强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟

曹鹏，朱永峰，戴传瑞，崔仕提，闫晓芳

（1.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；2.中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室，浙江 杭州310023；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000）

强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟

曹鹏1，2，朱永峰3，戴传瑞1，2，崔仕提3，闫晓芳1，2

（1.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；2.中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室，浙江 杭州310023；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000）

英买321油藏是塔里木盆地唯一进入开发阶段的白云岩油藏。该油藏水体能量强，开发井以水平井为主，油井进入高含水期后，找水、堵水措施实施困难，开发效果逐渐变差，大量剩余油富集在构造高部位，天然水体无法波及。为有效动用该类剩余油，开展了油藏工程和数值模拟研究。研究结果表明，在强底水条件下，可以采用注氮气非混相驱的方式动用这部分剩余油，水平井和直井注气吞吐10轮次，采出程度分别可提高3.30～4.10百分点和3.30～3.60百分点，增产效果显著。关键词水体能量；注氮气；非混相驱；提高采收率

0　引言

早在20世纪70年代，美国和加拿大就开展了注氮气驱提高油田采收率技术的大量室内实验和现场试验［1］。国内雁翎油田与法国TOTAL公司合作，自1986年开始进行碳酸盐岩油藏开发后期提高采收率的可行性技术论证，并于1994年首次进行注氮气驱现场试验，取得了一定的增产效果［2-5］。进入21世纪后，在辽河油田、塔河油田、轮古油田、江苏油田等地区［6-11］进行了注氮气非混相驱现场试验，也取得了初步成效。

目前，国内外有关注氮气非混相驱技术影响因素的文献资料［12-16］，主要从注气速度、注气周期、焖井时间、开井时间、配产量、地层倾角、裂缝发育情况等方面进行了较为系统的研究，而关于天然水体能量对注氮气非混相驱的敏感性研究却少有报道。此次研究，在强底水条件下，从水体能量强弱对注氮气非混相驱驱油效果的影响展开研究，旨在探讨强底水特高含水油藏是否适合采用注氮气非混相驱技术提高采收率。

1　油藏概况

英买321区块为白云岩油藏，储层类型以孔洞型为主，地层倾角10°～15°，属于似均质油藏。通过油藏工程方法评价，英买321油藏水体能量强，水体倍数在100以上，且开发井以水平井为主，油井含水率达到95%仍能自喷采油。目前研究区4口井中有3口井的含水率已经达到95%以上，继续寻找新技术动用未钻遇的构造高部位“阁楼油”，是该区稳产和提高油田采收率的重要途径。

目前该区块油井开采主要存在4个难题：1）油井高含水，见水后由于水平段产液剖面测试困难，无法实施堵水作业。2）高温、高压、高盐作用下，选择性堵水剂配制存在技术瓶颈。3）水体能量强，油田开采过程中不缺能量，因此注水作业在该区块不适用，更无法动用构造高部位的“阁楼油”。4）油井高含水后，关井压锥不起作用，提液开采，提水不提油。在此背景下，提出了利用注氮气非混相驱技术提高采收率，并对其适用性进行探索性研究。

2　注氮气驱油机理

氮气是一种惰性气体，不易燃、无腐蚀、干燥、有较好的隔热性，其膨胀性大且受温度影响较小；N2占空气总量的78.12%，资源丰富；目前工业规模制氮有3类，即深冷空分制氮、变压吸附制氮和膜分离制氮，伴随制氮气技术的不断提高和普及，注氮气驱油技术在油田提高采收率方面发挥着越来越重要的作用。

相关研究表明，氮气与地层流体的最低混相压力达到50～100 MPa［2］，因此在一般地层条件下，注氮气增油是一种非混相驱技术，主要作用机理为油气重力分异作用、原油溶气膨胀排油、改变流体流动方向、提高水驱波及体积等，应用该技术预计可提高采出程度4.00～8.00百分点［6-7］。

3　注氮气驱数值模拟研究

3.1机理模型建立

根据英买321白云岩油藏的实际特征建立油藏机理模型，机理模型的构造参数以及油藏设计参数见表1。油藏参考面海拔-4 356 m，对应的压力为57.28 MPa，温度为122.43℃。

表1　机理模型构造及油藏参数设计取值

利用Petrel一体化软件平台进行研究。在建立油藏地质模型的基础上，利用Petrel RE模块进行油藏数值模拟和预测研究。考虑油藏注氮气非混相的实际情况，选用E100黑油模拟器，采用平衡化建模的方法建立油藏数值模型（见图1）。其中，相渗曲线是参考杨胜来教授等《油层物理学》一书［17］，再结合油藏的含油性特征修改而来。网格平面步长50 m，纵向网格步长为油水界面以上2 m、油水界面以下5 m，建立工区网格数8 800个，油藏原油地质储量73.44×104t。

图1　油藏地质及数值模型三维场

3.2水体能量敏感性分析

3.2.1方案设计

研究设定2种注气方式，分别为水平井和直井单井吞吐（见图2）。水体能量考虑11种情况（见表2），其中模型M0是建立的原始地质模型的数值水体的大小，其他水体倍数是通过添加解析水体的方式实现的。

图2　2种注气方式三维场

表2　11种模型对应的水体倍数

在建立油藏模型的基础上，模拟实际油藏单井的生产状态，限定单井关井条件为含水率98%、井底压力29.00 MPa，关井后转入注氮气吞吐的方式进行开采（由于此次研究的重点为不同水体能量对注纯氮气吞吐方式的敏感性，因此，未考虑水气交替注入的方式）。参考现场注气设施的施工作业能力以及油井的实际生产动态情况，优选出注气方案。该方案设计注气量8× 104m3/d，注气时间20 d，每轮注气量160×104m3，焖井时间30 d，开井时间180 d，配产180 m3/d。

3.2.2注气吞吐方案对比

3.2.2.1水体能量

在同等注气条件下，对比不同水体能量（水体倍数为3.43～1 000.00）时油井注气吞吐增油效果，数值模拟结果见图3。从图可以看出，水平井和直井注气吞吐10轮次的阶段采出程度分别提高3.00～4.80百分点和1.70～3.70百分点。具体情况如下：

水平井注气吞吐时，水体倍数小于100条件下，油藏注氮气增油的主要作用机理是补充地层能量；水体倍数大于100条件下，注氮气增油主要是通过压锥实现的；油藏水体倍数大于100之后，增油效果略有变差的趋势，但整体采出程度可以提高3.30～4.10百分点（见图3a）。

直井注气吞吐时，水体倍数小于20条件下，直井注气吞吐效果较差，采出程度提高2.00百分点以下，主要是直井控油面积有限，加之同等注气条件下，水体能量的补充未达到生产条件；水体倍数大于100之后，数值模拟结果显示油井的采出程度可以提高3.30～3.60百分点，具有较好的增油效果（见图3b）。

3.2.2.2井眼轨迹距构造高部位的距离

针对水平井注气吞吐的情况，在机理模型的基础上，通过改变水平段完井井深，来研究水平段位置距构造高部位距离对注氮气吞吐提高采收率效果的影响。研究的假设条件仍为油藏的底水突破之后，即油井高含水之后再进行注氮气非混相驱的情况。结果表明，水平段位置距构造高部位距离越大，注氮气效果越好，这主要是由于构造高部位“阁楼油”的剩余储量较大所致。注气吞吐效果对比情况见表3。

图3　水体倍数对采出程度的影响

表3　不同井眼轨迹注氮气非混相驱效果的对比

3.2.2.3地层倾角

在强底水条件下，对比研究不同地层倾角对驱油效果的影响。结果显示，地层倾角分别为10°，15°，20°时，注氮气非混相驱可提高采收率依次为4.10，4.20，4.40百分点。伴随地层倾角的增加，该类型油藏采出程度的提高幅度有所增加，但变化不大。

综上分析，在强底水、油井高含水条件下，进行注氮气非混相驱有助于动用油藏构造高部位“阁楼油”。

4　实例应用

选用英买321白云岩油藏的一口水平井（YM321-HX井）进行注氮气数值模拟研究。该井控制含油面积0.49 km2，控制储量28.50×104t，其中“阁楼油”储量约4.00×104t，水体倍数约为277，天然水体能量充足，水体活跃。注氮气非混相驱方案重点考虑注气量、注气速度、焖井时间、日配产4个方面，综合对比增油量、方气换油率、含水率变化等指标，考虑注气过程中气顶的逐渐形成，选择递减式注入方案进行现场试验。注气方案设计每轮次日注气量8×104m3，焖井时间30 d，开井时间180 d，配产70 m3/d。每轮次注气时间和注气量见表4。模拟结果显示，注气10轮次可增加油量12 259 t，采出程度提高4.30百分点。

表4　YM321-HX井递减式注气吞吐方案

5　结论

1）同等油藏条件下，水平井注氮气吞吐效果优于直井，水体倍数大于100之后，注氮气吞吐效果有变差的趋势，但整体采出程度可以提高3.30~4.10百分点，能够有效动用构造高部位“阁楼油”，注氮气非混相驱技术可以尝试在同类型油藏进行推广应用。

2）英买力油田白云岩油藏水平井注氮气非混相驱数值模拟研究表明，在水体倍数大于100（实际为277）条件下，油井阶段采出程度可以提高4.30百分点，应选取该类型油藏的典型井进行矿场试验，以便于后续进行注氮气非混相驱技术的深入研究。

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（编辑史晓贞）

Numerical simulation of immiscible nitrogen flooding for dolomite reservoirs with strong bottom water

CAO Peng1，2，ZHU Yongfeng3，DAI Chuanrui1，2，CUI Shiti3，YAN Xiaofang1，2
（1.Hangzhou Research Institute of Geology，PetroChina，Hangzhou 310023，China；2.Key Laboratory of Carbonate Reservoirs，CNPC，Hangzhou 310023，China；3.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China）

The YM321 reservoir has been into the development stage in Tarim Basin，and the reservoir rock is mainly dolomite.This reservoir has strong aquifer energy，and there are many horizontal wells with high water cut，which have the problem of finding water producer and plugging problem，and the development effect gradually become worse.Plentiful of oil that water flooding cann′t sweep remains in the high structure.This paper mainly researches the remained oil through reservoir engineering method and reservoir numerical simulation technique.Research demonstrates that the remained oil can be displaced by injecting nitrogen under strong aquifer energy.The recovery can be increased about 3.30%-4.10%and 3.30%-3.60%by ten cycles of injection nitrogen puff and puff for horizontal wells and vertical wells respectively.The effect is quite remarkable.

aquifer energy；nitrogen injection；immiscible displacement；EOR

国家科技重大专项课题“海相碳酸盐岩沉积与有效储层大型化发育机理与分布研究”（2011ZX5004-002）；中国石油集团重大科技专项课题“深层规模优质储层成因与有利储集区评价”（2014E-32-02）

TE341

A

10.6056/dkyqt201602015

2015-09-18；改回日期：2016-01-14。

曹鹏，男，1985年生，工程师，硕士，目前主要从事油气藏工程及相关研究工作。E-mail：caop_hz@petrochina.com.cn。

引用格式：曹鹏，朱永峰，戴传瑞，等.强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟［J］.断块油气田，2016，23（2）：202-205. CAO Peng，ZHU Yongfeng，DAI Chuanrui，et al.Numerical simulation of immiscible nitrogen flooding for dolomite reservoirs with strong bottom water［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：202-205.