深层稠油油藏减氧空气吞吐增油机理及地质因素影响分析

2020-01-14郭小哲庞占喜高旺来

特种油气藏 2019年6期

郭小哲，田凯，庞占喜，高旺来，李贤

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249； 2.中国石油吐哈油田分公司，新疆鄯善 838202)

0 引言

吐哈油田鲁克沁三叠系油藏探明储量上亿吨，埋深为2 300～3 600 m，油藏温度为65～80 ℃，地层压力系数为1.01～1.02，属于低温正常压力系统。地下原油黏度为154～526 mPa·s，是典型的深层稠油油藏。储层物性较差，孔隙度为13%～30%，渗透率为50.0～700.0 mD，层间及层内非均质严重，注水开发过程中含水上升快、采出程度低，开发效果较差[1]。油田已先后采用空气驱、氮气吞吐、天然气吞吐等措施，其中，减氧空气吞吐技术被证实为更为经济有效的技术[2-4]。中深层油藏开发本身面临许多难点[5-7]，特别是中深层稠油油藏开发，目前较为成熟的热采技术难以适应，继而转向以气体为介质的驱替或吞吐技术的研究，形成了较多的氮气、空气、天然气等在提高采收率机理方面的研究成果[8-17]，但在减氧空气提高油藏开发效果方面研究相对较少[18-19]，尤其对深层稠油减氧空气吞吐增油的机理认识尚不明确。鲁克沁深层稠油油藏井筒热损失大，不适合热采；储层温度在120 ℃以下，不具备氧化反应条件；非均质性严重，注气驱效果较差；因此，减氧空气吞吐成为抑水增油的优选技术。

为了清晰地认识减氧空气在深层稠油油藏中的作用机理，以鲁克沁深层稠油油藏为研究对象，通过数值模拟、一维物理模型、二维可视化模型及数值模拟正交实验方法，研究水驱油、注气及生产过程中的抑水增油机理，并深入分析地质因素对生产的影响程度，为减氧空气吞吐的现场应用提供技术支持。

1 数值模拟机理分析

应用油藏数值模拟软件CMG，构造网格数为30×30×3的概念模型，x方向和y方向网格步长为Dx=Dy=5 m，z方向网格步长为Dz=10 m(储层厚度为30 m)；纵向上中间层渗透率为300 mD，上下2层渗透率均为100 mD，层间级差为3；地下原油黏度为300.0 mPa·s，地下水黏度为0.5 mPa·s。

注入含氧量为5%的减氧空气，其他成分为氮气。氧气在注入过程中通过氧化腐蚀完全消耗，机理中不再考虑氧化反应。应用组分模型模拟一口注水井和一口采油井的生产动态，当油井含水率达到90.0%时，开始注入减氧空气，注入速度为3×104m3/d，共注入10 d，注气强度为1×104m3/m，闷井6 d后以原产液量规模继续生产，模拟得到的采油井含水率变化(图1a)。

注水开发阶段，初始含水率在5.00%以下，半年后含水率快速上升，生产至第3 a时，含水率达到80.0%，生产至第10 a达到90.0%，整个水驱过程表现出稠油油藏注水开发阶段高含水的特征；注气、闷井及再生产过程中，在原生产井中注减氧空气吞吐后，含水率由90.0%最低可降至23.6%，约30 d后又上升到80.0%以上，注气后120 d含水率再次回到90.0%。对比油田实际井生产情况(图1b)，概念模型模拟结果与油田单井生产规律基本相符合。

图1 采油井水驱及注气后生产含水率变化

水驱时，注入水沿中间高渗层快速突进到采油井，形成高渗层的优势水流通道，造成油井进入高含水阶段(图2a)；通过高渗层到达油井的液量占总液量的77.4%，上下2个低渗层产液量占总产液量的22.6%，低渗层水驱程度较差(图2b)。

水驱过程中，采油井含水达到90.0%时注减氧空气(图3a)，减氧空气经高压快速注入储层，含水较多的中间高渗层吸气能力明显较强，气体进入储层深度约为40 m，高渗层吸气量占总注入量的73.4%(图3 b)。由于水的重力作用，第3层含水略高于第1层，同时，由于注气压力较大，气体以分散相进入储层，重力作用导致的超覆现象可以忽略，依据注入减氧空气优先进入水淹层原则，第3层进入的气体略高于第1层。

图2 注水时高渗层形成优势水流通道

图3 注气时高渗层成为主要吸气层段

注气阶段各层的产油量和含水率变化如图4所示。注气闷井后初始生产时，由于气体返排和抑水作用，上下2层的产油量大于中间层产油量，降水幅度也明显大于中间层，但时间很短；随着含水的迅速上升，中间高渗层的主流通道又占据主要优势，由于减氧空气在高渗层中的抑水作用，使得水相渗透率降低，增加了水的流动阻力，起到了抑水增油效果。

图4 注气生产阶段各层的产油量和含水率变化

中间高渗层吸气能力最强，抑水作用也最充分，通过提高高渗层水流通道的渗流阻力在该层抑水增油的同时，也增强了上下2个低渗层的流动能力。经数值模拟结果分析可知，注气生产后，低渗层产液量的比例由注气前的22.6%增加至66.0%，最后稳定在40.0%左右，低渗层对累计产油量的贡献增加。

2 一维物理实验机理分析

应用填砂管模拟一维情况下减氧空气吞吐的过程，研究驱油机理。制作填砂管模型，渗透率为300 mD，分别进行饱和水及油驱水前期准备过程，用以设置原始含水饱和度，再进行水驱实验。当含水达到90.0%时，注入减氧空气进行吞吐，闷井后生产，观察驱替压力的变化。

如图5所示，水驱过程中，保持恒定流速0.5 mL/min进行驱替，随着水驱前缘的向前移动及见水后的优势通道形成，驱替压力先增加后减小，最后稳定在0.3 MPa左右，一直持续到含水达到90.0%，然后进行减氧空气吞吐；注气后生产过程中仍以原产液量生产，初始驱替压力明显上升，很快达到峰值0.8 MPa，继而缓慢下降，最后趋于稳定值0.5 MPa左右，驱替压力均大于水驱油时的稳定压力。通过水驱过程与注气后生产过程的稳定驱替压力对比，渗流阻力增加了1.6倍。峰值压力及稳定驱替压力的变化说明注入减氧空气后再生产时，混气液体流动的渗流阻力明显增大，含水明显降低，可进一步提高采出程度4%。分析认为，注入气优先进入渗流阻力小的水淹区域，在回流过程中，压力降低，气泡膨胀，通过细小喉道时产生贾敏效应，增加了水相的渗流阻力，扩大了水驱的波及体积，从而实现抑水增油目的。

图5 实验过程中的驱替压力变化对比

3 二维可视化实验机理分析

为了更清晰地认识减氧空气吞吐机理，制作中间为高渗层、上下为低渗层的二维非均质可视化物理模型。

首先水驱使高渗层形成水流优势通道，当含水达到90.0%时注入减氧空气，注气过程如图6所示，图中颜色较深区域表明水淹或者含水较多，蓝色线为水驱前缘。由图6可知，气体主要沿高渗水淹层进入水流通道，把水驱过程中靠前的水线向后推至接近初始位置，再生产时，高渗层水线向前推进较为均匀，速度减缓，水相渗流阻力增大，使进入低渗层的水增加，实现低渗储层的有效动用。

将生产时的水流通道局部放大，如图7所示。减氧空气以高压注入储层时，主要以分散相形式赋存在孔隙中。当生产时，除了降压引起的气泡膨胀变大作用外，分散相的气泡随水相流动过程中逐渐聚合也会增大，当通过细小喉道时，产生贾敏效应，堵塞水流通道，增加渗流阻力，使注入水改变流向，提高波及体积。由此可见，减氧空气的抑水增油机理与形成泡沫后的驱油机理相似。

图6 注气过程减氧空气分布可视化

图7 减氧空气微观抑水可视化

4 地质因素正交实验分析

为进一步分析地质条件对现场应用的影响，结合鲁克沁油田深层稠油油藏的特征，选取3水平7个地质因素的18组正交实验方案进行数值模拟，利用正交实验的直观分析方法，计算正交方案中的不同因素的影响极差，分析过程中的参数及模拟结果如表1所示。

通过计算表1中各因素的影响极差可知，油藏厚度影响最大，其次为原油黏度、层间级差及地层深度，韵律分布、渗透率、孔隙度影响相对较小。

从单因素分析认为，厚度越大，供油能力越强，生产效果越好；原油黏度越大，水流通道越明显，抑水效果越好；层间级差越大，水驱指进现象越明显，抑水效果越好；油藏越深，注气压力越高，分散相进入水淹储层越快，效果越好；正韵律沉积，高渗在下部，水驱重力分异作用更强，吞吐效果好；渗透率和孔隙度越低，孔隙半径小，气泡易形成贾敏效应，抑水效果好。因此，减氧空气吞吐选井时需要更多的关注层间级差大、油水黏度差异大及渗透率中等的储层条件。