甘谷驿油田T80区空气-泡沫与空气-水协同驱替先导试验注入参数研究

2021-11-24李玉景正正

科技信息·学术版 2021年21期

李玉景正正

摘要：甘谷驿油田T80区块开发至今，先后经历自然能量、二次注水、三次空气泡沫开发，积累了丰富的实践经验。为进一步提高该区块的采收率，开展空气-泡沫驱与空气-水交替驱（WAG）先导试验，本文通过数值模拟等方法进行对本次试验注入参数优化研究，进而确定出适宜于该区块试验的注入流体顺序、注入排量、注入压力、注入水气比、注入周期等关键参数，最终形成此次试验合理的配注方案。

关键词：采收率、空气泡沫驱、注采参数、数值模拟、低渗油藏

引言

当下油田开发主要依靠自然能量、注水二次开发、三次采油等，本文以甘谷驿油田T80区为例，通过开展空气-泡沫驱与空气-水交替驱（WAG）先导试验，结合二次、三次开发方式的优点进行协同交替驱替，旨在进一步提高油田开发采收率，本文通过研究，确定出适宜该区块的试验注入参数，为进一步发展完善气水交替和空气泡沫驱系列技术提供可参考注入方案设计。

1 地质概况

先导试验区T80井区位于甘谷驿油田西南部，东西长约4 km，南北宽约3.6 km，总面积14.4 km2，T80井区主要含油层位为三叠系延长组长6油层组，孔隙度平均7.9%，平均渗透率0.82×10-3μm2，为特低渗储层。孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，同时局部发育微裂缝，具有较强的层内和层间非均质性。

2 开发历程

该区自2001年进行采用不规则反九点法井网同步注水开发，至2003年大规模上产;2007年9月空气泡沫驱开发[1]，2007年9月至2017年4月先后经历试验期、投运期、扩建期，从该区的泡沫驱油开发实践可得出：注空气泡沫区受益油井含水率得到有效控制，含水率稳定在30%～35%之间，2017年4月开始，空压机出现故障，经过厂家数次维修，仍无法正常运转，被迫转为传统注水。区域含水率上升到目前的45.6%，单井日产油量降至0.16t/d。

3 空气-泡沫与空气-水协同驱替先导试验注入参数研究

鉴于开展空气-泡沫与空气-水协同驱替先导试验，能有效克服了气驱容易气窜的不足，从而进一步提高油藏采收率。先导试验以研究试验井组与非试验井组划分，项目研究试验井组为T80泡沫驱井区的相对高含水的井组，按照配水间划分，故选取该区油层分布广、油层厚度大、平均含水高，高含水井多、油井累积产油量高的丛55配水间和丛51配水间;非试验井组划分为T80泡沫驱井区其它井组，研究试验井组注入参数确定如下：

3.1首次注入流体确定

气水交替时，先注气、注水还是泡沫液，不同的注入时机对油藏气水交替驱开发效果也会有很大的影响。根据我们建立的数值模拟模型，进行了注气时机的优化，分别对含水率 0%，30%，60%，80%，90% 五个转注时机进行了计算。模拟时模型为丛49井组，注入参数的量为0.1PV的段塞，1：1的气水体积比，保持注采速度等参数不变，得到了如图1所示的计算结果。

从模拟结果可以看出，在含水率低于60% 时进行气水交替的开发效果差别不大，且越早进行需要的气量越多，注气成本越高，换油率越低[2]。综合考虑，在含水率 60%左右进行气水交替驱既能获得较高的采收率，又能降低注气成本。当前，丛55配水间和丛51配水间的含水率分布图（图1）、注入曲线（图2、图3）如下：

可以看出，丛51和丛55配水间的水井注入量不高，且都采用周期注入的方式，此区域目前均采用注水的方式，地层内应该含水较多，因此可以采用首先注减氧空气的方式以提高地层能量，减少并延缓水窜现象。

3.2注入压力确定

注入压力会对泡沫体系性能和驱油效果产生一定影响。为了研究注入压力对泡沫驱油效果的影响规律，设计了注入压力10MPa、15MPa和20MPa三种模拟方案，如表1、图5所示：

从表1可以看出，注入压力从10MPa提高到20MPa，泡沫驱阶段采出程度增加幅度极小，表明压力对微观气泡性能的影響扩展到宏观层面时差异不明显。低渗储层气相渗透率一般为水相渗透率的数倍，单纯注空气比注水容易的多。数值模拟结果（图5）也表明，注入压力由10MPa升高到20MPa，注入气量也几乎以倍数级增加，但同时注入水量却变化不大。因此，改变注入压力相当于间接改变气液比。

从注入井的注入压力历史来看，T80井区的注入井历史上最高注入压力在13MPa作用，低的甚至只有3MPa.我们利用数值模拟结果表明：① 定地下注入量时，当限制压力高时，累积注入的气体体积多，驱替效果好;

② 限制压力从12MPa增加到20MPa，累产油逐渐增加，但当压力从18MPa增加到20MPa，累产油几乎不再变化。可以看出，本区域的注入井目前注入压力不高，因此可以进行气水交替注入。并结合该区裂缝发育特征，在该区注入时一定不能突破地层的破裂压力。现场作业时，注入压力不能超过地层破裂压力的80%，故受制于泡沫驱设备性能以及安全性要求，注入压力提升空间有限。

3.3合理注采比

注采比是评价注水开发油藏开发效果的一个重要参数。由杜建芬等采用气水交替驱进行岩心实验，认识到在假设地层为线性渗流的情况下，可以通过建立渗流模型推导得到储层在气水交替驱时的无因次注入能力公式[4]：

其中ID为无因次注入指数，该指数可以看成为三个无因次量的函数，这三个无因次量如下分别是：垂向渗透率/水平渗透率、无因次纵横比（井距/层厚）、流度。

如图7所示为气水交替注入第4周期时，不同水气比的无因次注水能力关系曲线，其中蓝色基准线是常规注水时的无因次注水能力曲线，基准线下的几条趋势线分别反映的是不同水气比交替注入方式的无因次注入能力。

这个认识说明不同水气比对注入能力的影响具有非常大的差异，选择最佳注入参数可以满足气水交替驱矿场应用要求。研究表明，要获得给定的采收率，如水气比值较高，则需要注入更多倍数孔隙体积的水，特别是在高粘滞力重力比情况下更是如此。粘滞力重力比为0.177时，采用3种水气比（1：1、2：1和4：1）注入方案都可以达到72%的采收率，而采收率要达到同样的值，水气比为1，2，4的方案所对应的注入孔隙体积倍数分别为0.7，1.0，1.2，所需的气量以含烃孔隙体积表示，分别为0.35，0.33，0.24HPV。表明采用高水气比可以减少所需的气量，但同时延长了开采时间。图6（b）显示出高粘滞力重力比为1.766时，采用水气比为4的方案在对应注入0.9PV时就出现气水切换不成功而停止生成。综合模拟结果分析认为：对于低粘滞力重力比的注气开采方案，选择水气比为2最佳[5]。

3.4持续时间确定

a.长期注水情况下注气时间可以较长，后续持续时间可以递减;

本部分主要考虑的是气体段塞和注水段塞的长度配置关系。调研发现目前矿场应用最为普遍的气水比为1∶1。实践和研究表明，气水交替注入采收率还是段塞尺寸的正函数，有实验表明0.6PV的段塞尺寸可达到最大采收率，而0.2～0.4PV段塞尺寸经济性最优。但是大溶剂段塞相较小段塞而言提高采收率程度不大，所以通常认为0.15HCPV为最优的段塞尺寸。在长期注水之后可以考虑将气体的注入段塞稍大一些，等后续进入多轮次周期之后，再将气体段塞减少，从而得到成本效益比更优的注入效果。

b.正常情况下，对于特低渗、超低渗油藏半周期2-6个月。

注入半周期需要考虑的因素如下：①防止气窜、水窜的要求;②地层维持压力的要求;③设备工况的要求。

从防止气窜、水窜的要求来看气体和水注入的越多，最地层内形成的各种贾敏效应越明显，从而获得的波及范围越广;从地层维持压力要求看，在不发生水流优势通道的情况下，注水时能够提供的地层压力更明显，因此似乎注水越多越好。但实际注入时这种优势通道的形成是不可避免的，因此单纯的注水并不能获得好的效果。结合实际建议将半周期在2个月左右為宜。

3.5注入排量及其注入方案确定

注入原则

①目前地层压力按1.3Mpa;

②前期注气量范围200-500（地层压力2.0-3.0 MPa）;

③目前推荐注气量范围200-500（地层压力1.3 MPa）

a.第一周期上半周期注入参数设计

注入流体：注气

①初期注气量200m3/d

试注：丛51配水间和丛55配水间的注入井在初期按照200m3/d注入;时间大约为10～15天。

②稳定注气量400 m3/d

由于T80目前能量衰竭严重，如果前期注气量比较稳定且未出现注入压力急剧增加的情况，可以将注气量提高到400 m3/d。

从表1中可以知道，该注气量未超过本区注气历程中稳定注入量的1.5倍，具有一定的可靠性。