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        縫洞型油藏注氮?dú)馔掏聟?shù)優(yōu)化研究

        2018-12-04 03:27:14
        特種油氣藏 2018年5期
        關(guān)鍵詞:圖版溶洞氣量

        呂 鐵

        (中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

        0 引 言

        自2012年4月TK404井注氮?dú)馔掏略囼?yàn)成功以來,塔河油田注氣開發(fā)已經(jīng)取得了良好的效果。截至2016年11月,塔河油田共有注氣吞吐井308口,動用石油地質(zhì)儲量達(dá)到7 050×104t,累計(jì)增油量為102.5×104t,提高采出程度1.45個百分點(diǎn)。經(jīng)過近5 a的實(shí)踐,注氣吞吐已經(jīng)成為塔河油田水驅(qū)開發(fā)后的主要產(chǎn)量接替技術(shù)[1]。然而,隨著油價(jià)走低及注氣成本的增加,注氣思路也從增油上產(chǎn)向經(jīng)濟(jì)創(chuàng)效轉(zhuǎn)變,因此,不能按照原有的籠統(tǒng)注氣方式進(jìn)行開發(fā)。目前,縫洞型油藏注氣開發(fā)面臨著以下問題:注氣后增油效果差異明顯,產(chǎn)量極差大于103,造成低產(chǎn)低效的原因尚不明確;礦場采用相同的注氣參數(shù),未考慮儲集體的內(nèi)幕結(jié)構(gòu)和物性特征,尚未形成可靠的注氣技術(shù)對策。為此,綜合應(yīng)用統(tǒng)計(jì)分析和數(shù)值模擬方法,研究不同注氣參數(shù)對開發(fā)效果的影響,優(yōu)化周期注氣參數(shù);在此基礎(chǔ)上,考慮地質(zhì)模型的不確定性,根據(jù)儲層充填狀況建立不同充填類型的概念模型,形成縫洞型油藏注氣吞吐參數(shù)圖版,為礦場進(jìn)行差異化注氣及提高注氣采收率提供理論基礎(chǔ)。

        1 注氣低產(chǎn)低效原因分析

        截至2016年年底,塔河油田已有144口注氣井完成一個周期的注氣,其中低效、無效井達(dá)到54口(油價(jià)為2 438 元/t)。其低效原因可以分為2類:一是地質(zhì)條件復(fù)雜性導(dǎo)致的剩余儲量不足;二是操作人員采用的開發(fā)技術(shù)對策不合理,導(dǎo)致注入氣無法有效動用油藏。

        (1) 地質(zhì)條件復(fù)雜性。塔河縫洞型油藏為多期溶蝕改造的復(fù)合型油藏,儲集空間多樣,包括溶孔、溶洞以及裂縫,而基質(zhì)不含油。該類油藏最大特點(diǎn)為儲層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)、平面連續(xù)性差。考慮到儲層的封閉性和注入氣的儲存性能,選井的主要對象是溶洞儲集體(等效半徑為0.5~32.0 m)[2-3],但是溶洞的規(guī)格和內(nèi)幕結(jié)構(gòu)對開發(fā)效果的影響很大,這是造成注氣低效的內(nèi)因,占總低效井?dāng)?shù)的55.0%。主要表現(xiàn)為以下3種情況:① 儲集空間不發(fā)育、剩余儲量規(guī)模小[4-6]。此類井的注氣層段測井解釋為Ⅲ類差儲層,儲集空間為溶孔,地震響應(yīng)為雜亂反射(圖1a)[7]。前期生產(chǎn)能量不足,注氣后效果仍較差,該情況占低效井?dāng)?shù)的43.3%。② 存在凝析氣頂?shù)膬w。由于原油飽和壓力高,壓力容易降低至飽和壓力以下,凝析氣析出,在高部位形成氣頂,剩余油儲量少(圖1b)。該類井在注氣后氣油比很快上升,增油效果差,該情況占低效井?dāng)?shù)的5.0%。③ 儲集體構(gòu)造平緩,上部沒有存氣空間。該類儲集體構(gòu)造頂面距離T74界面近,井周圍構(gòu)造平緩,無局部構(gòu)造高點(diǎn)(圖1c)。注氣后壓力上升快,氣油比較高,該情況占低效井?dāng)?shù)的6.7%。

        圖1 注氣低效井儲集體示意圖

        (2) 開發(fā)技術(shù)對策不合理。注氣參數(shù)是造成注氣低效的外因,占注氣低效井的45.0%。主要表現(xiàn)為:①注氣量不足,第1周期注入氣多數(shù)溶解于原油中,或者補(bǔ)充前期生產(chǎn)造成的虧空,沒有增油效果,而后續(xù)注氣周期的注氣效果顯著;②注入速度過大,注入氣會將井周圍原油推進(jìn)油藏深部,開井后產(chǎn)油量下降;③悶井時間不足,開井生產(chǎn)后,注入氣回采速度快,沒有發(fā)揮氣體膨脹能作用;④開井工作制度不匹配,開井采液量配置過大,導(dǎo)致底水上升速度加快,注入氣回吐,注氣效果偏差。

        綜上所述,注氣低效是地質(zhì)和開發(fā)2種因素共同影響的結(jié)果。現(xiàn)場選井時,需要考慮串珠明顯、構(gòu)造幅度大的溶洞儲集體,避開輕質(zhì)油的凝析氣頂及微構(gòu)造平緩的儲集體。在開發(fā)時,需要注意井與儲集體的配置關(guān)系,井應(yīng)位于儲集體的中下部[8],同時選擇合理的注氣技術(shù)對策。

        2 注氣參數(shù)優(yōu)化

        許多學(xué)者詳細(xì)研究了注氮?dú)怛?qū)油的開發(fā)機(jī)理[9-12],可以歸納為非混相、依靠重力分異和膨脹能驅(qū)油,但對注氣參數(shù)定量表征和優(yōu)選的方面研究較少。該文明確了注氣方式、注氣參數(shù)對開發(fā)效果的影響,形成縫洞型油藏注氣技術(shù)圖版,可供礦場人員選擇。

        2.1 注氣方式優(yōu)化

        采用數(shù)值模擬方法,對比氣水混注、氣水交替注入、連續(xù)注氣的開發(fā)效果。方案設(shè)計(jì)時采用不同的水氣比(油藏條件下注入水與注入氣的比值),分析不同注氣方式對開發(fā)效果的影響(表1)。由表1可知,連續(xù)注氣的周期開發(fā)效果明顯優(yōu)于氣水混注和氣水交替,在同一種注氣方式下,注入水增加(水氣比增加)導(dǎo)致增油量相應(yīng)減小、產(chǎn)水量逐漸增多。模擬結(jié)果表明,注入氣的濕度越小,開發(fā)效果越好。實(shí)際生產(chǎn)中通常采用氣水混注,主要原因是增加注入液柱壓力,使氮?dú)饽軌蝽樌⑷胗筒兀欢?,注水量增加會降低注氣后的開發(fā)效果。為此,在注入順利的條件下,應(yīng)盡量減小注水量。

        表1 不同注氣方式的周期開發(fā)效果

        2.2 注氣總量優(yōu)化

        氮?dú)獾尿?qū)油機(jī)理為:在高溫高壓的油藏條件下,隨著注入氮?dú)獾脑龆?,氣體在浮力作用下上浮,置換洞頂未動用儲量,在此過程中,氮?dú)獾娜芙饬坎豢珊雎?。因此,基于物質(zhì)平衡理論,注氣總量的表達(dá)式為:

        Qgas=Re(342.96NreBo+5.809NreBoSg)

        (1)

        式中:Qgas為注氣總量,104m3;Re為未動用儲量的采收率;Nre為未動用石油地質(zhì)儲量,104t;Bo為注氣時油藏條件下的原油體積系數(shù);Sg為注氣時油藏條件下氮?dú)獾娜芙舛?,g/g。

        式(1)中,Sg通過物理實(shí)驗(yàn)獲得(資料來自于中國石油大學(xué)),其表達(dá)式見式(2)[13]。Re定義為洞頂剩余油可采儲量與洞頂剩余油地質(zhì)儲量的比值,可以通過機(jī)理模型進(jìn)行預(yù)測?;谌芏吹膬?nèi)部充填類型,設(shè)置周期氣油比大于750 m3/m3,含水率大于90%時,認(rèn)為注氣提高采收率達(dá)到最大值,模擬計(jì)算不同充填類型的采收率(表2)。由表2可知,砂泥充填、垮塌充填和未充填溶洞采收率可分別提高7.8、14.5、56.5個百分點(diǎn)。

        Sg=-2×10-5p2+0.0197p+1.737

        (2)

        式中:p為油藏壓力,MPa。

        表2 不同充填類型注氣后提高采收率

        通過式(1)可計(jì)算出注氣井需要的注氣總量。例如,AD19井石油地質(zhì)儲量為20.80×104t,注氣前累計(jì)產(chǎn)油4.43×104t,剩余油地質(zhì)儲量為16.37×104t,在油藏壓力50 MPa條件下Bo為1.1,計(jì)算得到注氣總量為451.92×104m3(地面體積)。

        2.3 周期注氣參數(shù)優(yōu)化

        注氣驅(qū)油需經(jīng)過多輪次反復(fù)注氣,在已知總注入量的條件下,應(yīng)考慮優(yōu)化每個周期的注氣參數(shù),以達(dá)到整體效果最優(yōu)的目的。以AD19井的數(shù)值模型為基礎(chǔ),研究周期注入量、注入速度、悶井時間、開井產(chǎn)液量對開發(fā)效果的影響[14-18](圖2)。

        (1) 周期注氣量優(yōu)化。由圖2a可知,在累計(jì)注氣量相同的情況下,累計(jì)增油量相差不大。但是考慮到經(jīng)濟(jì)因素,周期注入量減小,會導(dǎo)致注氣周期增加,總投資成本增加,經(jīng)濟(jì)增油量降低。例如按照30×104m3的周期注氣量注氣,需要注入10個周期,對應(yīng)的經(jīng)濟(jì)增油量為 -2 000 t,說明以該周期注入量注氣時的經(jīng)濟(jì)效益呈負(fù)增長。因此,從注氣換油率和經(jīng)濟(jì)效益等多因素考慮,最佳周期注氣量應(yīng)為60×104~80×104m3,對應(yīng)的注氣周期為6~8個。

        (2) 注氣速度優(yōu)化。由圖2b可知,注氣速度較小時,隨著注氣速度的增加,產(chǎn)油量增加;但是注氣速度較大時,增加注氣速度會將井筒附近的原油推進(jìn)油藏深部,造成開井后產(chǎn)油量降低。因此,注氣速度存在一個合理的門限值,基于AD19井的模型,注氣速度為10×104m3/d時開發(fā)效果最佳。

        (3) 悶井時間優(yōu)化。悶井時間為注氣后的關(guān)井時間,悶井的目的是使氮?dú)馀c原油充分置換,形成氣頂而發(fā)揮膨脹能的作用。AD19井鉆遇的溶洞為垮塌充填,儲層滲透率較大,油氣短時間內(nèi)即能完成置換,所以悶井時間對開發(fā)效果影響不大。由圖2c可知,針對垮塌溶洞,悶井5~10 d即可。

        (4) 產(chǎn)液強(qiáng)度優(yōu)化。由圖2d可知,開井產(chǎn)液量增加后,累計(jì)增油量隨之增加,但是產(chǎn)液量達(dá)到一定的數(shù)值后,由于產(chǎn)水量增加速度大于產(chǎn)油量,累計(jì)增油量趨于穩(wěn)定,表明開井產(chǎn)液量同樣存在門限值,超過此門限值,對開發(fā)效果影響不大,甚至變差。AD19井的最優(yōu)開井產(chǎn)液量為40 m3/d。

        圖2 不同注入?yún)?shù)對開發(fā)效果的影響

        3 注氣參數(shù)圖版建立

        盡管從地震、測井、生產(chǎn)歷史擬合等多方面對縫洞體的幾何輪廓、儲層物性進(jìn)行描述和校正,但模型仍然存在不確定性,主要為:① 地球物理的精度。目前物探的縱向分辨率為10~20 m,若小于此分辨率,孔、洞、縫等儲集空間無法分辨,儲集體的類型和幾何輪廓的識別存在著不確定性。② 儲集體物性及內(nèi)幕結(jié)構(gòu),尤其是滲透率和充填狀況[19]。地質(zhì)建模中通常采用孔-滲的統(tǒng)計(jì)關(guān)系計(jì)算出滲透率,但是縫洞型油藏的強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致孔-滲之間不是簡單的數(shù)學(xué)關(guān)系,因此,也存在著較大的不確定性。

        基于地質(zhì)模型的不確定性分析,需要建立不同滲透率區(qū)間的注氣參數(shù)圖版,以減小注氣參數(shù)選取時的不確定性。利用AD19的地質(zhì)模型,改變滲透率建立不同的變屬性模型,出于現(xiàn)場應(yīng)用的方便,將滲透率標(biāo)定在3種充填類型溶洞,即砂泥充填(滲透率為50×10-3μm2)、垮塌充填(滲透率分別為100×10-3、200×10-3、400×10-3、600×10-3μm2)、近似未充填(滲透率為1 000×10-3μm2),研究不同剩余油儲量、不同充填類型溶洞的最佳注采參數(shù)(圖3)。

        由圖3可知,注氣參數(shù)選取受到剩余可采儲量和滲透率2個因素的影響。各參數(shù)隨剩余可采儲量增加而增大;周期注氣量、注氣速度、開井產(chǎn)液量隨滲透率增加(充填程度減弱)而增大,悶井時間隨滲透率增加而減小,表明充填程度越高的儲集體,需要越長的時間達(dá)到油氣平衡。因此,可以總結(jié)出縫洞型油藏的注氣技術(shù)對策:滲透率低的砂泥充填溶洞,需要采用較小的周期注氣量、較低的注氣速度、較長的悶井時間及較小的采液強(qiáng)度;垮塌充填溶洞及未充填溶洞段(實(shí)際中存在鉆具放空或落魚現(xiàn)象),需要采用較高的周期注氣量、較大的注氣速度、較短的悶井時間和較大的采液強(qiáng)度。通過此圖版,研究人員可以根據(jù)作業(yè)井的實(shí)際地質(zhì)情況,查詢圖版獲得最佳的注采參數(shù),制訂合理的開發(fā)技術(shù)對策。

        圖3 縫洞型油藏單井注氣參數(shù)優(yōu)化圖版

        4 圖版檢驗(yàn)及現(xiàn)場應(yīng)用

        4.1 圖版檢驗(yàn)

        AD19井為斷溶體垮塌充填溶洞,試井滲透率為800×10-3μm2,洞頂剩余油可采儲量為2.4×104t,實(shí)際采用的周期注氣量為50×104m3、注氣速度為8×104m3/d、悶井時間為10 d、采液強(qiáng)度為40 m3/d,與圖版吻合,注氣1個周期后,累計(jì)增油量為1.9×104t,注氣效果好。

        基于數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì),將已完成1個周期的144口井作為檢驗(yàn)對象,將其周期注氣量等4個參數(shù)與圖版進(jìn)行比較。90口井注氣后取得了較好的增油效果,其中70口井周期注氣參數(shù)符合研究圖版,占總數(shù)的78%,不符合圖版的井?dāng)?shù)為20口。該結(jié)果表明了注采參數(shù)圖版滿足現(xiàn)場生產(chǎn)要求,有助于后續(xù)單井注氣參數(shù)的選取。

        4.2 現(xiàn)場調(diào)整

        自2013年1月至2015年6月, TK455井已完成3個周期注氣,但是單周期平均增油量小于700 t,平均注氣換油率小于0.34 t/m3,屬于注氣低效型。實(shí)際采用的周期注氣量為50×104m3、注氣速度為7×104m3/d、悶井時間為16 d、采液強(qiáng)度為40 m3/d,與圖版進(jìn)行對比,其悶井時間和采液速度明顯不相符,建議將悶井時間增至40 d、采液強(qiáng)度降為20 m3/d。2015年7月,采用修正注氣參數(shù)進(jìn)行第4周期注氣,截至目前,已產(chǎn)出原油1 067 t,注氣換油率提高至0.54 t/m3,含水率為41%,預(yù)測達(dá)到含水率90%時,該周期產(chǎn)油量達(dá)到2 342 t??梢姡摼畱?yīng)用圖版的注氣參數(shù)后取得了明顯的增油效果。

        5 結(jié) 論

        (1) 導(dǎo)致注氣井低效原因?yàn)榈刭|(zhì)條件復(fù)雜性和開發(fā)技術(shù)對策不合理,其中,因?yàn)殚_發(fā)技術(shù)對策不合理導(dǎo)致的低效井占45%,主要問題為注氣參數(shù)選擇不合適,這部分原因可以通過人為調(diào)整得以避免。

        (2) 基于AD19井的數(shù)值模型,研究注氣參數(shù)對開發(fā)效果的影響規(guī)律??紤]到技術(shù)和經(jīng)濟(jì)等因素,周期注氣量、注氣速度、悶井時間和采液強(qiáng)度4個參數(shù)均存在最優(yōu)值。

        (3) 考慮到地震分辨率和儲層物性的不確定性,優(yōu)化注氣參數(shù)存在一定局限性。因此,基于AD19的地質(zhì)模型建立不同充填類型的數(shù)值模型,研究不同儲層物性條件下注氣參數(shù)優(yōu)化圖版,為不同地質(zhì)條件下注氣參數(shù)選取提供理論依據(jù)。

        (4) 采用已實(shí)施井的注氣參數(shù)檢驗(yàn)注氣圖版,注氣見效井的參數(shù)與注氣參數(shù)圖版符合率為78%,表明該圖版可以用于今后未實(shí)施井的注氣參數(shù)選取工作。

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