缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京　102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐　830011) 摘　要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。

国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。

为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。

针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。

研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。

关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。

多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。

针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。

1　注氮气开采阁楼油机理研究1.1　注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。

非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。

1.1.1　油气重力分异作用[3]油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力较大,N2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N2可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。

1.1.2　原油溶气膨胀排油在地层温度和压力下,注入的N2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。

这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。

1.1.3　改变流体流动方向水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。

当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。

1.1.4　提高水驱波及体积N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在一定程度上提高水驱波及体积。

图1　注氮气驱替阁楼油示意图在国内大多数注N2驱油的试验中都取得了比水驱高的采收率,注N2驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。

收稿日期:2008-04-14作者简介:李金宜,男,2007级硕士。

现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。

1.2　单相N 2在地层中的状态状态方程的大量实际应用研究表明,对于N 2等非烃组分的油藏烃类体系,PR 状态方程及其改进式具有更好的适应性。

因此,选择PR 方程及其改进式作为注N 2过程N 2～地层油之间相平衡计算的热力学模型。

1.2.1　N 2在地层中的状态氮气在油藏温度及压力变化范围内均为气态,其粘度、密度及Z 因子随压力的变化规律见图2和图3。

图2　氮气粘度、密度与压力关系图3　氮气Z 因子与压力关系50M Pa 120℃时N 2为气态,Z 因子为0.9873,粘度为0.055mPa ・s,密度为433.78kg /m 3。

1.2.2　N 2在原油中的溶解量图4　N 2的溶解量与压力的关系虽然在油藏条件下N 2不能与原油发生混相,但是有一部分N 2会溶解到原油中,N 2溶解量的大小对吞吐开发的效果影响也很大。

根据N 2溶解量图版,在油藏条件下N 2溶解度为0.025m 3/m 3。

见图4。

2　等效数值模拟研究采用加拿大CMG 公司的STARS 模块对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油进行等效数值模拟研究[4]。

所建典型模型采用51×51×51的网格系统,基质孔隙度为0.15;裂缝孔隙度为0.01。

原油粘度为70.5mPa ・s,基质渗透率为50×10-3 m 2;裂缝渗透率为500×10-3 m 2。

2.1　地质因素对典型储集体开采特征的影响2.1.1　原油粘度模拟十轮次注水替油后续三轮次注N 2驱油效果,分析原油粘度对N 2驱累计增产油量的影响。

周期注入N 2质量为300t,废弃压力为35MPa 。

日产液量为50m 3/d 。

结果见图5。

图5　原油粘度对开采效果的影响模拟结果表明:在裂缝～溶洞模型里,注水替油后续N 2驱的过程中,原油粘度对开采效果影响非常大。

原油粘度增大会减弱原油流动性能,使后续N 2驱开采效果变差,换油率降低,最终累计增产油量大幅度减少。

2.1.2　原油密度等效数值模拟研究原油密度分别为933kg /m 3、953kg /m 3、963kg /m 3、983kg /m 3时的开采效果,结果见图6。

图6　原油密度对开采效果的影响原油密度取963kg /m 3时,累计增产油量比原油密度取较小值933kg /m 3时的累计增产油量大25.6%,同时换油率也取得最大值。

结果显示,对于裂缝～溶洞模型,原油密度在963kg /m 3时,后续N 2驱能取得最好的增油效果。

2.1.3　地层韵律等效数值模拟研究在地层变异系数为0.5的情况下,正韵律地层和反韵律地层对注氮气开采阁楼油的效果影响。

图7　地层韵律性对开采效果的影响图7显示在正韵律地层中,注氮气开采阁楼油效果要略好于反韵律地层。

这可能是因为油气重力分异后,原油更容易通过较低处的高渗层流向井筒。

2.2　油气采油方式对典型储集体开采特征的影响缝洞模型上下连通层共有26个,生产井段位置可以为多个小层组合。

2.2.1　生产井段位置采取射开1-6、射开7-12、射开13-18小层来分析不同生产层位对开采效果影响。

结果见图8。

图8　射开层位对累计增产油量的影响模拟结果表明:对于裂缝-溶洞模型,射开13-18小层取得的后续N 2驱累计增产油量最大,换油率最高,增产效果最好。

因为在储集体射开下部生产,后期阁楼油较多,能充分利用注入N 2的弹性能量驱油,增油效果明显。

2.2.2　储集体打开程度数值模拟研究裂缝-溶洞模型里分别连续射开1-6小层、1-12小层和1-18小层的开采效果。

结果见图9。

模拟结果表明:储集体打开程度越大,累计增产油量越大,换油率越高,开采效果越好;但是储集体打开程度增幅相同的情况下,累计增产油量的增幅在减小,换油率增幅也趋于平缓。

图9　储集体打开程度对累计增产油量的影响2.3　注采制度对典型储集体开采特征的影响2.3.1　周期注氮气总量数值模拟了十轮次注水后续周期注入氮气总量分别为75t,100t,125t,和150t 时对应的累计增产油量和换油率。

结果见图10。

图10　周期总注入量与累增油量的影响模拟结果表明:随着周期N 2总注入量的增加,累增油量也在不断的增加,但是增幅变缓。

从换油率曲线可以清楚的看到,在周期注气总量为100t 时,换油率取得最大值。

随后,注气量继续增加,换油率下降,开采效果变差。

机理分析:后续注气可以在一定时间内保持地层压力维持在一定水平,不至于因为生产而使井底压力很快达到废弃压力。

开采时间延长,累增油量增加。

但是在地层充分补充压力损失后仍过多注入氮气,只能使生产成本增加,换油率下降,注气开采收益变差。

2.3.2　注气速度模型模拟了周期总注入N 2量为150t ,后续3个周期注气,生产50m 3/d 直至废弃压力35M Pa 。

结果见图11。

模拟结果显示:氮气注入速度增大,注入时间相应减少,不利于注入N 2在地层中扩散,没有充分补充地层损失压力,以至于较早达到井底废弃压力,累增油量减小。

但是,较小的注入速度虽然能充分利用注入气补充地层能量,却延长了施工时间,提高了生产成本。

图11　不同注入速度与累增油量的影响2.3.3　闷井时间图12　焖井时间与累计增产油量的影响闷井期也是影响注气吞吐效果的一个重要因素。

由于注气在注入油藏后需要一定的时间才能溶于原油并与油藏中的原油发生作用,因此在注气后需要关井一段时间,而关井时间的长短影响注气的吞吐效果。

关井时间短可能由于注入气不能与原油充分接触而影响吞吐效果,关井时间长可能由于停泡期长而影响到油井的产量。

模型模拟了后续三轮次注入N 2,周期总注入量为100t,50m 3/d 生产时对累增油量的影响。

见图12。

模拟结果显示:关井置换时间为15～25d 可以取得较好的开采效果。

如果时间继续增大,则会对累增油量产生不利影响。

3　结论3.1　在一定工艺技术保障下,塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油提高采收率技术是可行的。

3.2　在塔河该类油藏条件下,注N 2驱是以非混相状态进行。

主要驱替机理是油气分异后的重力驱替。

3.3　在地层正韵律情况下,注氮气开采阁楼油效果好于反韵律地层。

3.4　生产井段靠近储层中下位置有利于氮气重力驱替阁楼油。

3.5　在注氮气开采阁楼油过程中时,周期注气总量和闷井时间具有一个最优值。

[参考文献][1]　徐克彬,徐念平.雁翎油田注氮气提高采收率工艺技术[J ].石油钻采工艺,1998,20(3):69～75.[2]　周玉衡,喻高明,周勇,张娜,苏云河.氮气驱机理及应用[J].内蒙古石油化工,2007,(6):101～102.[3]　张艳玉,王康月,李洪君,李楼楼,聂法健.气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究[J].中国石油大学学报(自然科学版),2006,30(4):58～62.[4]　刘学利,翟晓先,杨坚,张林艳,任彩琴.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏等效数值模拟[J ].新疆石油地质,2006,27(1):76～77.The feasibility study for fractured and cavernous carbonate reservoir by inj ecting nitrogenL I J in -y i 1,J IA N G H an -qiao 1,L I J un -j ian 1,CH EN Min -f eng 1,T U X ing -w an 2,REN W en -bo 2(1.Petroleum Engineering Key Lab of Ministry o f Education ,China Petro leum Univ er sity ,Beijing 102249,China;2.China Petrochemical Cor por ation Northw est Petro leum Bureau Second Facto ry,U rumchi 830011,China)Abstract :T he displacement of o il by w ater in T ahe o il field is at a high num ber of rounds.T he WOC is rising and the oil displacement o f effect by injecting w ater is deterior ating.T he r em aining oil called "attic o il"are mainly distr ibuted in the structural relief of high position.The technolog y for exploitation of "attic oil"are available by injecting nitrog en o r natural g as in for eig n countries.The author o perates the feasibility study for exploitatio n of fractured and cavernous carbonate reservoir by injecting nitrog en in order to enhance the development effect in T ahe oil filed .In view of the g eolog ical and production characteristics ,w e analyse the mechanism of enhanced recov er y by nitro gen injection and favo rable geolo gical conditio ns ;on the basis of multiphase flow in w ellbore and numerical simulatio n ,w e demo nstr ate that it is available of enhancing reco very in fractured and cavernous carbonate reservo ir by injecting nitrog en and we make the optim izatio n of injection am ount 、balance tim e 、pro duction method 、injection r ate.T he r esult show s that 10%of enhanced reco ver y is available.Key words :Fractured and Cav er nous Carbo nate Reserv oir;Attic Oil;Injecting Nitro gen;Feasibility ;Technolo gy Lim its。