S低渗油藏注N2提高采收率研究与应用

2021-11-13鑫黄思婧余洋阳顾康福赵锐侯大力

非常规油气 2021年5期

韩鑫黄思婧余洋阳顾康福赵锐侯大力

(成都理工大学能源学院,成都 610059)

1 研究背景

进入21世纪以来,随着经济的不断发展,各国对油气资源的需求量不断扩大。同时,由于石油勘探开发技术的不断进步,越来越多的低渗、特低渗油藏被开发,低渗、特低渗油藏注水开发难度大,注气提高采收率被普遍认为是低渗油藏提高采收率行之有效的方式[1]。在注气提高原油采收率方面,我国现在普遍采用的方式为注CO2驱、注天然气驱和注N2驱。注CO2驱存在防腐问题,注天然气驱存在经济问题,同时,随着注N2驱技术水平的不断进步和制氮气成本的进一步降低,注N2驱慢慢体现出了很大的优越性。我国适宜用N2驱油的原油储量很大,所以注N2驱在我国有很好的发展前景。尤其是对注水特别困难的陡构造油藏、低渗透油气藏、凝析气油气藏,注N2驱会有较好的开采效果[1-7]。

N2驱属于蒸发气驱,N2注入地层后,N2会有效地提取地层油中的轻烃组分,可以适当降低驱替相和被驱替相之间的界面张力。关于对N2驱油效果的评价,已有部分学者做了相关的研究[8-20]。2012年,章星等发现水驱油转N2驱,驱油效率要远远大于水驱油和N2驱油效率[15]。2012年,孙扬等通过实施前置CO2段塞+后续N2顶替驱油,获得了与CO2驱相同的驱油效果,同时减缓CO2对油井的腐蚀[16]。2015年,乞迎安等认为在正韵律的油藏,采用N2驱效果会更好[3]。2016年,董志刚等认为N2驱对含水高的油井有明显的调剖堵水作用,有明显的控水增油效果[1]。2017年,范智慧等采用N2助推CO2驱,驱油效果相当的同时降低投入成本[20]。

上述研究表明,为了使N2驱达到较好的驱油效果,需要对注N2驱的注入压力、注入量、注入速度、注采比和气水交替周期进行优化评价,以期得到最佳的注N2方案。

2 S低渗油藏特征

S低渗油藏背斜圈闭形态大致呈长方形,东西轴长2.76 k m,南北轴长1.6 k m,背斜高点埋深(T46X)为-3 648 m,闭合幅度16 m,闭合面积约4.3 k m2。S低渗油藏孔隙类型主要以粒间孔为主,孔隙度主要为4.2%～26.3%,平均14.0%;渗透率为0.1～548.0 mD,平均32 mD。按照有关储层分类标准,属低孔-低渗储层。

3 数值模拟研究

3.1 地质模型建立

利用Petrel地质建模软件建立构造模型和测井曲线,并在此基础上建立关于孔隙度和渗透率等物性参数的属性模型,如图1和图2所示。通过上述地质模型的建立过程,可以得到三维定量地质模型。该研究建立的三维网格设计尺寸为20.0 m×20.0 m×0.5 m,同时,由图2可以看出,模型的渗透率绝大部分在50 mD以下,即S油藏属于典型的低渗油藏。

图1 三维孔隙度模型Fig.1 Three-di mensional porosity model

图2 三维渗透率模型Fig.2 Three-dimensional per meability model

3.2 数值模拟模型建立

利用数值模拟软件CMG 中GEM 组分模块开展S低渗油藏数值模拟研究。将上述地质模型导入CMG数值模拟软件中,为了计算快捷方便,只粗化网格的大小,即,将网格的尺寸变大,网格数量变少,粗化后的模型的渗透率主要为10～50 mD。导入地质模型后,还要进行流体PVT参数、岩石相渗曲线、模型初始化和井模型的导入,建立完整的油藏数值模拟模型。数值模拟中油藏和流体的各项物性参数如表1所示。

表1 S油藏地层及流体基本参数表Table1 Basic parameters of for mation and fluid in Sreservoir

在完整的数值模拟模型建立的基础上,进行S低渗油藏注N2数值模拟研究。为了验证模型的可靠性,通常利用生产动态数据拟合的手段来验证,由多项生产指标的历史拟合让模拟的模型更加接近目的油藏地质情况,更好地反应地层油气水的分布规律。

再考虑到油井在生产过程中工作制度不稳定以及油嘴的变动,所以在拟合单井数据时,主要是通过调整渗透率、传导系数、井指数来实现单井拟合,拟合效果如图3所示。

图3 单井生产动态指标拟合Fig.3 Fitting of single well production perfor mance index

4 注N 2驱实验方案设计

4.1 注采井网优选

根据历史拟合的结果并根据剩余油分布规律,利用CMG数值模拟软件,共设计了4套井网,其中3套2注6采井网,1套3采5注井网(F01方案:两口低部位注气井;F02方案:两口低部位注入井,相对于方案01选择低部位的井不同;F03方案:两口高部位注入井;F04方案:构造高低部位分别部署1口注气井;F05方案:3口注入井,5口采油井)。

模拟结果如图4所示,可以看出在构造的高低部位分别部署一口注N2井最优,即F04为N2驱最优注采井网方案。这也侧面反映出高底部位注气能够有效地减少底水锥进,降低含水率,从而实现增油增长提高采收率的效果。

4.2 注入压力优化

注入压力的大小直接关系到工程的经济效应和注入流体的有效性。根据最佳井网的确定,利用CMG数值模拟软件组分模型,分别开展了40～65 MPa的6套注入压力的方案模拟研究,如图5所示。从图中可以看出,随着注入压力的增大,累增油也逐渐增大,当注入压力达到50 MPa之后,累计增油量几乎不变,说明注入压力越大,气体突破越快,气窜后,采收率增加不明显。综合考虑,选择注入压力为50 MPa作为N2驱的最佳注入压力。

图5 6套不同注入压力方案与累增油变化曲线图Fig.5 Reclaimed oil variation curves of six injection pressure schemes

4.3 注入量优化

在最佳注采井网和注入压力50 MPa的基础上,利用CMG数值模拟软件组分模型,开展注入量为0.1～1.0 HCPV的10套注入方案研究,模拟结果如图6所示。可以看出,注入量增加,累增油逐渐增大,而换油率规律相反,其中当注入量大于0.8 HCPV后,增油幅度明显变缓慢,并且换油率下降呈明显变缓的趋势。综合考虑,选择注入量为0.8 HCPV为最佳注入量。这是由于注气量过多,会对油相流动有不利影响,影响油的采出。

图6 10套不同注入量与累增油、换油率变化曲线图Fig.6 Variation curve of cumulative oil and oil change rate of ten injection volume schemes

4.4 注入速度优化

在最佳注采井网、最佳注入压力、最佳注入量的基础上,利用CMG数值模拟软件组分模型,模拟了5个注入速度的方案,模拟结果如图7所示。可以看出,随着注入速度增大,累增油量逐渐减少,在注气速度为10×104m3/d时,增油量幅度最大,表明注入速度越大,气体突破越快,气窜越严重,采收率越低。模拟结果也侧面反应了N2的膨胀性比较强,容易发生气窜。所以,选择注气速度为10×104m3/d作为N2驱的最佳注入速度。

图7 5个不同注入速度与累增油变化曲线图Fig.7 Accumulated oil distribution of fiveinjection rate schemes

4.5 注采比优化

在最佳注采井网、最佳注入压力、最佳注入量、最佳注入速度的基础上,利用CMG 数值模拟软件组分模型,选取了注采比为0.4～1.9的6套方案进行模拟研究,模拟结果如图8所示。从图8可以看出,注采比越大,累增油越大,当注采比为1.6时,增油幅度变缓。综上考虑,选择注采比为1.6作为最佳注采比。

图8 6套不同注采比方案与累增油变化曲线图Fig.8 Accrued oil variation curve of six injection-production ratio schemes

4.6 气水交替周期优化

在最佳注采井网、注入压力、注入量、注入速度和注采比的基础上,利用CMG 数值模拟软件组分模型,开展了N2水交替周期为15天～4个月的5套方案模拟研究(F01方案15天、F02方案1个月、F03方案2个月、F04方案3个月、F05方案:4个月),模拟结果如图9所示。可以看出,气水交替时间过长和过短,累增油都比较低。当N2水交替周期为2个月时,累计增油量最大。所以选择N2水交替周期为2个月的为N2驱最佳注入周期。模拟也反映了交替周期时间越长,会导致气体易突破水层,引起气窜,而周期时间太短,现场难以实现。

图9 5套不同注入方案累增油分布图Fig.9 Accumulated oil distribution diagramof five injection schemes

4.7 推荐方案

通过上述注N2驱不同方案数值模拟研究,评价出最优的注N2方案,最佳参数如表2所示,油气井网工程建设期为1年,在工艺设备完善后开始注N2,注入压力为50 MPa,注入速度为10×104m3/d,注采比为1.3,气水交替周期为2 个月,注入量达到0.8 HCPV时转为衰竭开发。

表2 N2驱推荐方案设计参数指标Table 2 Recommended design parameters of N2flooding scheme

在气水交替初期,产油量缓慢递减,含水率快速上升,在转为衰竭开发后,递减幅度进一步增大,含水率接近98%,如图10所示。预测当地层压力下降到15 MPa时,N2将会发生严重气窜,如图11所示。采出程度与含水率关系曲线整体呈现“凸”型态,说明N2水交替注入并未达到有效控水的目的,如图12所示。但根据推荐方案预测指标表明:相比衰竭开采方案,注入N2驱方案累增油22.13×104m3,提高采收率9.6%,有较好的提采效果。