韓 鑫黃思婧余洋陽顧康福趙 銳侯大力

(成都理工大學(xué) 能源學(xué)院,成都 610059)

1 研究背景

進(jìn)入21世紀(jì)以來,隨著經(jīng)濟(jì)的不斷發(fā)展,各國對油氣資源的需求量不斷擴(kuò)大。同時,由于石油勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步,越來越多的低滲、特低滲油藏被開發(fā),低滲、特低滲油藏注水開發(fā)難度大,注氣提高采收率被普遍認(rèn)為是低滲油藏提高采收率行之有效的方式[1]。在注氣提高原油采收率方面,我國現(xiàn)在普遍采用的方式為注CO2驅(qū)、注天然氣驅(qū)和注N2驅(qū)。注CO2驅(qū)存在防腐問題,注天然氣驅(qū)存在經(jīng)濟(jì)問題,同時,隨著注N2驅(qū)技術(shù)水平的不斷進(jìn)步和制氮氣成本的進(jìn)一步降低,注N2驅(qū)慢慢體現(xiàn)出了很大的優(yōu)越性。我國適宜用N2驅(qū)油的原油儲量很大,所以注N2驅(qū)在我國有很好的發(fā)展前景。尤其是對注水特別困難的陡構(gòu)造油藏、低滲透油氣藏、凝析氣油氣藏,注N2驅(qū)會有較好的開采效果[1-7]。

N2驅(qū)屬于蒸發(fā)氣驅(qū),N2注入地層后,N2會有效地提取地層油中的輕烴組分,可以適當(dāng)降低驅(qū)替相和被驅(qū)替相之間的界面張力。關(guān)于對N2驅(qū)油效果的評價,已有部分學(xué)者做了相關(guān)的研究[8-20]。2012年,章星等發(fā)現(xiàn)水驅(qū)油轉(zhuǎn)N2驅(qū),驅(qū)油效率要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于水驅(qū)油和N2驅(qū)油效率[15]。2012年,孫揚等通過實施前置CO2段塞+后續(xù)N2頂替驅(qū)油,獲得了與CO2驅(qū)相同的驅(qū)油效果,同時減緩CO2對油井的腐蝕[16]。2015年,乞迎安等認(rèn)為在正韻律的油藏,采用N2驅(qū)效果會更好[3]。2016年,董志剛等認(rèn)為N2驅(qū)對含水高的油井有明顯的調(diào)剖堵水作用,有明顯的控水增油效果[1]。2017年,范智慧等采用N2助推CO2驅(qū),驅(qū)油效果相當(dāng)?shù)耐瑫r降低投入成本[20]。

上述研究表明,為了使N2驅(qū)達(dá)到較好的驅(qū)油效果,需要對注N2驅(qū)的注入壓力、注入量、注入速度、注采比和氣水交替周期進(jìn)行優(yōu)化評價,以期得到最佳的注N2方案。

2 S低滲油藏特征

S低滲油藏背斜圈閉形態(tài)大致呈長方形,東西軸長2.76 k m,南北軸長1.6 k m,背斜高點埋深(T46X)為-3 648 m,閉合幅度16 m,閉合面積約4.3 k m2。S低滲油藏孔隙類型主要以粒間孔為主,孔隙度主要為4.2%～26.3%,平均14.0%;滲透率為0.1～548.0 mD,平均32 mD。按照有關(guān)儲層分類標(biāo)準(zhǔn),屬低孔-低滲儲層。

3 數(shù)值模擬研究

3.1 地質(zhì)模型建立

利用Petrel地質(zhì)建模軟件建立構(gòu)造模型和測井曲線,并在此基礎(chǔ)上建立關(guān)于孔隙度和滲透率等物性參數(shù)的屬性模型,如圖1和圖2所示。通過上述地質(zhì)模型的建立過程,可以得到三維定量地質(zhì)模型。該研究建立的三維網(wǎng)格設(shè)計尺寸為20.0 m×20.0 m×0.5 m,同時,由圖2可以看出,模型的滲透率絕大部分在50 mD以下,即S油藏屬于典型的低滲油藏。

圖1 三維孔隙度模型Fig.1 Three-di mensional porosity model

圖2 三維滲透率模型Fig.2 Three-dimensional per meability model

3.2 數(shù)值模擬模型建立

利用數(shù)值模擬軟件CMG 中GEM 組分模塊開展S低滲油藏數(shù)值模擬研究。將上述地質(zhì)模型導(dǎo)入CMG數(shù)值模擬軟件中,為了計算快捷方便,只粗化網(wǎng)格的大小,即,將網(wǎng)格的尺寸變大,網(wǎng)格數(shù)量變少,粗化后的模型的滲透率主要為10～50 mD。導(dǎo)入地質(zhì)模型后,還要進(jìn)行流體PVT參數(shù)、巖石相滲曲線、模型初始化和井模型的導(dǎo)入,建立完整的油藏數(shù)值模擬模型。數(shù)值模擬中油藏和流體的各項物性參數(shù)如表1所示。

表1 S油藏地層及流體基本參數(shù)表Table1 Basic parameters of for mation and fluid in Sreservoir

在完整的數(shù)值模擬模型建立的基礎(chǔ)上,進(jìn)行S低滲油藏注N2數(shù)值模擬研究。為了驗證模型的可靠性,通常利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)擬合的手段來驗證,由多項生產(chǎn)指標(biāo)的歷史擬合讓模擬的模型更加接近目的油藏地質(zhì)情況,更好地反應(yīng)地層油氣水的分布規(guī)律。

再考慮到油井在生產(chǎn)過程中工作制度不穩(wěn)定以及油嘴的變動,所以在擬合單井?dāng)?shù)據(jù)時,主要是通過調(diào)整滲透率、傳導(dǎo)系數(shù)、井指數(shù)來實現(xiàn)單井?dāng)M合,擬合效果如圖3所示。

圖3 單井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)擬合Fig.3 Fitting of single well production perfor mance index

4 注N 2驅(qū)實驗方案設(shè)計

4.1 注采井網(wǎng)優(yōu)選

根據(jù)歷史擬合的結(jié)果并根據(jù)剩余油分布規(guī)律,利用CMG數(shù)值模擬軟件,共設(shè)計了4套井網(wǎng),其中3套2注6采井網(wǎng),1套3采5注井網(wǎng)(F01方案:兩口低部位注氣井;F02方案:兩口低部位注入井,相對于方案01選擇低部位的井不同;F03方案:兩口高部位注入井;F04方案:構(gòu)造高低部位分別部署1口注氣井;F05方案:3口注入井,5口采油井)。

模擬結(jié)果如圖4所示,可以看出在構(gòu)造的高低部位分別部署一口注N2井最優(yōu),即F04為N2驅(qū)最優(yōu)注采井網(wǎng)方案。這也側(cè)面反映出高底部位注氣能夠有效地減少底水錐進(jìn),降低含水率,從而實現(xiàn)增油增長提高采收率的效果。

4.2 注入壓力優(yōu)化

注入壓力的大小直接關(guān)系到工程的經(jīng)濟(jì)效應(yīng)和注入流體的有效性。根據(jù)最佳井網(wǎng)的確定,利用CMG數(shù)值模擬軟件組分模型,分別開展了40～65 MPa的6套注入壓力的方案模擬研究,如圖5所示。從圖中可以看出,隨著注入壓力的增大,累增油也逐漸增大,當(dāng)注入壓力達(dá)到50 MPa之后,累計增油量幾乎不變,說明注入壓力越大,氣體突破越快,氣竄后,采收率增加不明顯。綜合考慮,選擇注入壓力為50 MPa作為N2驅(qū)的最佳注入壓力。

圖5 6套不同注入壓力方案與累增油變化曲線圖Fig.5 Reclaimed oil variation curves of six injection pressure schemes

4.3 注入量優(yōu)化

在最佳注采井網(wǎng)和注入壓力50 MPa的基礎(chǔ)上,利用CMG數(shù)值模擬軟件組分模型,開展注入量為0.1～1.0 HCPV的10套注入方案研究,模擬結(jié)果如圖6所示?？梢钥闯?注入量增加,累增油逐漸增大,而換油率規(guī)律相反,其中當(dāng)注入量大于0.8 HCPV后,增油幅度明顯變緩慢,并且換油率下降呈明顯變緩的趨勢。綜合考慮,選擇注入量為0.8 HCPV為最佳注入量。這是由于注氣量過多,會對油相流動有不利影響,影響油的采出。

圖6 10套不同注入量與累增油、換油率變化曲線圖Fig.6 Variation curve of cumulative oil and oil change rate of ten injection volume schemes

4.4 注入速度優(yōu)化

在最佳注采井網(wǎng)、最佳注入壓力、最佳注入量的基礎(chǔ)上,利用CMG數(shù)值模擬軟件組分模型,模擬了5個注入速度的方案,模擬結(jié)果如圖7所示?？梢钥闯?隨著注入速度增大,累增油量逐漸減少,在注氣速度為10×104m3/d時,增油量幅度最大,表明注入速度越大,氣體突破越快,氣竄越嚴(yán)重,采收率越低。模擬結(jié)果也側(cè)面反應(yīng)了N2的膨脹性比較強,容易發(fā)生氣竄。所以,選擇注氣速度為10×104m3/d作為N2驅(qū)的最佳注入速度。

圖7 5個不同注入速度與累增油變化曲線圖Fig.7 Accumulated oil distribution of fiveinjection rate schemes

4.5 注采比優(yōu)化

在最佳注采井網(wǎng)、最佳注入壓力、最佳注入量、最佳注入速度的基礎(chǔ)上,利用CMG 數(shù)值模擬軟件組分模型,選取了注采比為0.4～1.9的6套方案進(jìn)行模擬研究,模擬結(jié)果如圖8所示。從圖8可以看出,注采比越大,累增油越大,當(dāng)注采比為1.6時,增油幅度變緩。綜上考慮,選擇注采比為1.6作為最佳注采比。

圖8 6套不同注采比方案與累增油變化曲線圖Fig.8 Accrued oil variation curve of six injection-production ratio schemes

4.6 氣水交替周期優(yōu)化

在最佳注采井網(wǎng)、注入壓力、注入量、注入速度和注采比的基礎(chǔ)上,利用CMG 數(shù)值模擬軟件組分模型,開展了N2水交替周期為15天～4個月的5套方案模擬研究(F01方案15天、F02方案1個月、F03方案2個月、F04方案3個月、F05方案:4個月),模擬結(jié)果如圖9所示?？梢钥闯?氣水交替時間過長和過短,累增油都比較低。當(dāng)N2水交替周期為2個月時,累計增油量最大。所以選擇N2水交替周期為2個月的為N2驅(qū)最佳注入周期。模擬也反映了交替周期時間越長,會導(dǎo)致氣體易突破水層,引起氣竄,而周期時間太短,現(xiàn)場難以實現(xiàn)。

圖9 5套不同注入方案累增油分布圖Fig.9 Accumulated oil distribution diagramof five injection schemes

4.7 推薦方案

通過上述注N2驅(qū)不同方案數(shù)值模擬研究,評價出最優(yōu)的注N2方案,最佳參數(shù)如表2所示,油氣井網(wǎng)工程建設(shè)期為1年,在工藝設(shè)備完善后開始注N2,注入壓力為50 MPa,注入速度為10×104m3/d,注采比為1.3,氣水交替周期為2 個月,注入量達(dá)到0.8 HCPV時轉(zhuǎn)為衰竭開發(fā)。

表2 N2驅(qū)推薦方案設(shè)計參數(shù)指標(biāo)Table 2 Recommended design parameters of N2flooding scheme

在氣水交替初期,產(chǎn)油量緩慢遞減,含水率快速上升,在轉(zhuǎn)為衰竭開發(fā)后,遞減幅度進(jìn)一步增大,含水率接近98%,如圖10所示。預(yù)測當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆档?5 MPa時,N2將會發(fā)生嚴(yán)重氣竄,如圖11所示。采出程度與含水率關(guān)系曲線整體呈現(xiàn)“凸”型態(tài),說明N2水交替注入并未達(dá)到有效控水的目的,如圖12所示。但根據(jù)推薦方案預(yù)測指標(biāo)表明:相比衰竭開采方案,注入N2驅(qū)方案累增油22.13×104m3,提高采收率9.6%,有較好的提采效果。

圖10 N2驅(qū)推薦方案生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測曲線Fig.10 Production index prediction curve of the recommended N2flooding scheme

圖11 N2驅(qū)推薦方案地層壓力與采出程度關(guān)系曲線Fig.11 Relation curve bet ween for mation pressure and recovery degreein the recommended N2flooding scheme

圖12 N2驅(qū)推薦方案采出程度與含水率關(guān)系曲線Fig.12 Relation curve bet ween recovery degree and water cut of recommended N2flooding scheme

5 結(jié)論

該文對S低滲油藏進(jìn)行注N2驅(qū)數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計研究,得到以下結(jié)論:

1)通過構(gòu)造模型、測井曲線、屬性模型構(gòu)建三維地質(zhì)模型,加入PVT 參數(shù)、相滲曲線等建立完整數(shù)值模擬模型并進(jìn)行擬合。

2)S低滲油藏最佳的注N2方案為:注采井網(wǎng)選用高低部位注入壓力為50 MPa,注入量為0.8 HCPV,注采比為1.3,注入方式為N2-水交替注入,交替周期為2個月。

3)在高低部位同時注氣能夠有效減少底水錐進(jìn),降低含水率;注入壓力越高,注入速度越大,注N2氣竄越嚴(yán)重,原油采收率提高效果差。

4)當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆档?5 MPa時,N2將會發(fā)生嚴(yán)重氣竄,表明N2-水交替注入并未達(dá)到有效控水的目的。