英買2縫洞型油藏注水及注氣提高采收率研究

關(guān)鍵詞：超深層縫洞型油藏；剩余油；開發(fā)方式；提高采收率

引言

縫洞型油藏是以大型溶洞和裂縫為主要儲集空間的特殊油藏類型[13]。儲集層由多次構(gòu)造及古巖溶蝕作用形成，具有埋藏深、儲集體結(jié)構(gòu)復雜、規(guī)模大、形態(tài)多樣、結(jié)構(gòu)多變和分布不均等的特點[46]。縫洞型碳酸鹽巖油藏擁有非常豐富的油氣資源，在早期開采中，面臨著產(chǎn)量遞減快、補充能量難和采收率低等問題[78]。由于縫洞型碳酸鹽巖儲層的獨特性，利用天然能量、水驅(qū)和氣驅(qū)等方式進行開采，但因各自的特點，最終提高采收率程度不高[910]。

中國縫洞型油藏主要分布在塔里木盆地，近年來國內(nèi)學者針對縫洞型油藏采收率低、補充能量難的問題，研究出多種提高縫洞型油藏采收率的技術(shù)?！笆晃濉逼陂g，研究人員主要針對封閉型單井開展段塞流注水，利用重力分異現(xiàn)象進行驅(qū)油，以提高原油采收率[11]?！笆濉逼陂g，研究人員提出以縫洞單元為油藏基本管理單元，實施差異化開發(fā)模式，形成了以單井注水驅(qū)油、單元井間水驅(qū)為主導的提高采收率技術(shù)，通過數(shù)值模擬技術(shù)，發(fā)展了縫注洞采、低注高采等注采方式[12]?！笆濉逼陂g，開始研究縫洞型油藏精細注水、定量化注水，利用形態(tài)結(jié)構(gòu)相似的縫洞組合體物理模型開展水驅(qū)模擬實驗[1314]。針對影響塔河油田注水管網(wǎng)的因素，張志宏等[15]通過實驗室研究，認為溶解氧為主要影響因素。張曉等[16]通過物理模型模擬研究了周期注水驅(qū)油機理，提出通過周期性改變注水量和注入壓力可擴大注入水波及體積。劉利清等[17]通過優(yōu)化縫洞型油藏單元注水注采參數(shù)來提高注入水驅(qū)油效率。杜春暉等[18]通過4種典型縫洞結(jié)構(gòu)的機理模型研究流勢變化規(guī)律，確定了影響流勢調(diào)節(jié)的5個重要控制因素，結(jié)合流勢分析技術(shù)進行了剩余油開采潛力的研究。侯吉瑞等[19]針對多井縫洞單元，利用相似準則設(shè)計了多井縫洞單元三維物理模型，并進行了水驅(qū)特征與見水模式的研究。巫波等[20]針對塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油分布，提出了塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏8大類13個亞類剩余油分布類型和針對不同類型剩余油的多種開發(fā)策略。屈鳴等[21]根據(jù)塔河油田縫洞型碳酸鹽巖的地質(zhì)資料，設(shè)計制作了在孔洞直徑、裂縫尺寸和驅(qū)替流體注入速率方面具有相似性的三維可視化裂縫物理模型，較真實地模擬了地層流體流動過程。鄭小敏等[22]根據(jù)油田地震數(shù)據(jù)資料，設(shè)計制作了物理模型，利用地層水與實際油田樣品，進行了3個不同角度的水驅(qū)物理模擬實驗，研究了縫洞傾斜情況和縫洞結(jié)構(gòu)等因素對采收率、含水率、無水采收期等多種結(jié)果的影響。李小波等[23]通過數(shù)值模擬等方法，綜合分析順北油田超深斷控縫洞型油藏地質(zhì)與開發(fā)特征，對油田開發(fā)方式進行優(yōu)化，明確了當前縫洞型油藏的最佳開發(fā)方式，現(xiàn)場應(yīng)用中取得了較好的開發(fā)效果。王遠征等[24]針對斷控縫洞型油藏提出了注采井間動態(tài)油水界面實時追蹤預測方法，該模型構(gòu)建簡易，計算效率高，能夠較為準確預測生產(chǎn)井的見水規(guī)律、各溶洞油水界面運移位置及剩余油分布等各項開發(fā)指標?？抵窘萚25]針對縫洞型油藏結(jié)構(gòu)復雜、非均質(zhì)性強的特點，基于靜、動態(tài)數(shù)據(jù)結(jié)合多重分形、曲線相似度分析等技術(shù)，提出深層縫洞型油藏井間連通路徑智能預測技術(shù)，實現(xiàn)井間連通程度自動評價。周順明等[26]研發(fā)了一種適用于高溫高鹽縫洞型油藏的深部堵水體系，該體系可耐溫140 C，對于水竄通道封堵效率可達90.33%，封堵性能好。針對縫洞型油藏的開發(fā)國內(nèi)外已經(jīng)進行了深入的研究，但由于縫洞型油藏物性差異大，地層環(huán)境復雜，針對特定油藏需要采取合適的開發(fā)方式。

英買2縫洞型油藏埋深超過6000m，原始地層壓力在60MPa左右，溫度超過120 C，屬于典型的超深、高溫及高壓縫洞型油氣藏。為了進一步提高英買2縫洞型油藏水驅(qū)后期的剩余油采收率，本文基于英買2縫洞型油藏的現(xiàn)場生產(chǎn)資料，利用典型儲層結(jié)構(gòu)物理模型模擬底水驅(qū)后注水、注氣等開發(fā)方式的可行性，并開展了關(guān)鍵開發(fā)參數(shù)的優(yōu)化研究，為水驅(qū)后期進一步提高采收率提供支撐。

1典型儲層結(jié)構(gòu)物理模型

1.1典型縫洞物理模型設(shè)計原則

為使典型縫洞單元模型能真實反映地層實際縫洞結(jié)構(gòu)和模擬流體流動規(guī)律，在物理模型制作過程中，遵循抓住關(guān)鍵因素、忽略次要因素的原則，結(jié)合地質(zhì)剖面圖，進行等效數(shù)據(jù)抽提，進而制作數(shù)值化模型和實物模型。模型制作采用玻璃刻蝕技術(shù)在有機玻璃表面刻蝕出三維模型圖案，該模型具有互換性，通過進出口快速連接，實現(xiàn)多種注采方式組合實驗。

1.2典型縫洞物理模型設(shè)計參數(shù)

縫洞結(jié)構(gòu)是裂縫孔洞型油藏的主要儲集空間，也是儲集體類型最直觀的體現(xiàn)。典型縫洞物理模型包括兩個裂縫孔洞模型，一個斷溶體（垂直斷裂帶）模型。其中，裂縫孔洞模型整體尺寸為30cm 30cm 30cm，縫洞體高6 8cm，裂縫寬度為2mm，正面和側(cè)面均設(shè)置有進出口，方便更換注采關(guān)系。斷溶體模型整體尺寸為120cm 60cm 11cm，縫洞體高6 8cm，裂縫呈梯形槽、寬槽和細槽，進出口位于正面不同部位，模型如圖1所示。

1.3實驗條件

本實驗在常溫常壓條件下進行，注入流速為5mL/min，實驗中模擬原油由硅油與煤油配制而成，并加入油溶性蘇丹IV染色劑染色。模擬注入水加入亞甲基藍染色。

圖2為實驗流程圖。

1.4實驗步驟

1）組裝實驗裝置，稱量模型質(zhì)量m1，隨后將模型飽和水，稱得質(zhì)量m2，計算模型縫洞體積V。

2）組裝實驗架，連接管線，設(shè)置注射泵參數(shù)，放置量筒，打開注射泵并開始計時。

3）流體注入過程中，拍照并記錄實驗過程中油水分布現(xiàn)象，讀取產(chǎn)出油水體積。

4）含水率達到100%時驅(qū)替結(jié)束，對剩余油狀態(tài)進行拍照記錄。

2縫洞型油藏注水物模實驗研究

2.1不同空間注采關(guān)系實驗

首先，將裂縫孔洞模型I飽和油，然后，進行高注低采實驗，記錄不同注入體積對應(yīng)的采出程度，當含水率達到100%時停止實驗。隨后對模型I進行低注高采實驗，模型飽和油之后進行水驅(qū)實驗記錄不同注入體積對應(yīng)的采出程度，當含水率達到100%時停止實驗，實驗結(jié)果如圖3所示。

由圖4可知，注入水沿著中下部優(yōu)勢通道流動，受優(yōu)勢通道影響，采出部位越低，中上部剩余油越多。注入體積達到0.20PV時，含水率急劇上升，出現(xiàn)暴性水淹，并最終接近100%含水率，水驅(qū)最終采收率為19.80%。低注高采時，注入水在儲集體中低部位的驅(qū)替更加充分，采收率更高，剩余油相對較少，最終采收率達到27.40%。

對裂縫孔洞模型II進行注水實驗，將模型II飽和油，依次進行高注低采實驗和低注高采實驗，實驗結(jié)果如圖5所示。

圖6為裂縫孔洞模型II含水率及采收率曲線，由圖6可知，模型II在高注低采過程中，注入水體積超過0.35PV后，出現(xiàn)暴性水淹，含水率急劇上升，最終水驅(qū)采收率為21.60%。在低注高采注水實驗中，由于重力作用，注入水沿著優(yōu)勢通道竄流，當生產(chǎn)井見水后，含水率急劇上升，原油最終采收率達到32.30%，相較于高注低采注水模式更高。

利用斷溶體模型進行注水實驗，將模型飽和油，改變注采關(guān)系，依次進行高注低采和低注高采兩種方式注水，觀察不同注采關(guān)系下模型原油驅(qū)替效果，實驗結(jié)果如圖7所示。

圖8為斷溶體模型含水率及采收率曲線，由圖8可以看出，注入水受重力分異現(xiàn)象影響顯著，優(yōu)勢通道明顯，采出部位升高，剩余油越少，高注低采時最終采收率為16.71%，低注高采時采收率更高，達到46.40%，低注高采方式能夠動用更多的剩余油。

2.2不同注水方式驅(qū)替實驗

為探究不同注水方式對剩余油的驅(qū)替效果，將裂縫孔洞模型Ⅰ飽和油，分別進行脈沖注水和周期注水實驗，記錄不同注入體積對應(yīng)的采收率，當含水率達到100%時停止實驗，實驗結(jié)果如圖9所示。由圖9可知，脈沖注水和周期注水可明顯擴大波及體積，改善注水效果，提高原油采收率。

隨后對裂縫孔洞模型II進行不同注水方式驅(qū)替實驗，研究不同注水方式對于剩余油的驅(qū)替效果。首先將模型飽和模擬原油，設(shè)置5mL/min恒定流速分別對模型進行脈沖注水和周期注水驅(qū)替實驗，觀察驅(qū)替過程中原油在模型中的分布情況，實驗結(jié)果如圖10所示。由圖10可知，兩種注入方式均能明顯改善剩余油在模型中的分布情況。

由以上實驗結(jié)果可知，注水方式對水驅(qū)效果具有一定影響，由于重力作用，連續(xù)注水容易形成優(yōu)勢通道，波及效果差。脈沖注水和周期注水方式可對空間流場狀態(tài)造成干擾，削弱重力分異現(xiàn)象造成的影響，可明顯提高波及體積，改善注水效果。相較于連續(xù)注水，脈沖注水和周期注水方式可分別提高采收率3.8%和5.3%。在實際油田注水開發(fā)過程中，脈沖注水和周期注水開發(fā)方式能提高裂縫孔洞型油藏剩余油動用程度，改善水驅(qū)效果，實現(xiàn)油田增產(chǎn)增效，提高經(jīng)濟效益。

3縫洞型油藏注氣物模實驗研究

將注入流體更換成氣體，利用3種典型縫洞物理模型進行注氣提高采收率實驗。分別進行不同注氣位置和注氣方式驅(qū)替實驗，觀察注氣過程中，不同注氣方式對采收率的影響。

3.1不同注氣位置驅(qū)替實驗

首先，將裂縫孔洞模型I飽和油，然后，進行高注低采和低注高采注氣實驗，實驗結(jié)果如圖11所示。

圖12為裂縫孔洞模型I采收率曲線，由圖12可知，注入氣聚集在儲集體空間頂部，沿斷裂帶上升至頂部空間，再經(jīng)裂縫橫向移動至采出端，頂部儲集體動用程度高，高注低采時采收率為17.60%，低注高采時采收率達14.80%，高注低采方式對剩余油動用程度更高。

將裂縫孔洞模型II飽和油，分別進行高注低采和低注高采注氣實驗，實驗結(jié)果如圖13所示。

圖14為裂縫孔洞模型II采收率曲線，由圖14實驗數(shù)據(jù)結(jié)果可知，模型II中注入氣快速聚集在儲集體頂部，頂端孔洞中原油動用程度高，剩余油少，模型II高注低采時采收率為31.00%，低注高采時采收率達20.50%，高注低采方式效果更好，能更加有效地提高原油采收效果。

將斷溶體模型飽和油，分別進行高注低采和低注高采注氣實驗，結(jié)果如圖15所示。由圖15可知，模型頂部原油動用程度更高，相較于低注高采注氣方式，高注低采注氣驅(qū)油方式對原油驅(qū)替效果更好。

圖16為斷溶體模型采收率曲線，由圖16可知，在斷溶體模型改變注氣關(guān)系物理模擬實驗中，高注低采注氣驅(qū)油方式最終采收率為43.80%，改變注氣關(guān)系為低注高采后原油最終采收率為16.60%，由此可知，高注低采注氣方式驅(qū)油效果更好，原油最終采收率更高。

3.2不同注氣方式驅(qū)替實驗

將裂縫孔洞模型I和裂縫孔洞模型II飽和油，分別進行連續(xù)注氣和氣水交替兩種注氣方式驅(qū)替實驗，實驗結(jié)果如圖17和圖18所示。可以看出，注氣方式對氣驅(qū)影響效果較大，注氣對構(gòu)造閣樓油動用明顯，連續(xù)注氣形成優(yōu)勢通道快，容易發(fā)生氣竄。氣水交替注入方式可明顯干擾流場分布，擴大波及體積，有利于進入角隅油等未動用部位，從而提高采收率。改變注氣方式后，模型采收率提高幅度較大，分別提高23.8%和16.5%，氣水交替方式能有效提高采收率。

4結(jié)論

1）英買2超深層裂縫孔洞型油藏的典型儲層結(jié)構(gòu)物理模擬實驗表明，低注高采注水驅(qū)油方式和高注低采注氣驅(qū)油方式對原油驅(qū)替效果更好。

2）在低注高采注水前提下，脈沖注水和周期注水方式可進一步通過擾動空間流場從而擴大水驅(qū)波及體積，改善油藏水驅(qū)開發(fā)效果。

3）英買2超深層裂縫孔洞型油藏可通過氣水交替注入方式提高氣驅(qū)波及效率，從而波及和動用更多剩余油，提高原油采收率。