注气提高低渗轻质油藏采收率技术研究

2017-11-08宋新利

石油化工应用 2017年10期

关键词：气油生产井气井

宋新利

（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

注气提高低渗轻质油藏采收率技术研究

宋新利

（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

注N2（泡沫）、注空气提高采收率技术是一种理论上比注水更为有效的提高采收率技术，目前室内试验模拟这种开发方式比较困难。本文利用CMG-stars模块针对两类油藏进行了数值模拟方面的研究。对于低渗、注水注不进的Q油藏，进行了注空气的研究，通过试验、数值模拟与调研相结合，确定了该油藏注空气数值模拟模型的化学反应方程式，进行了开发机理方面的研究，搞清了注气部位、方式、井网井距等影响注空气数值模拟效果的因素，并优化了针对该区块的注气部位（高注低采），注气井数，单井注入量及注气方案。

高压注空气；注氮气泡沫；数值模拟；轻质油

通过国内外调研[1－3]气驱技术是改善低渗油藏开发效果的有效方法，与传统的驱油方式相比，有很多技术优势。注入能力远高于水，且对储层的伤害小，可以解决目前低渗透油层注水困难的问题；利用气体的重力分异作用，使气体上升到油层顶部，进而对未动用的油层进行有效地驱替；采出流体中，轻烃成分和凝析物含量增加；对环境的污染小，缓解环境污染压力。除上述优点外，空气驱（减氧空气驱）气源丰富、来源广、成本低；还具有热效应、间接烟道气驱；对于氮气泡沫驱，氮气泡沫压水锥技术是通过向油水界面注入大量氮气泡沫，达到减缓或抑制底水锥进的目的，泡沫剂是亲水的表面活性剂，大部分进入高含水区域，氮气在多孔介质中被泡沫剂捕集，形成气泡，由于气泡的贾敏效应，使泡封堵水层。目前辽河油田针对一些常规开发方式开发效果不好的轻质油区块进行了现场注气试验，以减氧空气和氮气泡沫为主，见到初步效果。本文主要针对辽河油田常规开发困难的典型区块利用数值模拟技术对开发方式进行研究，对现场应用具有指导作用。

1 实例应用

1．1 低渗砂岩油藏高压注空气

齐131区块油藏储层物性较差，注水注不进，难以建立有效驱替系统，基本依靠天然能量开发，而油藏天然能量不足，造成油藏压力逐年下降。虽然油井投产初期具备一定产能，但产量递减较快，目前表现为产液量低、储层动用程度低、采出程度低、采油速度低的“四低”特征，开发效果较差，亟需转变开发方式，改善开发效果。

1.1.1 相态拟合地层岩石与流体（包括注入流体）之间的相互作用，以及流体与流体间的相互作用是油藏数值模拟研究的重要内容之一。而相态模拟是研究流体（包括地层流体和注入流体）间相互作用的必要手段，也是油藏数值模拟能否准确地表征油藏流体流动的前提。

本次研究是利用加拿大计算机模拟软件集团（CMG）开发的CMG-WinProp相态分析软件，进行齐131块原油的相态模拟分析。

为了便于数值模拟计算，按组分性质相近的原则，使用CMG-WinProp软件对本次研究油藏区块原始地层流体组分劈分并归并为如下7个拟组分，即：N2、O2、CO2、C1、C2toNC4、NC5toC7、C8toC38。在参数优化过程中重点考虑对原油性质和流动性质影响较大的饱和压力、油气比、密度、黏度、体积系数等拟合效果。

1.1.2 注空气数值模拟研究

1.1.2.1 模型建立 Petrel粗化后导入CMG中，将相态拟合中生成的.str文件导入数学模型中。

1.1.2.2 开发方式机理研究（1）注气构造部位优选。方案设计（见表1，图 1）。

表1 方案说明表

图1 累产油对比图

从对比看出，高部位注气气窜时间晚，累产高，效果优于低部位注气。

（2）不同注入井底压力的影响分析，方案设计（见表 2，图 2～图 5）。

表2 方案说明表

图2 日产油对比图

图3 日产气对比图

从对比分析看出，注入井井底压力越高空气突破时间越早。所以在油藏注入压力设计中，不宜过高，容易引起气窜，影响最终的采收率。

表3 方案说明表

图4 累注气对比图

图5 累产油对比图

表4 方案结果对比表

（3）注气井注气部位分析（见表3，表4）。对比结果看方案四的效果最好，注入井下部注采油井下部采。由于实际油田井距在200 m左右，数模筛选出200 m井距。

（4）注入井与生产井间不同位置温度变化：离注入井越近，温度上升的越快，温度变化呈波形变化，氧化反应对温度的变化有一定影响，温度场的有效半径在80 m左右。

（5）优化方案：通过以上理论对比研究，优化出一个最佳方案：构造高部位注气，构造低部位采油，注入井下段注，采油井下段采，井距200 m，注入压力20 MPa，定液量 20 m3/d。

1.1.3 齐131区块方案研究

（1）历史拟合（见表 5）。

表5 历史拟合说明表

采用常规油藏数值模拟软件，对齐131区块生产历史情况进行拟合。模型由1986年5月1日至2012年8月1日，模拟18口井，累计产油量为22.59×104m3，实际产油量为 22.78×104m3，误差为 0.83%；累计产液量为 25.82×104m3，实际产液量为 25.84×104m3，误差为0.08%，区块整体拟合效果较好。

（2）方案设计（见表 6）。

表6 方案介绍表

由于齐131区块油层具有一定的倾角，注气井在油层的不同部位对于区块的整体开发效果有较大的影响，因此需要对注气井的注入部位进行优选。对于注气部位的选择，共设计了2种方案（方案3和方案6），其中方案3采用5口注气井顶部注气，而方案6则采用反五点井网5口注气井底部注气。

（3）注气部位优选：在30年的注气开发年限里，顶部注气的累产油量为106.75×104m3，而底部注气的累产油量为85.89×104m3，顶部比底部注气累产油量增加了24.29%，说明采用顶部注气的开发效果要明显好于底部注气的效果。在注气开发的前20年时间里，选择顶部注气的方式生产气油比要明显低于底部注气方式，而且在前10年的注气开发时间里，顶部注气的方式生产气油比一直保持在相当低的水平，没有气窜现象的发生；注气开发时间超过20年之后，顶部注气的方式由于注入气体前缘已经到达生产井，生产气油比开始明显显著上升，注气开发30年之后，生产气油比仍低于1 500 m3/m3。

对于顶部注气方案，注入的气体首先在顶部集中，随着注入时间的推移，注入气的前缘开始往前推移，同时气油界面往下推移。对于底部注气方案，注气1年之后，气体主要集中在注气井近井地带，还未发生气窜；注气5年之后，注入的气体开始往顶部慢慢运移，由于底部注气方案中顶部有4口生产井，注入的空气在运移的过程中开始发生气窜，这也是底部注气方案生产气油比初期比顶部注气方案高的原因，同时也是导致底部注气提高原油采收率偏低的一个重要原因；注气10年之后，运移到顶部的气体开始慢慢聚集，随着聚集气体慢慢增多，油气界面开始往下推移，顶部聚集气体前缘也开始往前运移，顶部几口生产井气窜现象比较严重，对注气增油效果相当不利。

总体来说，对于具有一定倾角的齐131区块来说，采用顶部注气的开发效果要明显好于底部注气的效果。

（4）注气井数优选：顶部注空气注入井数进行优选的过程中，共设计了5种方案进行对比分析，详见表6中方案1、方案2、方案3、方案4和方案5。顶部注入井越多，原油的采出程度越大，但采出程度的增幅逐渐减小。随着注入井数的增加，原油的采收程度从4口注入井开始发生转折，增加幅度逐渐减小，从经济技术角度考虑，采用4口注入井的方式更优（见图6）。

图6 采收率与注入井数关系曲线

从图6看出，对于方案4，在注气开发的前10年时间里，生产气油比较低，注入气体前缘还未到达生产井附近，说明齐131采用注空气重力稳定驱替在前期的注气开发中能基本不发生气窜问题。另外，在注气开发30年之后，生产气油比不到1 000 m3/m3，生产气油比仍然在油田实际生产所允许的范围之内。

综合上述分析可以得出，采用顶部4口注气井的方式的总体开发效果是最优的，而且在生产过程中不会带来安全隐患。

（5）单井注入量优化：在单井注入量的优化中共设计了5个方案，各方案的注气量分别为10 000 m3、20 000 m3、30 000 m3、40 000 m3、50 000 m3。随着注气量的增加，累产油量也逐步增加，但增幅从单井注气量30 000 m3开始逐渐减小，注气量超过30 000 m3之后，随着注气量增加，累产油增长幅度不大。因此，单井最优的日注入量应该在30 000 m3左右。对于方案8（30 000 m3），在注气15年左右后，高部位的生产井已经开始气窜，气油比上升到2 000 m3/m3左右，因此当生产井生产气油比以及含氧浓度达到一定上限时，需要逐步关闭高部位的生产井。注气5年之后，注入气已经从井底突破，但O2前缘还未到达生产井；注气10年之后，O2前缘已经到达13-15井，为了保证安全生产，此时应该关闭该井；注气生产20年之后，O2前缘已经到达13-016井，此时需要关闭该井；注气生产30年之后，O2前缘仍未到达第3排生产井，因此在整个注气过程中，需要对前两排生产井的O2含量进行监测，当O2含量达到8%之后，就关闭相应的生产井，以保证安全高效的生产。

（6）注空气与注氮气方案对比：为了对比注空气和注N2的增油效果，设计了方案8和方案12进行对比，与注氮气相比，注空气的优势也是很明显的。二者的累产油量相近。虽然注空气的产油量略低，但考虑到空气来源广泛，成本低，不需要现场制氮设备，安全性足够，其综合效益是要高于注氮气的。

（7）优化部署结果：通过数值模拟分析，优选接替注气方案，注气井选在高部位，利用重力驱油理论在高部位注气低部位井采油。在齐131井30 m处部署1口直井（注气井）。齐2-12-015、齐2-12-16、齐2-13-15见气后转注气井，注气井下段射开，采油井下段射开，单井注气量30 000 m3/d，注入压力20 MPa～25 MPa。待齐131井气窜后，转为观察井，收取高压注空气的现场实际资料（温度、压力等）进行分析。