塔河缝洞型油藏水驱后期开发方式研究

2015-02-17王建海焦保雷曾文广葛际江

特种油气藏 2015年5期

关键词：缝洞气水储集

王建海，焦保雷，曾文广，李娣，葛际江

(1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011;2.中国石油大学，山东青岛 257061)

塔河缝洞型油藏水驱后期开发方式研究

王建海1，焦保雷1，曾文广1，李娣1，葛际江2

(1.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011;2.中国石油大学，山东青岛 257061)

塔河碳酸盐岩油藏储集空间以孤立溶洞和溶蚀裂缝为主，三维空间展布极其复杂，针对缝洞型油藏单元注气驱油规律认识不清、常规物模研究方法适用性较差的问题，设计制作了缝洞型可视化模型，开展不同驱替方式驱油规律研究。实验结果表明:“阁楼油”是缝洞型油藏水驱开发后期剩余油的重要存在形式;N2在高部位流动，作用于构造顶部“阁楼油”，水在低部位流动，驱替低部位剩余油，泡沫在高、低部位均可流动，波及面积最大;对比不同注入方式提高采收率程度，泡沫驱最高达38.0%，其次为气水混注，提高采收率19.7%。实验研究揭示了缝洞型油藏注N2驱油规律，为后续段塞组合优化、注采参数设计和现场试验提供了技术支持。

塔河油田;缝洞型油藏;注N2;水驱;提高采收率

0 引言

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间以孤立溶洞和溶蚀裂缝为主［1］，基质孔隙度普遍小于1%，不具有储集性能;三维空间展布极其复杂，即使同一缝洞单元，缝洞发育的规模及形态也具有较大的不确定性，与层状砂岩油藏具有很大差异;采收率较低，仅为 14.8%，远低于国内外平均水平(25.0%)，具有大幅度提高采收率潜力。

“单井注水替油”和“单元注水驱油”技术在实施早期与中期增油效果显著［2-3］，但随着注水轮次的增加，注水失效井和失效单元逐渐增多［4］。2012年开始，在塔河缝洞型油藏开展注N2提高采收率试验［5-9］，注气效果显著，但存在缝洞型油藏单元注气驱油规律认识不清、常规砂岩物模研究方法适用性较差的问题［10-13］，为此，利用缝洞型可视化物理模型，分别开展水驱、水驱后转注N2、水驱后气水交替驱、水驱后气水混注、水驱后转泡沫驱等不同注入方式下驱替规律室内实验，揭示缝洞型油藏注气驱油规律。

1 缝洞型可视化模型

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间以溶蚀孔(洞)和裂缝为主，基质孔隙度在1%以内，渗透率小于1×10-3μm2，裂缝开度为0.1～50.0 mm，基本不具有储集性能。为更加清楚地认识不同驱油方式提高采收率的机理，使用可视化模型观察不同注气方式下流体的流动规律。基于塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储集体特征，建立缝洞型可视化物理模型(图1)，模型尺寸为200 mm×180 mm。

图1 缝洞型油藏可视化模型

实验条件:模拟油染红色，黏度为12.0 mPa·s左右;模拟水矿化度为20×104mg/L;驱替速度为0.2 mL/min;常温、常压。

2 缝洞型油藏单元驱油规律研究

2.1 注水驱油规律

注水驱油实验结果见图2，图中蓝色虚线箭头为注入水的流动路线。缝洞型油藏注水驱油规律表现为:注入水在重力作用下往低处流，仅驱替低部位原油;“阁楼油”是缝洞介质中水驱后剩余油的重要形式，还包括注水无法波及到的部分“屏蔽油”。

图2 缝洞型油藏注水驱油物模实验

2.2 水驱后转注N2驱油规律

实验结果见图3，图中黑色虚线箭头为N2的流动路线。水驱后转注N2驱油规律表现为:N2密度较小，往高部位流动，主要作用于高部位水驱后形成的“阁楼油”，对低部位剩余油不起作用。

图3 水驱后转注N2驱物模实验

2.3 水驱后转气水混注驱油规律

水驱后转气水混注实验结果见图4，图4中蓝色虚线箭头为注入水的流动路线，黑色虚线箭头为N2的流动路线。水驱后转气水混注驱替规律表现为:N2和水经过重力分异作用，N2依然走高部位通道，水依然走低部位路线，两相快速分异，驱替各自部位储集空间内的剩余油。

图4 水驱后转气水混注驱油物模实验过程

2.4 水驱后转气水交替驱油规律

水驱后转气水交替驱与水驱后转气水混注驱替规律相类似，不同的是气水混注过程中，N2压制高部位剩余油的同时，注入水在低部位将其驱替;而气水交替驱过程中，首先注入N2在高部位压制剩余油，然后注入水驱替被压制到低部位的原油，采收率高低取决于高部位剩余油被注入N2压制的程度。

2.5 水驱后转泡沫驱替规律

水驱后转泡沫驱实验结果见图5，图中浅蓝色虚线箭头为注入泡沫的流动路线。最初由于泡沫浓度较低加之消泡较多，呈现气驱的特征，随着后续泡沫浓度不断增大，泡沫的稳定性逐渐提高，泡沫驱表现越来越明显，泡沫的通过性介于气体和水之间，但泡沫占据储集空间的性能远超过气体和水，可驱替储集空间中的水、气、油而占据整个储集空间。水驱后转泡沫驱驱油规律表现为:泡沫波及面积大，驱油效果好，既可波及高部位“阁楼油”，又可波及低部位“阁楼油”。

图5 水驱后转泡沫驱驱油物模实验过程

3 不同注入方式提高采收率对比

可视化模型中不同驱替方式提高采收率程度见表1。由表1可知，泡沫驱提高采收率程度最高，达到38.0%;气水混注次之，达到19.7%;其次为气水交替注入，N2驱和水驱提高采收率程度最低。

表1 不同注入方式提高采收率程度

4 现场实践

缝洞型油藏可视化模型室内实验揭示了水驱后不同注N2方式驱油规律以及提高采收率程度。泡沫驱提高采收率程度最高，但受制于成本限制，现场经济性差;气水交替驱提高采收率大小取决于高部位剩余油被注入N2压制的程度，降低了注入气的利用率，提高采收率仅15.8%;水驱后转注N2易形成气窜通道，提高采收率程度较低，仅为12.8%。因此，根据缝洞型油藏特点，并结合实验结果分析，最终选择水驱后气水混注方式，N2能够很好地驱替水驱后构造高部位“阁楼油”，混注水既能降低注气压力，又可驱替被N2压制到低部位的剩余油，其提高采收率程度仅次于泡沫驱，达到19.7%。

根据以上室内实验认识开展现场先导试验，塔河TK826-TK849CH缝洞单元前期主要采用单元注水驱油方式开发(TK849CH井注，TK826井采)，随着注水周期延长，水驱优势通道形成(图6a蓝色部分)，注水驱油效果逐渐变差，但井间构造高部位仍存在注入水无法驱替的“阁楼油”(图6a红色部分)。2013年4月，开展单元注N2驱油现场试验，采用高注低采(TK826井注，TK849CH井采，注入N2易在高部位形成气顶驱替剩余油)、气水混注方式，动用水驱通道之上“阁楼油”(图6b黄色部分)。共进行3轮次注气，累计注入 N2430× 104m3，累计注水 1.15×104m3，截至 2014年底，TK849CH井累计产液 4.7×104t，累计产油1.8× 104t，驱油效果显著。