塔河油田縫洞型油藏氮?dú)怛?qū)見效特征及其影響因素*

張 慧 鞠斌山 蘇英杰

(1. 中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院 北京 100083； 2. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院 北京 100083；3. 非常規(guī)天然氣能源地質(zhì)評價與開發(fā)工程北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 100083； 4. 上海振華重工(集團(tuán))股份有限公司 上海 200125)

塔河油田經(jīng)過天然能量、單井注水替油、水驅(qū)、單井注氣替油幾個階段的開發(fā)，仍存在大量剩余油。2013年4月開始氮?dú)怛?qū)礦場試驗(yàn)，并取得了成功。截止到2019年1月，共實(shí)施氮?dú)怛?qū)井組數(shù)45個，注氣覆蓋地質(zhì)儲量31 545萬t，累計氮?dú)庾⑷肓?67 165萬m3(地面體積)，累計伴水量131萬m3，累計方氣換油率0.34 t/m3，累增油68萬t。然而，氣驅(qū)井組見效差異大，增油量從幾十噸到幾萬噸不等，影響因素不明，氣驅(qū)井組選擇缺乏依據(jù)，影響了氮?dú)怛?qū)技術(shù)在塔河油田的大規(guī)模應(yīng)用。因此，開展了氣驅(qū)井組見效特征及影響因素研究。將氣驅(qū)井組進(jìn)行地質(zhì)分類，并研究了不同地質(zhì)類型氣驅(qū)井組的見效特征，進(jìn)而研究了氣驅(qū)井組效果的影響因素，提出了氣驅(qū)井組的選擇原則及實(shí)施建議。

1 井組分類

塔河油田縫洞型油藏有暗河、風(fēng)化殼、斷溶體三大巖溶成因[1-5]。暗河儲集體平面呈長條河道狀分布，有多層分布特征；儲集體類型主要為垮塌洞和砂泥質(zhì)充填洞。風(fēng)化殼儲集體平面展布，具有一定的連通性，縱向發(fā)育高角度裂縫；儲集體以地表河砂泥沉積、落水洞機(jī)械充填為主，總充填率70%～95%。斷溶體儲集體平面上沿斷裂分布，縱向上沿高角度斷裂發(fā)育，呈“高窄型”；儲集體類型主要為未充填洞、垮塌充填洞、砂泥充填洞。

以塔河油田主體區(qū)穩(wěn)定受效的34個氣驅(qū)井組為研究對象(圖1)，綜合利用地震、鉆錄測井與生產(chǎn)動態(tài)等資料，根據(jù)不同巖溶條件下儲集體類型[6-11]，將氣驅(qū)井組系統(tǒng)劃分為暗河-溶洞發(fā)育區(qū)、暗河-充填洞發(fā)育區(qū)、暗河-高角度裂縫發(fā)育區(qū)、風(fēng)化殼-溶洞型、風(fēng)化殼-裂縫孔洞型、斷溶體-溶洞型、斷溶體-裂縫孔洞型、斷溶體-裂縫型等8類。

圖1 塔河油田主體示范區(qū)45個氮?dú)怛?qū)井組

2 見效特征對比

根據(jù)地質(zhì)分類結(jié)果，從增油特征、控水效果、能量、見效響應(yīng)特征、注采井對應(yīng)特征等，歸納總結(jié)在不同巖溶儲集體中縫洞型油藏氣驅(qū)的見效特征，并列舉典型井組實(shí)例進(jìn)行驗(yàn)證。

2.1 不同地質(zhì)類型氣驅(qū)井組見效特征

由于縫洞型油藏的復(fù)雜性，不同地質(zhì)類型氣驅(qū)井組的開采動態(tài)特征具有很大差異，但結(jié)合前期研究成果，預(yù)計同一種地質(zhì)類型氣驅(qū)井組能夠表現(xiàn)出相似的變化趨勢。因此，通過對單井注氣后投產(chǎn)時間進(jìn)行歸一化拉齊[12]，將同一類型氣驅(qū)井組放在一組，成為一口“虛擬井”，分別對不同類型井組的見效特征進(jìn)行分析。

1) 增油特征。

采用“歸一化”方法，假設(shè)了8種類型氣驅(qū)井組的虛擬井，分別作產(chǎn)量遞減曲線(圖2)。從圖2可以看出，不同類型氣驅(qū)見效井注氣后效果差異大。暗河-溶洞發(fā)育區(qū)油井有一定的穩(wěn)定增油期，產(chǎn)量遞減后，遞減率最??；風(fēng)化殼背景下，日產(chǎn)油先上升，然后遞減，見效期也較長；斷溶體背景下的氣驅(qū)見效井產(chǎn)量增幅雖然大，但見效后沒有穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量直接遞減，遞減率偏大；高角度縫發(fā)育為主的井組初期增油效果最小，遞減也最大。

圖2 不同類型氮?dú)怛?qū)井組產(chǎn)量遞減曲線

統(tǒng)計8種類型氣驅(qū)井組見效后的增油情況(圖3)，可以看出，斷溶體背景下的氣驅(qū)井組見效初期日產(chǎn)油平均增幅整體較大；其次為暗河發(fā)育區(qū)溶洞型為主的井組；風(fēng)化殼背景下的氣驅(qū)井組見效初期日產(chǎn)油平均增幅一般；高角度裂縫發(fā)育區(qū)的井組見效初期日產(chǎn)油增幅最小。

圖3 不同類型氮?dú)怛?qū)井組見效初期增油效果

2) 含水變化。

采用歸一化方法，假設(shè)了8種類型氣驅(qū)井組的虛擬井，分別作含水率變化曲線(圖4)。從圖4可以看出，不同類型氣驅(qū)見效井控水效果差異大。暗河-溶洞發(fā)育區(qū)含水逐漸下降，仍在見效過程中；暗河-充填溶洞發(fā)育區(qū)注氣后含水先下降，而后又快速上升；暗河-高角度裂縫發(fā)育區(qū)通源大斷裂溝通底水，注氣難以抑制底水；風(fēng)化殼-裂縫孔洞型注氣后含水先下降，而后波動變化；斷溶體注氣后含水迅速得到控制，但是含水上升速度較快。

圖4 不同類型氮?dú)怛?qū)井組含水變化曲線

統(tǒng)計8種類型氣驅(qū)井組見效后的含水率變化情況(圖5)，可以看出，斷溶體背景下裂縫發(fā)育區(qū)油井含水控制最好，含水快速降低，見效期基本以低含水生產(chǎn)為主；其次為暗河溶洞及充填洞發(fā)育區(qū)；對于臨近高角度裂縫的井含水較難控制。

圖5 不同類型氮?dú)怛?qū)井組見效后控水效果

3) 能量。

采用歸一化方法，假設(shè)了8種類型氣驅(qū)井組的虛擬井，分別作壓力變化曲線(圖6)。從圖6可以看出，不同類型氣驅(qū)見效井壓力變化差異大。暗河型的油壓上升不明顯，只有高角度裂縫發(fā)育區(qū)響應(yīng)比較明顯；風(fēng)化殼-溶洞型油壓響應(yīng)非常明顯，波動較大；注氣前能量足，注氣后壓力響應(yīng)比較慢，較長時間才有響應(yīng)；斷溶體型總體油壓有明顯上升，但是下降也較快，說明注氣后補(bǔ)充能量快，但是注氣量不足。

圖6 不同類型氮?dú)怛?qū)井組壓力變化曲線

4) 見效時間。

見效時間表現(xiàn)在2個方面：見效速度和見效時長。見效速度反映了不同類型氮?dú)怛?qū)井組在注氣后見效的快慢，見效時長則反映的是不同類型氮?dú)怛?qū)井組在注氣后的有效期。分別統(tǒng)計了8種類型氣驅(qū)井組的見效速度和見效時長(圖7、8)。

圖7 不同類型氮?dú)怛?qū)井組注氣后見效速度

圖8 不同類型氮?dú)怛?qū)井組注氣后見效時長

從圖7、8可以看出，不同類型氣驅(qū)見效井見效速度和見效時長差異大。斷溶體背景下的井在注氣后見效最快，見效時長最短；說明注入氣沿斷裂或裂縫竄進(jìn)明顯，可快速作用到采油井，但由于儲集體規(guī)模較小，見效時長較短。風(fēng)化殼背景下的井在注氣后見效較慢，但是一旦見效，見效時間較長；與井間儲集體連通規(guī)模較大、注氣量不足、驅(qū)替速度慢有一定關(guān)系。

5) 注采井對應(yīng)特征。

統(tǒng)計了不同類型氮?dú)怛?qū)井組的注采對應(yīng)關(guān)系，發(fā)現(xiàn)暗河和風(fēng)化殼背景下的氣驅(qū)井組以多向見效為主，而斷控巖溶區(qū)以單向受效為主(表1)。

表1 不同類型氮?dú)怛?qū)井組注采對應(yīng)關(guān)系

結(jié)合之前對產(chǎn)量、含水、能量、見效時間等方面的分析可以看出：注采對應(yīng)關(guān)系越單一，注氣后見效越明顯，主要表現(xiàn)為見效快、累產(chǎn)高、控水好、能量補(bǔ)充快。

2.2 典型氣驅(qū)井組見效特征

1) TK666—TK625井組。

風(fēng)化殼-溶洞型井組，自2015年2月11日開始注氣，注氣后壓力響應(yīng)明顯。160 d后見效，見效慢(圖9a)；平均單井日增油16 t，累計增油5 760 t，見效期360 d，穩(wěn)產(chǎn)期長；見效后含水下降75%，失效后含水緩慢上升(圖9b)。

圖9 TK625井生產(chǎn)曲線

2) TK7-454—T7-444CH井組。

暗河-溶洞型井組，自2014年6月18日開始注氣，注氣后壓力響應(yīng)不明顯。42 d后見效，見效較快(圖10a)；平均單井日增油12 t，累計增油2 160 t，見效期180 d，穩(wěn)產(chǎn)期一般；見效后含水下降10%，失效后含水快速上升(圖10b)。

圖10 T7-444CH井生產(chǎn)曲線

3 氣驅(qū)效果影響因素分析

考慮了巖溶背景、控制構(gòu)造高點(diǎn)、儲集體發(fā)育位置、注采位置、注氣速度等5個因素，運(yùn)用礦場統(tǒng)計方法開展了氮?dú)怛?qū)效果分析與對比研究，初步明確了氮?dú)怛?qū)有利條件。

1) 巖溶背景。

不同巖溶地質(zhì)背景的氮?dú)怛?qū)井組平均增油量和方氣換油率對比結(jié)果見圖11，可以看出斷溶體、暗河巖溶發(fā)育區(qū)方氣換油率平均水平高于風(fēng)化殼巖溶發(fā)育區(qū)，風(fēng)化殼巖溶發(fā)育區(qū)整體增油量優(yōu)勢較為明顯；由于風(fēng)化殼巖溶發(fā)育區(qū)規(guī)模較大，導(dǎo)致注氣量大，方氣換油率較低。

圖11 不同巖溶背景氮?dú)怛?qū)效果對比

2) 控制構(gòu)造高點(diǎn)。

對比是否控制構(gòu)造高點(diǎn)的氮?dú)怛?qū)井組平均增油量和方氣換油率(圖12)，可以看出：控制構(gòu)造高點(diǎn)的氮?dú)怛?qū)井組效果明顯好于未控制構(gòu)造高點(diǎn)的井組。

圖12 是否控制構(gòu)造高點(diǎn)氮?dú)怛?qū)效果對比

3) 儲集體發(fā)育位置。

儲集體發(fā)育位置描述的是井的生產(chǎn)層段距T74界面的距離。對不同儲集體發(fā)育位置的氮?dú)怛?qū)井組平均增油量和方氣換油率進(jìn)行了對比，結(jié)果見圖13?？梢钥闯觯耗壳暗牡?dú)怛?qū)挖潛高部位儲集體(風(fēng)化殼、殘丘部位)的頂部剩余油效果較好；對低部位儲集體的挖潛效果較差。

圖13 不同儲集體發(fā)育位置氮?dú)怛?qū)效果對比

4) 注采位置。

對比了不同注采位置的氮?dú)怛?qū)井組平均增油量和方氣換油率，以及注氣后的見效速度(圖14、15)，可以看出：上注下采模式波及體積大，受效緩慢，但整體效果較好；下注上采模式受效快，易氣竄，整體效果較差。在有足夠的地下氮?dú)饴翊骟w積的前提下，高部位注氣時，更容易形成自上而下的人工氣頂驅(qū)替。

圖14 不同注采位置對氮?dú)怛?qū)效果的影響

圖15 不同注采位置氣驅(qū)井組見效速度對比

5) 注氣速度。

將礦場實(shí)際注氣速度分為高速注氣(>2 000 m3/h)和低速注氣(<2 000 m3/h)，對比了不同注氣速度的氮?dú)怛?qū)井組平均增油量和方氣換油率(圖16)，可以看出：高速注氣情況下，井組方氣換油率比低速注氣高，但是累計增油量比低速注氣少；這說明高速注氣見效快，但容易氣竄。因此，要合理控制注氣速度，防止氣竄。

圖16 不同儲集體發(fā)育位置氮?dú)怛?qū)效果對比

4 選井原則及建議

綜合見效特征及影響因素研究，提出如下選井原則和實(shí)施建議。

1) 在低油價現(xiàn)狀下，優(yōu)選水驅(qū)失效的斷溶體背景的井組實(shí)施氮?dú)怛?qū)；在油價逐步升高過程中，逐步擴(kuò)大到風(fēng)化殼、暗河背景的井組實(shí)施氮?dú)怛?qū)。

2) 基于目前氮?dú)怛?qū)技術(shù)，優(yōu)選控制儲集體發(fā)育高部位的井組實(shí)施氮?dú)怛?qū)。

3) 優(yōu)選上注下采模式，波及體積大；選擇下注上采模式時，需防氣竄風(fēng)險。

4) 需要根據(jù)實(shí)際井組優(yōu)化注入速度，防止氣竄，獲的最佳注氣效果。

基于上述選井原則，對現(xiàn)有的部分井網(wǎng)提出了調(diào)整措施和實(shí)施建議。例如，建議斷溶體裂縫孔洞型的TK722CH2-S86井組注氣，S86井位于局部構(gòu)造高點(diǎn)，頂部剩余油富集；低注高采，控制注入量及注入速度，注氣36 d后S86井受效，日增油15.9 t，含水率下降35.1個百分點(diǎn)，方氣換油率0.36 t/m3，取得了較好的效果。

5 結(jié)論

1) 將塔河油田氣驅(qū)井組系統(tǒng)劃分為暗河-溶洞發(fā)育區(qū)、暗河充填洞發(fā)育區(qū)、暗河-高角度裂縫發(fā)育區(qū)、風(fēng)化殼-溶洞型、風(fēng)化殼-裂縫孔洞型、斷溶體-溶洞型、斷溶體-裂縫孔洞型、斷溶體-裂縫型等8類；不同類型氣驅(qū)井組的開采動態(tài)特征具有很大差異，但同一種類型氣驅(qū)井組表現(xiàn)出相似的變化趨勢。

2) 初步明確了塔河油田氮?dú)怛?qū)有利條件，風(fēng)化殼巖溶發(fā)育區(qū)整體增油量優(yōu)勢較為明顯，但所需注氣量大，斷溶體發(fā)育區(qū)見效快，方氣換油率高；目前氮?dú)怛?qū)技術(shù)，挖潛高部位儲集體頂部剩余油效果較好；在有足夠的地下氮?dú)饴翊骟w積的前提下，選擇高部位注氣更容易形成自上而下的人工氣頂驅(qū)替。