氮气吞吐技术在裂缝型碳酸盐岩油藏的应用研究

游艳平,李东元,单海丹,赵红蕾

(山东科瑞油田服务集团股份有限公司,山东 东营 257000)

近年来,随着氮气及泡沫技术服务的不断发展进步,国内外市场及业务范围都在逐渐扩大,但国外施工一直集中在砂岩油藏。哈萨克KB油田为裂缝型低渗碳酸盐岩油藏,山东科瑞油田服务集团股份有限公司2016年6月底开始对该油田的KB6井进行氮气吞吐施工,标志着其在海外的氮气服务范围进一步扩大,是其发展历史上的又一里程碑。中国石油在海外收购或者参与开采的油藏大多数属于低品位油藏,而这些低品位油藏中低渗透碳酸盐岩油藏占有相当的比例。笔者根据裂缝性低渗透油藏特征,开展注氮气提高该类油藏采油率的现场试验研究,以期为后续此类油藏的开采提供依据。

1 油井概况

1.1 KB油田概况

KB油田位于南图尔盖油气盆地,由前古生界和下古生界强烈变质的褶皱基地、侏罗系断陷和白垩系坳陷等三个构造层组成。在20世纪80年代初对该盆地进行油气勘探,1984年在盆地南部阿雷斯库姆坳陷首次发现库姆科尔油田,其中中上侏罗统和白垩统泥欧克姆为主要产层，并于1990年投入开发。目前在此盆地已发现众多油气田,探明可采储量约1.6×106t。

哈萨克斯坦PKKR公司2005年底在南图尔盖含油气盆地开展油气勘探,2008年发现了KB油田潜山油藏,初期石油产量为71.69 m3/d。到2016年5月为止,油田共钻井26口,其中生产井开井17口,日产油338 t。该油藏为裂缝性潜山油藏,基质储层低孔(<14%)低渗透(<0.5×10-3μm2),单井控制储量7.8万t,KB油田原油及溶解气批准储量见表1。

表1 KB油田原油和溶解气批准储量(2014年9月22日批准)

1.2 KB6井基础数据

KB油田KB6区块为受断层控制的南北向潜山油藏,北部构造幅度低,边底水发育,储集空间为裂缝-溶蚀孔洞型。KB6井位于南部构造高部位,如图1所示，边底水能量弱。该区断层发育,构造复杂,目前共完钻井14口,正常生产井9口。

原油性质:Pz油藏,地面原油性质:20 ℃条件下,原油密度0.791 g/cm3,属于轻质、低硫原油;地层压力13.7 MPa,地层温度55.8 ℃,地温梯度3.15 ℃/100 m,压力梯度为1.08 MPa/100 m,为常温常压油藏系统,KB6井基础数据见表2。

图1 KB6井区构造井位

井号完井日期完钻井深H/m开发层系产层层段H/m厚度H/m目前油层压力p/MPa孔隙度φ/%渗透率k/10-3μm2KB62012-05-031379PZ1237.9～1313.933.413.76.46

1.3 生产情况

KB6井于2012年5月酸化电泵投产Pz层,目前动液面1 220 m,套压6.0 MPa,初期气油比为3 m3/t,末期为43.7 m3/t,历史生产曲线见图2。

图2 KB6井历史生产曲线

2 油井问题分析

该井区依靠天然能量开发。KB6井位于构造高部位,酸化投产,初期产量较高,日产液量达到58 t。目前,累积产油量42 752 t,累积产水量19 097 m3,日产液量3.8 t,产液下降严重,地层能量不足。

(1)从测井来看,无明显油水界面,底水不发育,该井依靠天然能量开采,供液能力差是该井低产的主要原因:

①碳酸盐岩油藏,储层主要发育中低角度裂缝,生产层段和下部水层连通性较差,油藏相对封闭,边底水不活跃;②地层压力下降后,造成地层裂缝逐步闭合,渗流下降;③前期由于溶解气的影响原油黏度较小,但后期溶解气降低,地层脱气,原油黏度大,渗流阻力变大;④随着油气不断开采,地层压力逐渐下降,溶解气不断析出,弹性驱动能降低。

(2)裂缝主要发育在储层顶部,而下部不发育,虽然酸化投产,能有效沟通一定裂缝,但作用半径有限,能量得不到及时补充。

(3)累积产油量较高,溢出口下部采出程度较高,初期气油比低(3.0 m3/t),阁楼油动用较差。

(4)含水率高,平均含水率60.8%,随着地层压力下降至饱和压力以下,原油地层脱气,渗流能力进一步下降,而水的渗流能力相对不变。

3 KB6井氮气吞吐试验施工及效果

3.1 氮气吞吐可行性

3.1.1 氮气吞吐技术工艺原理

氮气吞吐为一种在碳酸盐岩油藏增加单井产能和提高油藏采收率极具潜力的技术手段,其作用机理主要为:

(1)氮气具有低密度,不易溶入原油和水的特性[1],注入后在构造高部位形成人工气顶,驱替构造高部位剩余油,提高采收率。

(2)氮气由于具有良好的可压缩性和膨胀性[2],能有效补充地层能量,增加氮气弹性膨胀驱替能。

(3)氮气能进入水所不能进入的微孔缝,将处于束缚状态的原油驱替为可流动的原油[3]。

(4)氮气的贾敏效应可以封堵流体主通道里的水,使边底水不能很快侵入主流道[4],达到大幅降低油井含水的目的。

针对KB6井投产初期产量较高,目前地层亏空的情况,应用氮气吞吐技术,利用氮气良好的可压缩性和膨胀性,增加地层弹性能量,置换出缝洞中原油,达到提高油井产量的目的。

3.1.2 选井原则

按照碳酸盐岩氮气吞吐选井原则分析:

①油藏位于残丘翼部、残丘高部,或者位于缓坡;②钻遇溶洞或酸压效果好;③产层位于中下部;④具有一定累积产量;⑤整体串珠较发育,尤其顶部;⑥底水锥进井产层位于中上部;⑦排水采油或关井压锥有效;⑧水体缓慢上升,快速上升类型(需大规模压锥)。

KB6井位于构造高部位,酸压有良好效果,产层位于中下部,具有一定累积产量,水体缓慢上升等,KB6井满足选井条件。

3.2 施工参数设计

3.2.1 注气压力设计

该井原始地层压力13.7 MPa,根据目前生产情况,结合邻井压力分析,目前地层压力取6.5 MPa。油层深度1 270 m,启动注气压力2.0 MPa,注气管损压差为1～2 MPa,最大注气量时,预测该井最高注气压力18.0 MPa。

3.2.2 注气量设计

该井累积产油量42 752 m3,单位压降产油量7 500 m3/MPa。最大注气量时最高注气压力18 MPa,注入地下体积为3 750 m3。

地面温度取15 ℃,地层温度55.8 ℃,地面大气压0.1 MPa,地层压力13.7 MPa。理想气体状态方程,P1V1/T1=P2V2/T2,计算氮气地面标况体积为430 000 m3。

3.3 施工过程分析

2016年6月26日12:00—2016年7月9日18:00进行注气施工,施工用时318 h累积注入氮气431 265 m3。施工期间,氮气排量1 200 m3(换算日注气量2.88×104m3),制氮车最高注入压力12.7 MPa,注气压力变化如图3所示。

图3 KB6井氮气注入过程压力曲线

从图3可以看出,注气过程中油压、套压压差控制在2 MPa内,注气压力控制在大于油压1 MPa内,最大注气压力12.7 MPa,施工压力稳定,符合正常施工压力变化。

注气过程中油套压变化如图4所示，从油套压数据看,封隔器起不到对气体的封挡作用,下步施工建议环空清水打压3～5 MPa,以平衡注气压力。另外,可考虑气水混注。

2016年7月9日注气施工结束,开始焖井。从图4可以看出,自2016年7月9日至2016年7月18日焖井阶段,油井油压、套压均有下降,油压下降较快,套压下降缓慢,至开井前,油压与套压均处于相对稳定状态,且压差小于2 MPa。

图4 KB6井焖井阶段压力曲线

从气体扩压数据分析,油压稳定在7.9 MPa,氮气在油层中部产生的重力压降为2.3 MPa,地层压力恢复至10.2 MPa。

3.4 增产效果分析

3.4.1 地层能量

根据井下压力检测仪得到地层压力pr的平均

值为9.58 MPa,这与焖井压力恢复至10.2 MPa基本吻合。地层压力由施工前6.5 MPa上升至10.2 MPa,说明地层能量得到有效补充,地层压力上升。

3.4.2 增产效果

该井于2016年7月22日10:50开井,采用5 mm油嘴防喷,开井压力7.8 MPa,开井后自喷8 d,开井自喷情况如图5所示,说明设计注气量能有效补充地层能量,若增加注气量能进一步增加地层能量,有效延长自喷时间。

自图6可以得知,KB6井三月份日产液量21.7 m3,日产油9.5 t,注气施工后该井2016年8月13日下入电泵生产初期日产液量达到62 m3,日产油31 t,增产效果明显。目前日产量稳定在25 m3左右,含水率约44%。但生产压差过大,造成脱气严重,部分氮气随生产溢出造成目前产量下降。

图5 KB6井开井自喷生产情况

图6 KB6井生产曲线

3.4.3 含水量

氮气施工前,该井5月份含水率平均为60.8%,氮气施工后该井含水量平均为44%,含水率下降16.8%,从而说明注入氮气能够达到压底水、降低含水率的目的。

3.4.4 增产效果

KB6井在氮气施工后地层能量得到有效补充,含水率下降,分析原因如下:

(1)构造方面。该井位于构造圈闭的高部位,注入氮气容易形成气顶,有效补充地层能量。

(2)储层方面。上部发育大量高角度开启裂缝,这些裂缝既是储集空间又是渗流通道,在圈闭最高点容易形成大量的阁楼油[5],氮气注入形成气顶后,有效驱替阁楼油,投产后随着氮气压缩能量释放而高产。

(3)前期酸化。由于该井前期酸化投产,沟通裂缝和溶蚀孔洞,增大了油井渗流半径,氮气补充地层能量后,增加了阁楼油的体积[6]。

(4)注气增产时机。从气油比看,该井脱气不严重,具有一定溶解气驱能量,氮气的注入及时补充了地层能量[7-8]。

4 结论与建议

(1)通过对该井开展吞吐试验,基本能够达到预期效果:地层能量得到恢复,产量增加,含水下降,压底水效果明显。

(2)通过该井放喷生产数据看,有效期较短,可能与开井放喷时采用5 mm油嘴放喷油管,建议在今后类似井注气放喷时采用2 mm油嘴,根据实际情况依次更换大油嘴,同时注意控制生产压差,最大限度的延长自喷有效期。建议下步施工增加注气量,或采取气水混注的方式。

(3)针对地层亏空严重的低渗碳酸盐岩油藏,建议大排量进行气水混注的方式进行开采。

(4)利用油水密度差,重力分异原理,实现油水置换,同时由于重力分异作用,注氮气可以有效驱替高部位的“阁楼油”,使它在重力作用下运移到低部位的裂缝中,重新形成富集油带,从而达到提高采收率的目的。

(5)根据KB6施工效果，在同类或物性更好的碳酸盐岩储层中，氮气吞吐技术是可行的，能够有效增加油井产量，提高采收率。

[参考文献]

[1] 郭平,李士伦,杜志敏,等.低渗透油藏注气提高采收率评价[J].西南石油学院学报,2002,24(5):46-50.

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[3] 李金宜，姜汉桥，李俊键，等.缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究[J].内蒙古石油化工，2008(23):84-87.

[4] 赵冰冰，张乘洲，游津津，等.缝洞型油藏注氮气吞吐影响因素研究[J].长江大学学报(自然科学版)，2014，11(31)：160-161.

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[8] 刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率,2012,19(6):66- 68.