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。84内蒙古石油化工 2008年第23期 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N2在地层中的状态
状态方程的大量实际应用研究表明,对于N2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N2过程N2～地层油之间相平衡计算的热
力学模型。
1.2.1 N2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50MPa120℃时N2为气态,Z因子为0.9873,粘
度为0.055mPa・s,密度为433.78kg/m3。
1.2.2 N2在原油中的溶解量图4 N2的溶解量与压力的关系虽然在油藏条件下N2不能与原油发生混相,但是有一部分N2会溶解到原油中,N2溶解量的大小
对吞吐开发的效果影响也很大。根据N2溶解量图
版,在油藏条件下N2溶解度为0.025m3/m3。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50×10-3m2;
裂缝渗透率为500×10-3m2。
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N2驱油效
果,分析原油粘度对N2驱累计增产油量的影响。周
期注入N2质量为300t,废弃压力为35MPa。日产液
量为50m3/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N2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N2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/m3、
953kg/m3、963kg/m3、983kg/m3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/m3时,累计增产油量比原油
密度取较小值933kg/m3时的累计增产油量大85 2008年第23期 李金宜等 缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究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/m3时,后续N2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N2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N2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N2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N2量为150t,后续3个
周期注气,生产50m3/d直至废弃压力35MPa。结果
见图11。
模拟结果显示:氮气注入速度增大,注入时间相86内蒙古石油化工 2008年第23期 应减少,不利于注入N2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N2,周期总注入量为100t,50m3/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N2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。
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Thefeasibilitystudyforfracturedandcavernouscarbonatereservoirbyinjectingnitrogen
LIJin-yi1,JIANGHan-qiao1,LIJun-jian1,CHENMin-feng1,TUXing-wan2,RENWen-bo2(1.PetroleumEngineeringKeyLabofMinistryofEducation,ChinaPetroleumUniversity,Beijing102249,China;2.ChinaPetrochemicalCorporationNorthwestPetroleumBureauSecondFactory,Urumchi
830011,China)
Abstract:ThedisplacementofoilbywaterinTaheoilfieldisatahighnumberofrounds.TheWOC
isrisingandtheoildisplacementofeffectbyinjectingwaterisdeteriorating.Theremainingoilcalled"
atticoil"aremainlydistributedinthestructuralreliefofhighposition.Thetechnologyforexploitationof"
atticoil"areavailablebyinjectingnitrogenornaturalgasinforeigncountries.Theauthoroperatesthe
feasibilitystudyforexploitationoffracturedandcavernouscarbonatereservoirbyinjectingnitrogenin
ordertoenhancethedevelopmenteffectinTaheoilfiled.Inviewofthegeologicalandproduction
characteristics,weanalysethemechanismofenhancedrecoverybynitrogeninjectionandfavorable
geologicalconditions;onthebasisofmultiphaseflowinwellboreandnumericalsimulation,we
demonstratethatitisavailableofenhancingrecoveryinfracturedandcavernouscarbonatereservoirbyinjectingnitrogenandwemaketheoptimizationofinjectionamount、balancetime、productionmethod、
injectionrate.Theresultshowsthat10%ofenhancedrecoveryisavailable.
Keywords:FracturedandCavernousCarbonateReservoir;AtticOil;InjectingNitrogen;Feasibility;TechnologyLimits87 2008年第23期 李金宜等 缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究