關鍵詞：巖溶儲層；局部連續(xù)；水驅(qū)失效；注氣提高采收率；注氣參數(shù)

引言

相比于國外廣泛分布的孔隙型或裂縫孔隙型碳酸鹽巖油藏，中國經(jīng)歷多期構造運動、多期巖溶疊加改造和多期成藏過程形成的縫洞型碳酸鹽巖油藏具有非均質(zhì)性嚴重、儲集類型多樣、連通性差、流體流動規(guī)律以及油水關系異常復雜等特點。國外在縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣開發(fā)方面可借鑒的經(jīng)驗少，中國以塔河油田為主形成了一系列針對縫洞型碳酸鹽巖油藏的注氮氣開發(fā)技術[15]，塔河油田采油二廠自2013年開展注氣，目前年注氣量3.5×108m3，注氣增油達到52×104t，現(xiàn)場應用效果較好，具有一定的借鑒意義。

水驅(qū)失效后，物模實驗及數(shù)模研究都證實縫洞儲集體頂部仍然存在大量的剩余油，針對頂部剩余油，實施注氣提高采收率是較為有效的手段，物理模擬實驗揭示了注氮氣的機理。氮氣在注入油藏后，呈非混相狀態(tài)，在重力分異作用下進入縫洞頂部，占據(jù)高部位空間，形成人工氣頂，驅(qū)替注水未波及的頂部剩余油及井間剩余油流向生產(chǎn)井，注入氮氣在形成人工氣頂?shù)倪^程中不但補充了油層能量，還在注入過程中改變了底水上升形態(tài)，并在注氮氣關鍵的過程中降低了油水界面，使得遠井地帶的剩余油被充分動用采出[68]。如圖1注氣驅(qū)油模擬示意圖所示，注入氣上浮至頂部形成次生氣頂，導致油水界面降低，從而采出頂部剩余油。

哈拉哈塘油田經(jīng)過長期天然能量和注水補充能量開發(fā)油水界面逐漸上升至井底，水淹嚴重，出現(xiàn)大量的注水失效井，自2016年開始探索注氮氣提高采收率，截至2023年12月底已實施62口井99輪次，平均噸油耗氣1015m3。眾多學者基于物理實驗、概念模型模擬對注氣提高采收率機理、注氣效果影響因素和注氣參數(shù)等進行了研究，均取得一定進展。通過對哈拉哈塘油田實際注氣效果分析和總結(jié)，建立了一套適應哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏注氣開發(fā)提高采收率選井標準和注氣配套技術，以期為探索該類油藏高效開發(fā)技術提供依據(jù)。

1哈拉哈塘縫洞型油藏地質(zhì)特征

哈拉哈塘油田儲集體類型多樣，儲集空間具有多元多尺度特征，不同類型儲集空間的尺度差異很大[910]。洞穴型儲層以洞穴為儲集空間，是哈拉哈塘油田奧陶系碳酸鹽巖最主要的儲層類型，該類儲層儲集空間主要為洞徑大于20mm的溶蝕孔洞，試井解釋地層系數(shù)通常大于2000mD·m，裂縫孔洞型儲層以次生溶蝕孔洞為主要儲集空間，裂縫兼具滲濾性和儲集性，主要起溝通孔洞的作用。從開發(fā)的角度，一切宏觀非均質(zhì)性都是儲集空間的多尺度性導致的，儲集空間的多尺度性也是縫洞型油藏區(qū)別于其他類型油藏的典型特征之一?？p洞體是縫洞型油藏最基本的油氣儲集單元和開發(fā)目標，其單體規(guī)模小，但群體可構成大規(guī)模含油氣區(qū)。不同類型縫洞體，結(jié)構不同、物性不同，開發(fā)特征不同，剩余油分布也存在差異。儲集體類型只是影響開發(fā)特征和剩余油分布的一個因素，相同的儲集體類型，充填不同、儲量規(guī)模不同、與其他儲集體或生產(chǎn)井的配置關系不同、水體能量不同，開發(fā)和剩余油分布特征也會有很大差異，碳酸鹽巖油井單井生產(chǎn)動態(tài)差異大[1112]。

2哈拉哈塘縫洞型油藏注氣效果分析

氮氣注氣吞吐效果的影響因素主要有兩類：一是油藏本身特征，包括構造、儲層、井儲配置關系、壓力、水體大小、原油組分、黏度、密度和儲集體非均質(zhì)性等；二是注采工藝與操作參數(shù)，包括周期注氣量、注氣速度、燜井時間及注氣輪次等。在對哈拉哈塘油田已實施注氣采油井剩余油類型、注氣施工和生產(chǎn)數(shù)據(jù)等進行收集、整理和分析的基礎上對注氣效果進行分析評價。

2.1地質(zhì)靜態(tài)屬性對注氣效果的影響

統(tǒng)計哈拉哈塘油田42口注氣井，潛山巖溶噸油耗氣954m3，層間巖溶噸油耗氣1050m3，斷控巖溶噸油耗氣1360m3（圖2a），從巖溶背景對注氣效果的影響看，潛山巖溶優(yōu)于層間巖溶，潛山巖溶區(qū)儲層橫向呈條帶狀分布，縱向被斷裂控制，閣樓空間靠實，更易儲存注入氣，也有空間置換，層間巖溶優(yōu)于斷控巖溶。

從構造類型對注氣效果的影響看，注氣效果好的井處于構造高點或斜坡，注氣效果較差的井井底上方弱反射，處于構造較低部位或緩坡，構造因素則優(yōu)選斜坡、構造高點（圖2b）；因此，建議注氣井優(yōu)選具有串珠和雜亂地震反射特征的井，構造因素則優(yōu)選殘丘、斜坡、構造高點。

洞穴型儲層噸油耗氣954m3，裂縫孔洞型儲層噸油耗氣1390m3（圖2c），從儲層類型對注氣效果的影響看，洞穴型儲集體注氣效果優(yōu)于裂縫孔洞型，直接鉆遇溶洞儲集體類型井開展注氣效果好。

產(chǎn)層在產(chǎn)出層段下部（距頂部大于40m）的井平均單井周期產(chǎn)油量高于產(chǎn)層在產(chǎn)出層段中部（距頂部在20～40m）的井，產(chǎn)層在產(chǎn)出層段上部（距頂部小于20m）的井吐氣嚴重，噸油耗氣達到1850m3，效果最差（圖2d），注氣易氣竄，要慎重注氣。

依據(jù)儲集體類型、井儲關系，將哈拉哈塘油田注氣吞吐井分為3大類，在3大類基礎上細分為10小類，具有不同的注氣效果評價方法（圖3，圖4）。

I大類儲集體均為定容類型，可細分6種井儲關系，此類注水指示曲線特征壓力和累注水正相關，隨注水量增加，壓力逐漸升高，壓降試井曲線隨累注水量增加壓力出現(xiàn)一個下降拐點后逐漸升高；II大類儲集體為兩套儲集體，兩套儲集體通過裂縫溝通，第2套儲集體相對第1套儲集體的空間位置對注氣驅(qū)油具有很大影響，如果第2套儲集體位于第1套儲集體相對高部位，注入氣可進入第2套儲集體并向第1套儲集體驅(qū)替原油，如果第2套儲集體位于第1套儲集體相對低部位，注入氣難以進入第2套儲集體，注水指示曲線特點表現(xiàn)為隨注水量增加，壓力快速上升后保持不變，壓降試井曲線特點表現(xiàn)出壓力變化存在兩個下降拐點；III大類儲集體為非定容類型，井儲關系細分兩種類型，即酸壓溝通型和直接鉆遇型，注水指示曲線特點為隨注水量增加，壓力保持不變，壓降試井曲線表現(xiàn)為隨注水量增加，壓力出現(xiàn)拐點后變化不大（圖中I定容儲集體；II具有兩套儲集體；III非定容儲集體）。

從定容、非定容對注氣效果的影響看，定容儲集體其生產(chǎn)依靠儲集體內(nèi)油體能量彈性驅(qū)動，油井投產(chǎn)后能量逐步下降，沒有外圍能量補充，注水替油吞吐后隨注水輪次增多，人工油水界面抬升，油水界面逐步上升至產(chǎn)出層段后導致高部位閣樓油無法采出。非定容儲集體通常有水侵特征，生產(chǎn)初期壓力平穩(wěn)下降，開發(fā)經(jīng)歷前期原油彈性驅(qū)動和后期底水驅(qū)動，隨生產(chǎn)開發(fā)在井筒附近形成水淹造成油井高含水，連續(xù)水相封堵井筒外側(cè)原油，關井壓錐生產(chǎn)周期較短，堵水措施有效率低、有效期短。對比輪古、哈拉哈塘油田第一輪相同注氣量情況下注氣效果，輪古油田整體注氣效果好，哈拉哈塘略差，定容型儲集體注氣利用率高，效果好，非定容型效果略差（圖5），定容和非定容體均適合注氣。定容型井在注氣后排水采油是有效的技術對策，非定容井水淹后加大注氣量和小工作制度有利于壓制水錐。

2.2注氣前開發(fā)動態(tài)對注氣效果的影響

注氣井注氣前累計產(chǎn)油越高注氣吞吐效果越好；注氣前累計產(chǎn)油gt;5000t的井注氣增油量高，注氣效果更好。

從注氣前含水上升角度看，含水臺階上升型效果最好，其次是緩慢上升型、快速上升型，暴性水淹型效果最差，含水臺階上升和緩慢上升型油井具有多套儲集體，儲集體間連通程度差異較大，剩余油富集，因此，注氣效果好，含水快速上升型和暴性水淹型因儲集體和底水連通好、水體能量強，注氣置換效果差。

從剩余油類型看，注氣增油效果最好的是潛山高部位剩余油，其次為水平井上部剩余油，最差的是底水未波及剩余油。水平井（或側(cè)鉆井）上部剩余油主要受水平段與洞頂距離及儲層發(fā)育程度的影響，高部位剩余油主要受剩余儲量規(guī)模和井儲關系影響，底水未波及型剩余油主要受井儲關系、儲集體類型、油水界面高度影響（圖6）。

2.3注氣后開發(fā)動態(tài)對注氣效果的影響

燜井階段壓力表現(xiàn)出兩種特征：燜井壓力上升型、燜井壓力平穩(wěn)型（圖7），既與注氣效果相關，同時也反映儲集體類型和井儲關系，也是第二輪注氣參數(shù)設計重要參考，燜井壓力上升型特征主要對應兩種情況：1）儲集體定容體或者產(chǎn)出層段位于儲集體上部，注入氣在井底聚集；2）儲集體為裂縫孔洞型，連通性差，近井地帶裂縫存氣，注氣后憋壓，由于儲層物性較差，注入氣置換至儲層頂部較為困難，注水壓井無效。

統(tǒng)計哈拉哈塘已實施注氣井噸油耗氣量低的井平均燜井時間低于40d。隨注氣速度增加，噸液耗氣量增加，分析認為注入速度較小時，注入氣體越能進入油藏深部，接觸更多的原油，注入速度繼續(xù)增大時，注入氣不能充分地融入原油中，降黏效果差，并可能將近井地帶原油推到原油深部，反而影響注氣效果，建議控制注氣速度低于6×104m3/d；定容型儲集體多輪次注氣方氣替油率下降的主要原因是儲集體中氮氣的累積作用，而不是儲集體中剩余油的減少。要達到補充相同地層能量，每周期驅(qū)替等量剩余油的目的，輪次注氣需要注入更大體積的注入氣，注氣量與噸油耗氣量關系不大，但隨輪次增加，氣量不變情況下，噸液耗氣量增加，建議定容體首輪注氣量為（50～80）×104m3，非定容體注氣量為（80～120）×104m3。

注氣伴水量參數(shù)統(tǒng)計分析上看，以注氣替油為主，壓錐為輔的儲集體注水能補充一定能量，但大于2000t增油效果開始變差，建議伴水量控制在2500t以內(nèi)，以注氣壓錐為主，替油為輔儲集體，過多注水反而會降低壓錐效果，建議伴水量應控制在1800t以內(nèi)（圖8）。建議：1）注過水的井依據(jù)初期排水情況優(yōu)化：1若投產(chǎn)初期不排水，則頂替量大于井筒體積即可；2若初期排水的，則略大于周期排水量；2）未注過水井依據(jù)上一周期燜井及生產(chǎn)特征進行優(yōu)化：1若燜井及生產(chǎn)期間氮氣回竄，加大頂替量；2若無氮氣回吐，則適當減少。

3注氣地質(zhì)選井標準及流程

縫洞型碳酸鹽巖油藏注氣驅(qū)油是水驅(qū)開發(fā)后期老油田改變油水賦存狀態(tài)、補充地層能量以及提高剩余油動用程度的一種有效開發(fā)方式，綜合上述研究認為注氣開發(fā)效果與構造形態(tài)、儲集體類型、剩余油類型、井儲關系以及工程等因素密切相關[1114]。碳酸鹽巖油藏注氣地質(zhì)選井標準的建立基于注氣效果關鍵影響參數(shù)的篩選，多元線性回歸是一種簡便有效的參數(shù)篩選方法。

回歸分析方法是分析現(xiàn)象之間相關具體形式、確定其因果關系、替換為數(shù)值參數(shù)、并用數(shù)學模型來表現(xiàn)其具體關系的一種方法。如果有兩個或兩個以上的自變量，則被稱為多元回歸，如果多個自變量與因變量之間呈線性關系，則被稱為多元線性回歸。多元線性回歸的基本原理和基本計算過程與一元線性回歸相同，但由于考慮了多個變量同時變化的關系，可以更好體現(xiàn)各參數(shù)與因變量之間的全局關系。要考查因變量y與m個自變量x1，x2，···，xm之間的關系，共選擇n個樣點測試，每次測試數(shù)據(jù)為（yi，x1;i，x2;i，…，xm;i），i=1，2，…，n。如果y與x1，x2，…，xm存在線性關系，則這些數(shù)據(jù)應該滿足

由于各個自變量的單位一般不一致，因此，引用實際變量的多元線性回歸中，自變量前的常數(shù)項大小a1，a2，…，am并不能說明該因素的重要程度（如產(chǎn)量用噸、方、萬噸、萬方得出的回歸系數(shù)都不一樣，但是影響程度是一樣的）。因此，在數(shù)學上需要使用標準分的方法，將各個參量統(tǒng)一到同一個單位下，再進行線性回歸。此時的回歸系數(shù)就能夠反映對應自變量的重要程度。這時的回歸方程稱為標準回歸方程，回歸系數(shù)稱為標準回歸系數(shù)，表達如下

由于所有變量（包括自變量和因變量）都化成了標準分，所以就不再使用自變量前的常數(shù)項a1，a2，…，am，因為各個自變量都取平均水平時，因變量也應該取平均水平，而平均水平正好對應標準分0，當?shù)仁絻啥说淖兞慷既?時，常數(shù)項也就為0了。

對于工程應用來講，標準分有時不好判斷平均水平，因此，在本研究中引入工程常用的無因次法，將所有變量（包括自變量和因變量）都化成無因次量，單位統(tǒng)一到無因次下，再進行線性回歸。此時的回歸系數(shù)也能夠反映對應自變量的重要程度。本研究定義這時的回歸方程為無因次回歸方程，回歸系數(shù)稱為無因次回歸系數(shù)，表達如下

由于所有變量（包括自變量和因變量）都化成了無因次量，所以就不再使用常數(shù)項b1，b2，…，bm，因為各個自變量都通過變換去掉單位時，因變量也通過變換去掉單位，這種方法不必找尋各個參量的平均水平，處理起來更加方便。

依據(jù)HAX1、HAX2、HAX3、HAX4、HAX5、HAX6、HAX7、HAX8、HAX9及HAX10井等的資料，應用多元線性回歸方法，構建噸油耗氣量Y和定容與非定容x1、含水上升類型x2、剩余油類型x3、能量評價x4、井儲關系x5、產(chǎn)出層段位置x6、儲集類型x7等因素的關系模型如表1所示。

通過無因次化后回歸各個自變量x1，x2，…，x7前的影響因子c1，c2，…，c7，得到各個參數(shù)的影響因子，如表2所示，可以看出剩余油類型和井儲關系的影響程度最高，其次是含水上升類型和產(chǎn)出層段位置。依據(jù)哈拉哈塘油田已實施注氣井動靜態(tài)資料利用數(shù)學統(tǒng)計判別方法，初步建立了哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏注氣地質(zhì)選井標準，首先考慮剩余油類型，其次是井儲關系，再者是含水上升類型及產(chǎn)出層段位置，定容與非定容、能量評價、儲集類型這幾個因素影響相對較小。

4注氣參數(shù)設計方法

根據(jù)氮氣輔助重力驅(qū)，注入氣上浮到構造頂部，對儲集體頂部閣樓油進行驅(qū)替，根據(jù)閣樓體積折算注氣井全周期注氣量，輪次注氣量依據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗，單輪次注（80～150）×104m3較為合適；弱底水油藏含水在60%～90%時開始注氣補充能量，而強底水能量油藏在60%開始實施注氮氣抑制底水；注氣速度大可溝通多套儲集體，效果越好，考慮現(xiàn)場設備，推薦注氣速度為（4～6）×104m3/d；推薦燜井時間為20d，現(xiàn)場實施中，根據(jù)不同油品性質(zhì)、縫洞發(fā)育情況來縮短或延長[1520]。

5注氣應用實例

HAX1井所在區(qū)塊屬于潛山區(qū)，該區(qū)明暗河及斷裂相關巖溶均發(fā)育，如圖9所示從地震剖面及反演剖面看儲層展布規(guī)模大，縱向表層及深層儲層均發(fā)育，儲集體規(guī)模大，儲層以裂縫孔洞型為主，鉆揭一間房+鷹山組157.85m，鉆至6712.00m發(fā)生漏失，累計漏失179.5m3，投產(chǎn)即油水同出，含水上升快，快速停噴，間開含水高，累計產(chǎn)液0.20×104t，累計產(chǎn)油0.14×104t，從注氣涉及的選井依據(jù)分析，本井最大的優(yōu)勢潛山型油藏，儲層下部發(fā)育，采出程度低，測井資料顯示本井優(yōu)勢儲層在儲集體的下部發(fā)育，共計6m，結(jié)合地震剖面、結(jié)構張量及鉆揭深度，預斷閣樓空間32m左右，靜態(tài)雕刻儲量9.96×104t，剩余可采（1.20～1.81）×104t，如圖10所示，第1輪注50×104m3，第2輪注100×104m3，第3輪注150×104m3，通過輪次增加注氣量，三輪共注氣300×104m3，形成次生氣頂，注氣增油6824t，噸油耗氣439m3，效果較好。

6結(jié)論及認識

1）從機理認識來看，注入氮氣進入地層以后，受重力作用快速分異形成了人工氣頂，氮氣的壓縮因子大，膨脹能力強，膨脹增能，改變了底水上升形態(tài)，降低油水界面，改變縫洞高部位的壓力場，提高波及，利用氣水的密度差，協(xié)同增效提高縱向驅(qū)替。

2）從選井原則看，縫洞型碳酸鹽注氣從哈拉哈塘的注氣經(jīng)驗分析主要受控于地質(zhì)因素、開發(fā)因素及工程因素3個大的方面的7類分項因素。工程因素方面井筒與目標縫洞體匹配關系好，注氣效果好，其次，井口、管柱及套管固井質(zhì)量滿足注氣施工要求。從構造位置優(yōu)先選潛山區(qū)單井，從井儲關系考慮，優(yōu)先選生產(chǎn)段位于儲層中下部的井，從剩余油類型看，殘丘及水平井類型最優(yōu)，剩余閣樓儲量越大越好，從含水上升規(guī)律看臺階狀上升類型優(yōu)于緩慢上升類型，優(yōu)于快速上升類型，優(yōu)于暴性水淹類型。

3）從實施效果看，哈拉哈塘油田截至2023年12月底已實施62口，99輪次，累注氣1.02×108m3，平均年注1280×104m3，累增油10.08×104t，平均年產(chǎn)油1.26×104t，年產(chǎn)油占比由0.43%上升到5.72%，平均噸油耗氣1015m3，注氣提高采收率取得了較好的效果。