塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气及注泡沫提高采收率研究

苑登御，侯吉瑞,4，王志兴，苏 伟，赵大鹏

(1.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京 102249；2.中石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京 102249；3.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；4.中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 102249)



塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气及注泡沫提高采收率研究

苑登御1,2,3，侯吉瑞1,2,3,4，王志兴1,2,3，苏 伟1,2,3，赵大鹏1,2,3

(1.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京 102249；2.中石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京 102249；3.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；4.中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 102249)

塔河油田开中后期，面临储层天然能量不足，注水开发稳产期短、油井含水率高及采收率偏低等问题针对这些问题。本文利用制作的三维立体仿真模型进行了注N2驱与注N2泡沫驱提高采收率效果评价实验。结果表明气水交替驱可提高采收率25.93%,高于恒速N2驱的23.46%，这是由于气水交替注入不仅有注N2补充能量的作用,还有注水压锥的效果、同时增加抬升油气界面的速度，延缓了气窜。但恒速N2泡沫驱与泡沫段塞+后续水驱的提高采收率分别为28.59%和26.54%，明显高于N2驱，这是因为泡沫破裂后N2可以启动阁楼油,而表面活性剂能够剥离油膜，起到乳化、携带游离油滴的作用,所以N2泡沫驱是更为有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的技术手段。

缝洞型碳酸盐岩油藏 氮气驱 氮气泡沫驱 提高采收率

0 引言

碳酸盐岩油气田是全球油气最重要的组成部分，而缝洞型油藏在碳酸盐岩油藏中的比例超过30%,其中90年代发现的塔里木盆地超亿吨级的塔河油田(江怀友等,2008;罗平等,2008;段毅等,2009),正逐渐成为我国油气发展的主战场，也使得碳酸盐岩缝洞型油藏的研究倍受人们的关注。塔河4区奥陶系油藏是典型的碳酸盐岩缝洞油藏(李培廉,2003;窦之林,2012)，这类油藏主要由尺寸不等的的大尺寸溶洞以及连通各溶洞的裂缝网络结构组成，其特点是裂缝、溶洞非常发育，流体存储于缝洞中，基质基本不具备储渗能力(王敬等,2012;Yuanetal.,2015;苑登御等,2015)。该类储层开发时一般以缝洞单元为基础(张洪波,2010;张君峰等,2014)，采用滚动开发模式，先动用储量较高的区域,再动用储量中等区域,对于储量较低的区域进行项目评价，暂时不动用(陈志海,2005;窦之林,2013)。但注水开发中后期常表现出较短的稳产期、油井迅速水淹、产量迅速递减以及采收率较低等问题(Liuetal.,2012;荣元帅等,2013;赵艳艳等,2013;李海波等,2014)。

目前大多数的室内研究都是通过制作二维可视化模型、小岩心模型或者填砂模型来研究水驱后剩余油分布(李俊等,2008;李俊健等,2009;王雷等,2011)，这类模型有一定的局限性，无法真实的反应裂缝溶洞空间分布特征，只能从一个维度来展示流体流动，不能真实的反应地层流体流动特征。为了减小平面模型边界效应的影响，并考虑流体在真实地层下的流动规律，本文设计只做了三维立体仿真模型，开展水驱后注氮气驱和注氮气泡沫驱提高采收率效果评价实验，以期为现场生产实践提供理论支持。

1 模型设计与制作

根据塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏S48部分井组S48、T401、TK411、TK426、TK467地址资料(苑登御等，2015)，结合相似性理论研究(李海波等，2014)，简化边界内部的部分孤立裂缝或溶洞，以洞径为基准，分层等比例缩放到6块圆饼状人造胶结碳酸盐岩岩心上，岩心尺寸为：直径45cm，厚度5cm(图1)。用不锈钢环将岩心封装组合，使其形成一个立体空间结构的三维缝洞型油藏模型，为了还原实际储层的充填效应，在封装过程中将石英砂灌入模型底部三层，最后用螺丝进行加压固定。岩心缝洞结构设计当中需要注意的是，每层岩心溶洞之间由裂缝连通，相邻的两层岩心之间至少有一对溶洞或者一对裂缝或者一个溶洞与裂缝相互导通，其内部缝洞结构如图2所示。模型设了五口采油井，封装完毕后模型实物图如图3所示。

图1 岩心实物图

图2 三维立体模型内部缝洞结构示意图

图3模型封装示意图

2 实验

2.1 实验器材

①物理模型系统

物理模型系统由三维立体模型主体以及底水管线和产油管线组成。

②驱替及注入系统

驱替及注入系统由装有原油、地层水等的若干活塞式中间容器、恒压恒速计量泵以及高纯N2瓶组成。活塞式中间容器容量为2L，工作压力为0～32MPa。恒压恒流泵工作压力为0～30MPa流速范围为0.01mL·min-1～9.99mL·min-1；高纯N2纯度为99.9%,该系统可以为模型提供饱和水、饱和油、底水驱替及转注水、转注N2等实验。

③油水计量及压力监测系统

油水计量及压力监测系统主要由量筒和压差传感器组成。

④数据采集系统

数据采集系统包括计算机、气体流量计、实验控制台，该系统用来控制实验运行，定时测量和温度控制工作并对对图像监测数据进行存储及处理。

2.2 实验材料

根据塔河油田地层流体条件以及实验要求选择：①实验用油：塔河油田脱水脱气原油与航空煤油按比例混合配制的模拟油(45℃下粘度为23.9mPa·s)；②实验用水：模拟地层水(矿化度为200000mg/L，45℃条件下模拟水粘度0.93mPa·s，密度1.032g/mL)；实验用气：高压氮气，纯度为99.99%；发泡剂：十二烷基硫酸钠，配液浓度为0.3%；实验温度：45℃；实验压力：0.5MPa

2.3 实验方案

由于底水能量不足，在水驱实验后(包括底水驱替和转注水驱替)，进行注氮气驱和注氮气泡沫驱提高采收率实验。

(1)注氮气提高采收率实验

两种注气方式： A1连续注氮气驱和A2气水交替驱。表1所示为实验方案：

表1 注氮气提高采收率效果评价实验方案Table 1 Schemes of EOR effect evaluation experiment of N2 injection

(2)注氮气泡沫提高采收率实验

两种注气方式： A1连续注氮气泡沫驱和A2氮气泡沫段塞+后续水驱。 表2所示为实验方案：

表2 注氮气泡沫提高采收率效果评价实验方案Table 2 Schemes of EOR effect evaluation experiment of N2 foam flooding

3 结果与讨论

3.1 注氮气提高采收率实验效果评价

3.1.1 连续注氮气驱提高采收率实验A1:

图4所示为水驱后连续注氮气驱实验结果，总采收率提高了23.46%。

图4 采收率随累计注入量变化关系

注水开发之后，剩余油主要以阁楼油和自锁油的形式存在(Yuanetal.,2015)，转注气后，由于油气密度差异，注入的氮气向上运移到构造高部位，顶替缝洞单元顶部的阁楼油，使其向下运移形成新的富集油区，同时油水流场也重新分布；被启动的剩余油在氮气和底水的共同作用下不断被推向生产井井底，然后被采出，从而大幅度地提高了采收率。其中，TK411井提高采收率幅度最大，为10.73%，TK426井提高采收率幅度次之，提高了5.41%；S48井和T401井提高相对较少，分别为3.68%和3.64%；转注气阶段总采收率达到了59.36%，相比注水提高了23.46%。

3.1.2 气水交替驱提高采收率实验A2:

图5所示为水驱后气水交替驱实验结果，总采收率提高了25.93%。

图5 采收率随累计注入量变化关系

与注气开发相比，气水交替驱可以使油藏压力产生波动，首先注入的气体能够驱替构造高部位的阁楼油和部分自锁油；而交替注入的水则有注水压锥的效果，同时增加抬升油气界面的速度，延缓了气窜，最终采收率高于连续注气驱。气-水交替驱提高采出程度达到25.93%，高于恒速注气的23.46%。其中TK411井提高采收率幅度最大为11.49%，TK426井提高采收率幅度次之，为5.96%；S48井和T401井相对较少，分别为4.28%和4.20%。表3所示为实验A1与A2的采收率对比。

对比分析两种注气方式，连续注气可提高采出程度达23.46%，使最终总采出程度达到59.36%；气-水交替注入可提高采出程度达25.93%，使最终总采出程度达到61.85%，可知气水交替驱提高幅度明显大于连续注气驱。氮气具有较强的压缩性及较强的膨胀能，注入的氮气可以保持地层压力，使地层压力重新分布，改变流体流动方向。同时，由于氮气密度低于油水密度，注入的氮气在构造高部位可以形成人工气顶，驱扫水驱不能触及的油藏顶部，从而驱替顶部的阁楼油和自锁油向下移动形成新的剩余油富集区。由于氮气流动能力比水强，其能够克服毛管力和粘滞阻力，在压力作用下可以进入水难以进入的位置，如低渗透含油裂缝，氮气占据了原来被油占据的裂缝空间，使低渗裂缝油流入高渗透率的溶洞中，使油藏中油、气、水重新分布，进一步提高波及体积。而在地层条件下，氮气与原油接触后一般会部分溶于原油中，使原油体积膨胀，从其滞留空间溢出并流入裂缝通道成为可流动油；并且原油粘度在一定程度上有所降低，改善流度比，增加原油的流动能力。而气水交替驱不仅有氮气驱的优势，还有注水压锥的效果、同时增加抬升油气界面的速度，延缓了气窜，从而使气体得利用率得到提升，因此气-水交替驱的效果优于连续注气驱。

3.2 注氮气泡沫提高采收率效果评价

3.2.1 连续注氮气泡沫驱提高采收率实验B1:

图6所示为水驱后注连续泡沫驱实验结果，总采收率提高了28.59%。

在TK467井注氮气泡沫后，短时间内各井产油量上升。一直进行泡沫驱直到各井不出油为止，模型最终采收率为64.51%。各井最终采收率也得到了较大提高，TK411、TK426、T401、S48和分别提高了11.97%、6.68%、5.00%和4.94%。

表3 实验A1与A2的采收率对比Table 3 Recovery comparison between experiment A1 and A2

图6 采收率随累计注入量变化关系

3.2.2 泡沫段塞+后续水驱提高采收率实验B2:

图7所示为水驱后注连续泡沫驱实验结果,总采收率提高26.54%。

图7 采收率随累计注入量变化关系

相比实验B1的最终采收率有所下降，氮气泡沫断塞(0.15PV)+后续水驱最终采收率为62.54%，各井提高采收率(TK411、TK426、T401、S48)为 11.49%、6.20%、4.40%、4.45%。尽管实验B2提高采收率效果不如实验B1，但注泡沫段塞+后续水驱的泡沫注入量小于连续泡沫驱，故综合考虑各方面因素例如经济性，泡沫段塞+后续水驱也可作为较好的提高采收率方法。表4所示为实验B1与B2的采收率对比。

泡沫驱机理主要包括扩大宏观波及体积和提高微观洗油效率。泡沫体系的流动阻力要远大于液体的流动阻力，当气泡占据一定的流动空间后，在气阻效应的影响下原有流动通道被堵住，迫使原来不动流体发生运移。泡沫具有遇油溶解，遇水稳定的特征，在一定的程度上改善了吸水剖面，进一步提高波及效率。同时，泡沫体系中的表面活性剂能够降低油水界面张力，提高洗油效率。

(1)启动“阁楼油”扩大波及体积

为了更好地描述泡沫驱启动“阁楼油”扩大波及体积的机理，李海波等(李海波等,2014)利用制作的二维可视化模型进行了底水驱后注氮气泡沫启动剩余油研究，并用示意图(图8)对该过程进行分析。图中黑色部分代表原油，白色部分代表气体，灰色部分代表泡沫。

如图8a所示，泡沫驱过程中，泡沫首先会进入渗透率大的流动通道。此时，缝洞单元内的流体大致可以分为三类：稳定泡沫区域、泡沫-油混区域和纯油区域。由于泡沫的遇油不稳定性，泡沫驱替前缘与原油接触后发生破裂，释放出氮气，氮气不易溶于原油中；由于油气密度差异，氮气向上运移到缝洞单元顶部，驱替出其中的剩余油；随着泡沫不断注入，被启动的剩余油不断被驱替出来，因此高渗通道内含油饱和度降低，泡沫不易发生破裂稳定性增强，从而在流动通道内堆积，对气体起到了封堵作用，有效的抑制了气体的窜逸(图8b)。随着氮气泡沫的继续注入，大空洞通道内的阻力不断增加，后续注入的泡沫发生转向，在压力作用下进入到孤立溶洞中(图8c)，在溶洞中重复图8b的过程。

表4 实验A1与A2的采收率对比Table 4 Recovery comparison between experiments A1 and A2

图8 泡沫驱机理示意图(李海波等,2014)

(2)提高微观洗油效率

由于碳酸盐岩缝洞型油藏的缝洞单元渗透率较大，底水波及区域洗油效率较高，剩余油主要以油膜形式存在，泡沫破裂后其中的表面活性剂能够剥离油膜，起到乳化、携带游离油滴的能力，从而提高微观洗油效率。

与氮气泡沫驱对比，氮气粘度低，流度大，易沿优势通道发生窜流。而在氮气泡沫驱过程中氮气泡沫不仅有效启动了阁楼油和自锁油，还抑制了气窜，所以提高采收率程度高于氮气驱。

4 结论

(1)根据塔河油田地址结构制作了碳酸盐岩三维立体仿真模型，模型够克服平面模型边际效应的影响，最大程度还原流体在空间中真实流动规律，接近实际地层。

(2)三维立体仿真模型气水交替驱可提高采收率25.93%，高于恒速注气驱为23.46%，这是由于气水交替注入不仅有注氮气补充能量的作用,还有注水压锥的效果、同时增加抬升油气界面的速度，延缓了气窜。

(3)三维立体仿真模型恒速泡沫驱和泡沫段塞+后续水驱的提高采收率效果均优于气驱效果,分别为28.59%和26.54%,这是因为泡沫破裂后氮气可以启动阁楼油,而表面活性剂能够剥离油膜，起到乳化、携带游离油滴的能力,所以可知泡沫驱是更为有效的提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的技术手段。

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Research of N2Flooding and N2Foam Flooding for EOR Fractured-Vuggy

Carbonate Reservoirs of the Tahe Oil Field

YUAN Deng-yu1,2,3,HOU Ji-rui1,2,3,4,WANG Zhi-xing1,2,3,SU Wei1,2,3,ZHAO Da-peng1,2,3

(1.ResearchInstituteofEnhancedOilRecovery,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249；

2.BasicTheoryLaboratoryofImproveOilRecoveryinLowPermeabilityOilField,Tertiaryoilrecoverykeylaboratory,CNPC,Beijing102249；

3.MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249；

4.KeyLaboratoryforMarineOilandGasExploitation,SINOPEC,Beijing102249)

When the Tahe oilfield steps into middle-late stages,it faces some problems such as lack of natural energy,short production plateau,high water cut of wells and low oil recovery.To solve these problems,this work developed three-dimensional fractured-vuggy carbonate reservoir model to conduct N2flooding and N2foam flooding for enhanced oil recovery (EOR) effect evaluation experiment.Experimental results show that water and gas (WAG) flooding can increase oil recovery by 25.92% which is higher than 23.46% of constant N2flooding.The reason is that WAG flooding could not only supply formation energy,but also suppress water coning.Meanwhile,the oil-gas interface was elevated and gas break through was delayed.The EOR of constant N2foam flooding and N2foam plug + water flooding is 28.59% and 26.54% respectively,which is higher than that of N2flooding.The reason is that when foam crashed,N2could start the attic oil and surface active agent could peel off the oil film，and emulsify and carry oil drop.Therefore N2can be regarded as a more effective EOR technology for fractured-vuggy carbonate reservoirs.

fractured-vuggy carbonate reservoir,nitrogen flooding,nitrogen foam flooding,enhanced oil recovery

2016-03-17；

2016-07-12；[责任编辑]陈伟军。

国家重大专项(2011ZX05014-003),国家973专题(2011CB201006),国家自然科学基金(51504268),中国石油大学(北京)科研基金(2462014YJRC053)联合资助。

苑登御(1987年-)，男，在读博士研究生，从事提高采收率与采油化学研究。E-mai:137008985@qq.com。

TE357 [文献标示码]A

0495-5331(2016)04-0791-08

Yuan Deng-yu,Hou Ji-rui,Wang Zhi-xing,Su Wei,Zhao Da-peng.Research of N2flooding and N2foam flooding for EOR in fractured-vuggy carbonate reservoirs of the Tahe oil field[J].Geology and Exploration,2016,52(4):0791-0798.