朱　偉

(中國(guó)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?dú)怛?qū)技術(shù)研究與試驗(yàn)

朱偉

(中國(guó)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(kāi)發(fā)效果差，油藏瀕臨廢棄。為改善開(kāi)發(fā)效果，在深入開(kāi)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(guó)內(nèi)外非烴類氣驅(qū)成功經(jīng)驗(yàn)，對(duì)該油藏非烴類氣驅(qū)適應(yīng)性及氣驅(qū)技術(shù)進(jìn)行了研究，結(jié)合數(shù)模研究成果，確定“低注高采”的氮?dú)怛?qū)模式?，F(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展了1個(gè)井組的先導(dǎo)試驗(yàn)，取得日增油6.2 t的較好效果，為下步擴(kuò)大實(shí)施規(guī)模奠定了基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：遼河油田；火山巖稠油；氮?dú)怛?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(chǔ)量242.73×104t，標(biāo)定采收率14.1%。主要儲(chǔ)集巖為中生界流紋巖，儲(chǔ)層具有電阻率中等，雙側(cè)向幅度差較大、高時(shí)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(tái)安斷裂不均衡活動(dòng)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(diǎn)在坨33-11-9和坨33-13-9井附近，高點(diǎn)埋深1 200m。

1.1.2 儲(chǔ)集空間復(fù)雜多樣

該斷塊儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)集空間為流紋巖的主要儲(chǔ)集空間，以溶蝕孔隙最為發(fā)育，主要分布在儲(chǔ)層的中上部。基質(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?yàn)橹?，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(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

坨33斷塊于2002年發(fā)現(xiàn)，2005年按照165m正方形井網(wǎng)實(shí)施整體大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)，截至2006年累計(jì)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(dá)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(diǎn)注采井網(wǎng)規(guī)劃實(shí)施注采井組7個(gè)，采用中下部注水上部采油開(kāi)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(lái)逐步恢復(fù)個(gè)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(shì)，油藏瀕臨廢棄。

非烴類氣驅(qū)前，區(qū)塊有油井22口，開(kāi)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(jì)產(chǎn)油24.8×104t，采出程度10.2%，可采儲(chǔ)量采出程度72.5%；有注水井5口，開(kāi)井3口，正常日注水60m3，累計(jì)注水19.1×104m3，累計(jì)注采比0.4，累計(jì)地下虧空30.5×104m3。

2氮?dú)怛?qū)可行性研究

2.1氮?dú)怛?qū)增油機(jī)理

氮?dú)鉃闊o(wú)色無(wú)味氣體，與油和水存在密度差異，由于重力分異[1]，注入氮?dú)鈺?huì)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(dòng)，隨重力作用運(yùn)移至油井采出。同時(shí)，氮?dú)獠蝗苡谒?，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(yuǎn)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?dú)飧走M(jìn)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(chǔ)層厚度大，經(jīng)28口完鉆井統(tǒng)計(jì)，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(diǎn)注采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，目前井網(wǎng)完善、井況良好；注水過(guò)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(guó)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?dú)怛?qū)借鑒文獻(xiàn)，但具有雙重介質(zhì)的碳酸鹽巖油藏在國(guó)內(nèi)已有成功先例[3]，因此，確認(rèn)坨33斷塊火山巖油藏氮?dú)怛?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(jì)算公式：

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

式中：N為原始石油地質(zhì)儲(chǔ)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(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)代入上述公式，可以計(jì)算得到剩余油飽和度為30.5%。

2.3.2 動(dòng)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(cè)井及C/O比測(cè)井[4-5]結(jié)果，結(jié)合油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、歷年測(cè)試吸水剖面資料，對(duì)剩余油分布狀況進(jìn)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(duì)較弱，剩余油相對(duì)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(jì)

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(duì)比不同構(gòu)造位置氮?dú)怛?qū)效果。模擬結(jié)果表明，在相同注氮?dú)饬壳闆r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?dú)庀蛏线\(yùn)移擠壓，驅(qū)替零散剩余油。同時(shí)，該方式下氮?dú)膺\(yùn)移路徑延長(zhǎng)，一定程度上可以延緩氣竄時(shí)間。

3.2注采井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)

根據(jù)數(shù)模研究的注氣方式結(jié)果，并針對(duì)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(wèn)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(kāi)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(kāi)發(fā)水驅(qū)見(jiàn)效狀況，總體規(guī)劃設(shè)計(jì)斷層附近坨33-11-9、坨33-9-5、坨33-18-8和坨33-16-12轉(zhuǎn)氮?dú)怛?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(jiàn)圖1)。同時(shí)開(kāi)展了數(shù)值模擬研究，數(shù)模計(jì)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(kāi)發(fā)井網(wǎng)規(guī)劃圖

3.3氣液比設(shè)計(jì)

借鑒相關(guān)文獻(xiàn)研究[6]，利用長(zhǎng)巖心模型驅(qū)替試驗(yàn)裝置，模擬坨33斷塊油藏儲(chǔ)層物性，開(kāi)展了不同氣液比條件下氮?dú)怛?qū)提高采收率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。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(yàn)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?dú)怛?qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明氣液比為2∶1時(shí)，最終采收率最高，達(dá)15.3%。

3.4注入井口及管柱設(shè)計(jì)

為保證現(xiàn)場(chǎng)氣驅(qū)實(shí)施安全，根據(jù)目前區(qū)塊部分注水井注入壓力16MPa，設(shè)計(jì)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(shí)現(xiàn)對(duì)油套環(huán)空有效封隔。注氣井口設(shè)計(jì)為KQ65-35型采油井口裝置，工作壓力可以達(dá)到35MPa。

4現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2015年2月，優(yōu)選主體部位坨33-11-9井組開(kāi)展注氮?dú)怛?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。截至2015年10月底，累計(jì)注氮?dú)?53×104m3，折算地下體積為3.5×104m3，累計(jì)注水5513m3，平均注氣壓力14.8MPa。

一線油井7口，見(jiàn)效井6口，見(jiàn)效比例85.7%，見(jiàn)效時(shí)間30～45天，北東、北西向油井先見(jiàn)效，與原注水見(jiàn)效先后順序基本一致。與氣驅(qū)前對(duì)比，井組日增液11m3，日增油6.2t，最高日增油10.1t，累計(jì)增油1037t，累計(jì)投入197.3萬(wàn)元，階段創(chuàng)效61.9萬(wàn)元。同時(shí)，一線壓力觀察井監(jiān)測(cè)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(kāi)發(fā)后期，調(diào)整為“低注高采”的氮?dú)怛?qū)方式技術(shù)。

(2)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，用氮?dú)怛?qū)開(kāi)發(fā)坨33斷塊取得了良好的開(kāi)發(fā)效果。

(3)氮?dú)怛?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)。

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編輯：李金華

文章編號(hào)：1673-8217(2016)02-0133-03

收稿日期：2015-11-16

作者簡(jiǎn)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(kāi)發(fā)管理工作。

中圖分類號(hào)：TE345

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A