坨33斷塊火山巖稠油油藏氮氣驅(qū)技術(shù)研究與試驗

朱　偉

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

坨33斷塊火山巖稠油油藏氮氣驅(qū)技術(shù)研究與試驗

朱偉

(中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010)

摘要：坨33斷塊為一裂縫-孔隙雙重介質(zhì)火山巖油藏，其網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，常規(guī)注水開發(fā)效果差，油藏瀕臨廢棄。為改善開發(fā)效果，在深入開展油藏地質(zhì)特征及剩余油分布規(guī)律研究基礎(chǔ)上，借鑒國內(nèi)外非烴類氣驅(qū)成功經(jīng)驗，對該油藏非烴類氣驅(qū)適應(yīng)性及氣驅(qū)技術(shù)進行了研究，結(jié)合數(shù)模研究成果，確定“低注高采”的氮氣驅(qū)模式。現(xiàn)場開展了1個井組的先導(dǎo)試驗，取得日增油6.2 t的較好效果，為下步擴大實施規(guī)模奠定了基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：遼河油田；火山巖稠油；氮氣驅(qū);坨33斷塊

1 油藏概況

坨33斷塊位于遼寧省遼中縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷牛心坨構(gòu)造帶北部, 為一裂縫-孔隙雙重介質(zhì)火山巖油藏，油藏埋深1 200～1 530m，含油面積1.56km2，石油地質(zhì)儲量242.73×104t，標(biāo)定采收率14.1%。主要儲集巖為中生界流紋巖，儲層具有電阻率中等，雙側(cè)向幅度差較大、高時差、高中子、低密度的電性特征。油藏有底水，但能量很弱，油水界面1 530m。原油性質(zhì)屬稠油，地層條件下原油密度0.896g/cm3，黏度49.95mPa·s;地面原油密度0.9453g/cm3，黏度(50℃)193.7～1476.3mPa·s，平均328.6mPa·s，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量平均為30.02%。原始地層壓力13MPa，飽和壓力8.2MPa，目前地層壓力約7.9MPa。

1.1油藏地質(zhì)特征

1.1.1 構(gòu)造特征

坨33斷塊由其東側(cè)臨近的臺安斷裂不均衡活動形成，被兩條北東向斷層和四條北西向斷層夾持成梯形形狀，呈現(xiàn)北西向的斷裂半背斜，構(gòu)造東高西低，高點在坨33-11-9和坨33-13-9井附近，高點埋深1 200m。

1.1.2 儲集空間復(fù)雜多樣

該斷塊儲層為中生界火山巖，區(qū)內(nèi)火山巖巖性混雜，主要有火山角礫巖、凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)角礫巖、英安巖、玄武安山巖、流紋巖等，儲層巖性主要為流紋巖?？紫吨饕煽锥春土芽p兩部分組成，該區(qū)原生孔隙不發(fā)育，原生裂縫多貫穿不深；次生儲集空間為流紋巖的主要儲集空間，以溶蝕孔隙最為發(fā)育，主要分布在儲層的中上部?；|(zhì)平均孔隙度9.8%，滲透率7.0×10-3μm2；裂縫宏觀寬度0.1～0.3mm，微觀寬度平均32.5μm，裂縫密度0.41～0.2mm/cm2，平均孔隙度2.4%，滲透率28.4×10-3μm2?；|(zhì)含油飽和度為38%，裂縫含油飽和度為98.0%，區(qū)塊平均含油飽和度為42.37%。

1.1.3 網(wǎng)狀裂縫發(fā)育

本區(qū)裂縫主要有3種：構(gòu)造裂縫、收縮縫、溶蝕縫，以構(gòu)造裂縫、溶蝕縫為主，裂縫主要分布在15～40μm區(qū)間，平均裂縫寬度為32.5μm,裂縫密度為0.1～0.79mm/cm2。裂縫以網(wǎng)狀裂縫為主、水平裂縫為輔，裂縫方向以北東和北西向為主，平面上在主體部位坨33-11-9和坨33-13-9等井附近較發(fā)育，縱向上在構(gòu)造高部位較為發(fā)育。

1.2開發(fā)簡況

坨33斷塊于2002年發(fā)現(xiàn)，2005年按照165m正方形井網(wǎng)實施整體大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)，截至2006年累計投產(chǎn)新井28口。油井依靠壓裂投產(chǎn)，2006年產(chǎn)量規(guī)模達到頂峰，最高日產(chǎn)油225t，年產(chǎn)油7×104t。由于天然能量不足，油井產(chǎn)量遞減快，2007年初按照反九點注采井網(wǎng)規(guī)劃實施注采井組7個，采用中下部注水上部采油開發(fā)方式。受地層累積虧空大且裂縫發(fā)育的影響，油井含水快速上升，水淹水竄嚴(yán)重，2007年底全面停注。近年來逐步恢復(fù)個別井組底部溫和注水，控制注水量，仍難以緩解區(qū)塊產(chǎn)量遞減和含水上升趨勢，油藏瀕臨廢棄。

非烴類氣驅(qū)前，區(qū)塊有油井22口，開井19口，日產(chǎn)液91t，日產(chǎn)油僅6t，綜合含水93%，采油速度0.14%，累計產(chǎn)油24.8×104t，采出程度10.2%，可采儲量采出程度72.5%；有注水井5口，開井3口，正常日注水60m3，累計注水19.1×104m3，累計注采比0.4，累計地下虧空30.5×104m3。

2氮氣驅(qū)可行性研究

2.1氮氣驅(qū)增油機理

氮氣為無色無味氣體，與油和水存在密度差異，由于重力分異[1]，注入氮氣會沿裂縫或高滲通道上浮至構(gòu)造高部位形成次生氣頂，增加油藏彈性能量，驅(qū)替頂部剩余油向下移動，隨重力作用運移至油井采出。同時，氮氣不溶于水，較少溶于油，具有較好的膨脹性，能保持并提升地層壓力。

注氣后，油氣間界面張力遠小于油水間界面張力(約4倍)，而油氣密度差又大于油水密度差(約6.7倍)，從而減小了毛細(xì)管力作用[2]，氮氣更易進入注入水難以波及的頂部微裂縫、低滲層等微孔隙，能夠置換出較多的剩余油。

2.2油藏地質(zhì)適應(yīng)性分析

坨33斷塊儲層厚度大，經(jīng)28口完鉆井統(tǒng)計，單井平均流紋巖厚度217.0m，單井平均解釋油層厚度118.1m。早期按照165m反九點注采井網(wǎng)開發(fā)，目前井網(wǎng)完善、井況良好；注水過程中油井受效明顯，證明油層連通狀況好；注水受效方向與裂縫主要走向一致，符合國內(nèi)其它裂縫性油藏氣驅(qū)規(guī)律。雖然火山巖稠油油藏?zé)o相關(guān)氮氣驅(qū)借鑒文獻，但具有雙重介質(zhì)的碳酸鹽巖油藏在國內(nèi)已有成功先例[3]，因此，確認(rèn)坨33斷塊火山巖油藏氮氣驅(qū)技術(shù)可行。

2.3剩余油潛力研究

2.3.1 物質(zhì)平衡法

容積法原理推導(dǎo)出的剩余油飽和度計算公式：

Soc=Soi(N-Np)/No(Bor/Boi)

式中：N為原始石油地質(zhì)儲量，104t；Np為累積采油量，104t；Soi為原始含油飽和度，%；Soc為剩余油飽和度，%；Boi為原始地層原油體積系數(shù)；Bor為目前地層原油體積系數(shù)。

將坨33斷塊開發(fā)數(shù)據(jù)代入上述公式，可以計算得到剩余油飽和度為30.5%。

2.3.2 動態(tài)綜合分析法

根據(jù)油藏平面縱向裂縫發(fā)育狀況，已完鉆井電阻率測井及C/O比測井[4-5]結(jié)果，結(jié)合油水井生產(chǎn)動態(tài)、歷年測試吸水剖面資料，對剩余油分布狀況進行綜合研究后，得出如下結(jié)論：平面上主體部位北東、北西向油井水淹程度較高，水淹呈條帶狀，其他方向區(qū)域水淹相對較弱，剩余油相對富集；縱向上油藏低部位1 400～1 500m井段水淹嚴(yán)重，1 400m以上剩余油富集。

3氣驅(qū)技術(shù)研究與方案設(shè)計

3.1注采方式研究

利用數(shù)值模擬軟件Eclipse構(gòu)建網(wǎng)格模型，研究對比不同構(gòu)造位置氮氣驅(qū)效果。模擬結(jié)果表明，在相同注氮氣量情況下，“低注高采”氣驅(qū)方式采油效果最佳，油藏采收率最高。

坨33斷塊油藏網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，裂縫傾角50°～70°，剩余油研究結(jié)果表明上部剩余油富集，因此采用低部位注氣、高部位采油方式，有利于氮氣向上運移擠壓，驅(qū)替零散剩余油。同時，該方式下氮氣運移路徑延長，一定程度上可以延緩氣竄時間。

3.2注采井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)數(shù)模研究的注氣方式結(jié)果，并針對前期注水水竄后控制注采比導(dǎo)致地層虧空嚴(yán)重、地層壓力水平較低問題，立足目前注采井網(wǎng)，采用底部注氣與溫和注水相結(jié)合的開發(fā)方式。為保證主體部位油層發(fā)育區(qū)域氣驅(qū)整體覆蓋，結(jié)合前期注水開發(fā)水驅(qū)見效狀況，總體規(guī)劃設(shè)計斷層附近坨33-11-9、坨33-9-5、坨33-18-8和坨33-16-12轉(zhuǎn)氮氣驅(qū)，且后期可以形成線性驅(qū)井網(wǎng)，坨33-14-12、坨33-18-12、坨33-20-10繼續(xù)保持目前注水方式注水(見圖1)。同時開展了數(shù)值模擬研究，數(shù)模計算結(jié)果表明底部注氣與注水相結(jié)合井網(wǎng)的采收率高于單一注氣井網(wǎng)。

圖1　坨33斷塊氣驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)規(guī)劃圖

3.3氣液比設(shè)計

借鑒相關(guān)文獻研究[6]，利用長巖心模型驅(qū)替試驗裝置，模擬坨33斷塊油藏儲層物性，開展了不同氣液比條件下氮氣驅(qū)提高采收率室內(nèi)實驗。取基質(zhì)孔隙度9.8%，滲透率7.0×10-3μm2;裂縫孔隙度2.4%，滲透率28.4×10-3μm2;試驗用油取自坨33斷塊，模擬地下原油密度0.896g/cm3，黏度49.95mPa·s，在溫度為56 ℃、注入壓力為13～18MPa、氣液比分別為0.8∶1、1∶1、2∶1和3∶1條件下水驅(qū)后氮氣驅(qū)室內(nèi)實驗。結(jié)果表明氣液比為2∶1時，最終采收率最高，達15.3%。

3.4注入井口及管柱設(shè)計

為保證現(xiàn)場氣驅(qū)實施安全，根據(jù)目前區(qū)塊部分注水井注入壓力16MPa，設(shè)計滿足高壓注入的井口和工藝管柱。工藝管柱配置Y521-152封隔器，工作壓差35MPa，以實現(xiàn)對油套環(huán)空有效封隔。注氣井口設(shè)計為KQ65-35型采油井口裝置，工作壓力可以達到35MPa。

4現(xiàn)場試驗

2015年2月，優(yōu)選主體部位坨33-11-9井組開展注氮氣驅(qū)先導(dǎo)試驗。截至2015年10月底，累計注氮氣253×104m3，折算地下體積為3.5×104m3，累計注水5513m3，平均注氣壓力14.8MPa。

一線油井7口，見效井6口，見效比例85.7%，見效時間30～45天，北東、北西向油井先見效，與原注水見效先后順序基本一致。與氣驅(qū)前對比，井組日增液11m3，日增油6.2t，最高日增油10.1t，累計增油1037t，累計投入197.3萬元，階段創(chuàng)效61.9萬元。同時，一線壓力觀察井監(jiān)測結(jié)果表明，地層壓力回升0.1MPa。

5結(jié)論與建議

(1)油藏地質(zhì)適應(yīng)性分析與數(shù)值模擬分析表明，具有雙重介質(zhì)特征的坨33斷塊火山巖油藏在水驅(qū)開發(fā)后期，調(diào)整為“低注高采”的氮氣驅(qū)方式技術(shù)。

(2)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，用氮氣驅(qū)開發(fā)坨33斷塊取得了良好的開發(fā)效果。

(3)氮氣驅(qū)油井受效狀況與構(gòu)造位置、裂縫發(fā)育程度、注采高差、虧空、隔夾層發(fā)育有關(guān)。

參考文獻

[1]李士倫，張正卿.注氣提高石油采收率技術(shù)[M].四川成都：四川科學(xué)技術(shù)出版社，2001：52-65.

[2]周玉衡，喻高明.氮氣驅(qū)機理及應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工，2007，6(6)；101-102.

[3]文玉蓮，杜志敏，郭肖.裂縫性油藏注氣提高采收率技術(shù)進展[J].西南石油學(xué)報，2005，27(6)；49-52.

[4]吳錫令，汪中浩，趙亮.生產(chǎn)測井多井解釋研究[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(1)：96-99.

[5]陳四平，李木元，仲艷華.剩余油飽和度測井技術(shù)進展[J].測井技術(shù)，2004，28(1)：7-10.

[6]徐飛，劉華，宋元新,等.低滲透裂縫性油藏水氣交注非混相驅(qū)提高采收率研究[J].石油化工應(yīng)用，2012，36(5)：86-86.

編輯：李金華

文章編號：1673-8217(2016)02-0133-03

收稿日期：2015-11-16

作者簡介：朱偉，工程師，1982年生，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，2013年取得東北石油大學(xué)工程碩士學(xué)位(地質(zhì)工程專業(yè))，現(xiàn)從事油藏開發(fā)管理工作。

中圖分類號：TE345

文獻標(biāo)識碼：A