段塞比及總注入量等注氣參數的優化研究。

控制注入井最大注入壓力為20.0 MPa，當生產井日產油量低于0.1 t或井底最小壓力低于18.0 MPa時關井，預測時間為15 a。

H井組目前地層壓力18.9 MPa，地層溫度71 ℃，地面1.0×104Nm3減氧空氣折算到地下相當于11.74 m3地下水。井組按注采比1.0計算日注氣量約0.9×104Nm3。考慮目前井組未注水情況下地層虧空量和減氧空氣設備注入能力，試驗井組日注氣量建議為1.0×104～2.0×104Nm3。

3.1 氧含量優化研究

考慮減氧工藝特點，數值模擬設計注入氣氧含量分別為3.00%、5.00%、8.00%、10.00%、21.00%（空氣）五種，日注氣量選取1.0×104Nm3，持續注入15 a。

3.1.1 對增油量的影響

隨著注入氣氧含量增加，注入氣地下體積下降（表1），低溫氧化反應增強。由于油藏的溫度較低，并且裂縫發育，氧化反應規模不大，對整體開發效果影響不明顯。其中，注入氣氧含量從21.00%（空氣）下降到3.00%，15 a增油量僅從4.28×104t增至4.32×104t，提高1.00%，采出程度提高幅度也僅為0.04%。

3.1.2 對產出氣氧含量的影響

油藏溫度低，裂縫發育，低溫氧化不劇烈，基本在井周圍反應[6–7]。隨注入氣氧含量增加，21.00%的空氣驅產出氣氧含量最高可達 18.03%；3.00%的減氧空氣驅產出氣氧含量最高為2.45%（圖1）。

表1 地面注入1.0×104 Nm3介質折算地下體積

圖1 不同注入介質產出氣氧含量對比

3.1.3 多組分氧氣爆炸極限及臨界氧含量

對H井組3口井進行取樣，采用沉降法、高溫高壓配樣儀等多種措施破乳脫水。PVT測試結果顯示，產區為輕質原油（密度小于0.900 g/cm3）、低氣液比（小于 90）、低黏度（小于 15 mPa·s）油藏；3口井井流物組成為C1+N2約占58%，CO2+C2–C7約占42%。通過油井井流物組分測定，為減氧空氣驅爆炸極限和臨界氧含量的測定提供基礎數據。

通過理論計算值（理論值）與文獻實驗值對比（表2），優選化學濃度估算法與萊–夏特爾公式作為多組分可燃氣體爆炸極限預測模型，爆炸極限作圖逼近法作為臨界氧含量預測模型。通過計算模型預測井組氣體組分（25 ℃，大氣壓）可燃物濃度為4.76%～14.38%，爆炸臨界氧含量為12.98%，取0.8的安全系數，設計防爆控制氧濃度不高于 10.40%，為減氧空氣驅油安全控制方案制定提供依據。

表2 不同計算模型多組分氧氣爆炸極限與臨界氧含量理論值及實驗值對比 %

3.1.4 氧含量腐蝕界限

氧腐蝕是限制空氣泡沫驅技術應用推廣的主要因素之一，其關系到注入井的安全[7–12]。通過對減氧空氣驅油過程中注氣工藝和集輸系統原油環境分析，明確了不同氧含量對管材的影響，減氧空氣驅過程中N80鋼標準掛片的腐蝕速率隨氧含量的降低呈非線性下降（表3），氧含量低于5.00%，可明顯減緩N80油管的腐蝕[13]。

通過對減氧空氣驅設備分析，隨著注入氣氧含量降低，運行成本將大大提高，折算后標準立方米減氧空氣的注氣成本增加。即在相同注氣速度、注氣周期的條件下，隨著注入氣氧含量降低效益變差。

通過上述多種方法相互結合、相互印證，考慮開發、安全、腐蝕、成本等因素，減氧空氣驅開發過程中，在安全可控的基礎上，優選最佳注入氣氧含量為5.00%。

表3 不同氧含量空氣介質下N80管材腐蝕速率

3.2 日注氣量優化

在保持井組3口生產井定液生產的基礎上，設計注入 5.00%減氧空氣，對比分析不同日注氣量條件下油藏壓力、增油量、成本等的變化。數值模擬預測顯示，日注氣量對方案影響較為復雜[14–18]。

3.2.1 地層能量保持水平分析

從地層能量補充角度分析（圖2），油藏壓力保持水平隨日注氣量的增加而提高，日注氣量大于 1.0×104Nm3時地層壓力保持水平均在90%以上。從壓力保持水平增加幅度來看，日注氣量從0.3×104Nm3提高到1.0×104Nm3，油藏壓力保持水平提高了7.80%；而日注氣量從1.0×104Nm3提高到2.0×104Nm3，油藏壓力保持水平只增加了0.84%。所以，從地層能量保持水平來看，日注氣量應保持在1.0×104Nm3以上。

圖2 日注氣量與油藏壓力保持水平關系

3.2.2 開發效果

隨著日注氣量增加，3口生產井日產油量均呈現“先上升后下降至平穩”的趨勢。從增加幅度來看，隨著日注氣量的增加，日產油能力均有不同程度的提高，日注氣量不低于1.5×104Nm3時，日產油能力較高。

從提高采出程度幅度來看（表4），隨著日注氣量地增加，注入時間15 a，提高采出程度幅度由2.33%增至5.67%，日注氣量大于1.5×104Nm3時，提高采出程度幅度減緩。

從開發效果來看，日注氣量 1.5×104Nm3為界限注氣量。

表4 不同日注氣量提高采出程度幅度

3.2.3 對開發效益的影響

減氧空氣驅投入包括一次性固定成本投入及年滾動注氣成本投入。其中一次性固定成本投入包括減氧空氣驅地面注氣設備、井口設備以及注采井筒、安全監測系統等配套設備投入；年滾動注氣成本投入包括注入氣成本投入、注氣電費用及其他作業費用等投入。

從開發效益角度看，隨日注氣量增加，分攤一次性固定成本投入和年滾動投入（標準立方米注氣成本）下降顯著，初步估算由日注氣量0.3×104Nm增至2.0×104Nm，標準立方米注氣成本下降75%；綜合不同日注氣量條件下增油量變化，噸油成本呈現“先下降后小幅上升”的趨勢，日注氣量1.5×104Nm3是效益拐點，對應的噸油成本最低，為1 779元，投入產出比最高為3.44（圖3）。

圖3 日注氣量與產出效益關系

3.2.4 注氣壓力測算

隨著日注氣量增加，對應的最大注入壓力也增加，日注氣量從0.3×104Nm3增至2.0×104Nm3，最大注氣壓力從16.0 MPa提高到25.0 MPa（圖4），遠低于破裂壓力37.9 MPa。

綜上所述，綜合地層能量保持水平、開發效果及開發效益等整體評價，結合現場注氣設備的平穩注氣壓力，優選日注氣量為1.5×104Nm3。

圖4 日注氣量及對應的最大注氣壓力關系

3.3 注入段塞比優化

調研國內外注氣實踐，綜合考慮儲層特征，為延緩氣竄，設計井組采取段塞注氣方式，注氣過程中，配合空氣驅專用泡沫，增強流度調控效果。由圖5可知，隨著空氣/泡沫段塞比下降，阻力系數及殘余阻力系數均上升，當段塞比低于5︰1時，上升幅度逐步減緩。綜合考慮成本，優化空氣/泡沫設計段塞比為 4︰1～5︰1。

圖5 不同段塞比條件下阻力系數及殘余阻力系數對比

數值模擬設計注入氣/泡沫防竄劑的段塞比分別為10︰1、5︰1、3︰1、1︰1，通過對不同段塞比條件下井組累計增油量分析發現，隨段塞比降低，相同時間段注入氣量減少，驅油效果逐漸變差，階段累計增油量減少，優化合理段塞比為 5︰1～3︰1（表5）。

綜合現場施工設計及成本，優化空氣/泡沫設計段塞比為5︰1。

表5 不同注入段塞比與階段累計增油量

3.4 總注氣量優化

在注入5.00%的減氧空氣、日注氣量為1.5×104Nm3、空氣/泡沫設計段塞比為5︰1的條件下，設計不同總注入氣量對開發效果及效益的影響。隨總注氣量增加，井組增油量逐步增加，而換油率呈“先升后小幅下降”趨勢（圖6），結合成本因素，建議注入周期10 a，總注入量控制范圍為3 500×104～4 500×104Nm3。

圖6 注氣時間與換油率及噸油成本關系

3.5 效果預測

應用數值模型對上述注采參數條件下的試驗井組方案進行指標預測，累計增油3.04×104t，產出氣氧含量最高為3.95%，采出程度提高3.10%，年均采油速度為 0.31%，井組含水由 76.68%逐年下降到61.74%。預測試驗井組投入產出比為2.0，換油率可達0.8 t/103Nm3以上，經濟效益較好。

4 結論

（1）減氧空氣驅是裂縫–致密油藏現階段效益開發的有效手段，采收率預計可提高5.0%以上。

（2）綜合考慮開發效果、安全、管材腐蝕、成本等因素，優化裂縫–致密油藏減氧空氣驅所注入氣氧含量為5.00%。

（3）綜合油藏地層能量、開發效果及效益、地面設備及工藝流程等各種因素，優化單日注氣量為1.5×104Nm3；如注氣周期為10 a，則累計注氣量控制在4 000×104Nm3時經濟效益最好。