謝 爽， 羅君蘭，竇 蓮，惠 健

（中國石化西北油田分公司/ 中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆 烏魯木齊830011）

塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏埋藏深，儲集空間以大型洞穴為主，裂縫是主要的連通通道，非均質(zhì)性極強(qiáng)，開發(fā)規(guī)律復(fù)雜［1～4］。近年來，塔河碳酸鹽巖油藏部分井組進(jìn)入開采中后期，油井先后經(jīng)歷了注水補(bǔ)充能量、頂部進(jìn)行注氣等技術(shù)手段來提高油井產(chǎn)量，越來越多的注水失效井組利用注氣來驅(qū)替閣樓油。 而早期單獨注氣時，注入氣必須先聚集充滿閣樓體，靠氣驅(qū)推動閣樓油，注氣規(guī)模必須足夠大才能驅(qū)動剩余油，而大量閣樓油被注入氣頂替至水驅(qū)通道后因缺少動力無法驅(qū)至油井， 增油效率較低。 早期單元注氣以氮氣為主要驅(qū)替介質(zhì)，注水僅作為控制施工壓力的手段， 而在生產(chǎn)評價過程中，發(fā)現(xiàn)不同的注水量生產(chǎn)效果表現(xiàn)出差異性，注水量高的井組見效更迅速，且受效時間更長［5-7］。 隨著注氣時間的增長，塔河碳酸鹽巖油藏早期的注氣井組開始出現(xiàn)氣竄，2015 年針對弱能量的氣竄井組TH10303-TH10301CH井組首次嘗試氣水協(xié)同方式注氣，現(xiàn)場應(yīng)用后增油效果顯著，形成了塔河縫洞型油藏氮氣驅(qū)新方式和新手段。 截至目前，已在塔河縫洞型油藏的42個井組中開展了氣水協(xié)同方式注氣，累積注氣33 179×104m3，注水99.5×104m3，累積覆蓋地質(zhì)儲量7 985×104t，增油59.55×104t，換油率0.55 t/ m3，提高采出程度0.85%，氣水協(xié)同注氣增油占?xì)怛?qū)總增油量的56.6%，潛力巨大。 但由于對氣驅(qū)后剩余油分布情況及氣水協(xié)同注入機(jī)理尚有不明確的地方， 氣水協(xié)同注入技術(shù)在實施過程中，部分單元注氣增油效果存在注入氮氣存氣率較高但驅(qū)油效率低的問題，導(dǎo)致治理效果并不理想［8-9］。

氣水協(xié)同注入是縫洞型碳酸鹽巖油藏治理氣竄的有效手段，前人研究認(rèn)為塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)、 氣驅(qū)開發(fā)后形成新的剩余油賦存模式，氣水協(xié)同能夠有效動用井間新賦存模式下的剩余油，注入氣因密度差異進(jìn)入儲集體頂部，縱向驅(qū)替頂部剩余油至水驅(qū)通道，注入水再將通道內(nèi)的剩余油驅(qū)替至生產(chǎn)井［10-13］。 而氣水協(xié)同的剩余油模式及現(xiàn)場如何進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，從而進(jìn)一步提升氣水協(xié)同效率認(rèn)識尚不清楚［14-16］，故本文通過油藏數(shù)值模擬手段對氣水協(xié)同機(jī)理及氣水協(xié)同參數(shù)設(shè)計進(jìn)行較為詳細(xì)的研究。

1 機(jī)理模型建立

目前量化作用機(jī)理和參數(shù)的較好手段是模擬法，本次主要采用數(shù)值模擬法來研究氣水協(xié)同機(jī)理及優(yōu)化注采參數(shù)。 前期單井和井組生產(chǎn)動態(tài)特征顯示，碳酸鹽巖油藏的巖溶背景對注采井網(wǎng)的產(chǎn)出特征影響較大，本研究主要從風(fēng)化殼巖溶背景油藏的縫洞組合特點出發(fā)，建立精細(xì)機(jī)理模型。 根據(jù)碳酸鹽巖油藏的等效數(shù)值模擬理論，深入研究氣水協(xié)同作用機(jī)理和定量注采參數(shù)。

塔河風(fēng)化殼儲層巖溶發(fā)育形成的溶洞型儲集體較集中地分布在塔河油田主體區(qū)， 以此類儲集體單元作為典型單元進(jìn)行研究。 從塔河主體區(qū)風(fēng)化殼巖溶縫洞體展布來看，除構(gòu)造-風(fēng)化裂隙、縫合線裂開縫洞、巖溶縫洞發(fā)育外，大型洞穴的發(fā)育是其顯著特征，儲集體規(guī)模大，非均質(zhì)性極強(qiáng)，縫、洞組合模式、連通路徑復(fù)雜多樣，剩余油分布模式極其復(fù)雜，井間剩余油分布豐富，同時整體底水發(fā)育程度也較好［17］。

T402井組從2014年開展井組注氣，T402井組累注1 880×104m3，增油1.6×104t，換油率為0.42 t/m3。注氣受效井是TK429CH，示蹤劑響應(yīng)井是TK429CH、TK486和TK462H，注氣示蹤劑顯示共有3口井與T402井井間連通。 通過對注采井的連井剖面和示蹤劑響應(yīng)曲線（見圖1、圖2）判斷來識別井間注氣連通縫洞組合模型，并結(jié)合碳酸鹽巖縫洞型油藏的物性參數(shù)建立機(jī)理模型。

圖1 T402-TK429CX井組均方根振幅屬性剖面

圖2 TK429CX注氣示蹤劑響應(yīng)曲線

碳酸鹽巖縫洞型油藏包括多種儲滲空間，在實際中可以重點考慮裂縫和溶洞對開發(fā)的影響，碳酸鹽巖基質(zhì)基本不具有儲滲意義。 裂縫既是主要的儲集空間，也是主要的連通通道，儲層滲透率一般大于5.48×10-3μm2，最大可達(dá)（2 000～5 000）×10-3μm2。碳酸鹽巖縫洞型油藏基質(zhì)孔隙度和滲透率一般較低，孔隙度一般為2%～7%，平均3%～4%，滲透率多數(shù)小于0.1×10-3μm2。大多數(shù)情況下裂縫滲透率值比基質(zhì)滲透率值高幾個數(shù)量級。

建立的模型共有3種儲集體：裂縫、溶洞和基質(zhì)（見表1）。 建立模型后需要對不同的儲集體進(jìn)行屬性賦值。

表1 機(jī)理模型參數(shù)

1.1 裂縫屬性

根據(jù)對哈薩克斯坦中區(qū)塊石炭系碳酸鹽巖儲層參數(shù)研究，得到裂縫張開度與裂縫滲透率的關(guān)系公式。

網(wǎng)狀裂縫型［18］：

式中，R為裂縫徑向延伸系數(shù)， 當(dāng)延伸大于2～3 m時R=1，延伸0.3～0.5 m時R=0.4,當(dāng)延伸小于0.3 m時R=0；d為裂縫張開度，μm；m為裂縫孔隙度指數(shù)。

裂縫孔隙度Pf（FVPA)為可見裂縫在1 m井壁上的開口面積除以1 m井段中FMI圖像的覆蓋面積。即

式中，Pf為裂縫孔隙度,%；Wi為第i條裂縫的平均寬度，m；Li為第i條裂縫在單位井段內(nèi) （一般選1 m）的長度，m；D為井徑，m。實際上，該裂縫孔隙度是一個面積上的孔隙度。

1.2 溶洞孔隙度測井?dāng)?shù)據(jù)建立

根據(jù)鉆井、常規(guī)測井、產(chǎn)液剖面等數(shù)據(jù)，結(jié)合前面所建立的溶洞相分布離散測井曲線， 對S48縫洞單元中各井由于放空、漏失或者未鉆遇處導(dǎo)致孔隙度測井曲線缺失段進(jìn)行補(bǔ)充完善。 補(bǔ)充完善原則包括：鉆井中的放空井段代表了大型的溶洞，對相應(yīng)層段的孔隙度測井曲線賦值為0.6；鉆井中的漏失段代表了相對較好的溶洞和裂縫，對相應(yīng)層段的孔隙度測井曲線賦值為0.4，對于需要進(jìn)行酸壓才能生產(chǎn)的井段，表明了該井段具有一定的生產(chǎn)能力，相應(yīng)層段的孔隙度測井曲線賦值為0.3；其余不能生產(chǎn)的層段，相應(yīng)測井曲線上的孔隙度賦值為0.1。

機(jī)理模型設(shè)置2口生產(chǎn)井，其中PRO1、 PRO2井鉆遇儲集體類型設(shè)置為溶洞， 注氣井INJ1井鉆遇儲集體類型設(shè)置為裂縫。

2 氣水協(xié)同注入方式驅(qū)油機(jī)理

根據(jù)T402井組注氣示蹤劑識別的氣驅(qū)路徑建立風(fēng)化殼機(jī)理剖面模型，可以建立縫注洞采（鉆遇裂縫型井注入，鉆遇溶洞型井生產(chǎn)），洞注洞采、洞注縫采等不同縫洞組合模型注采關(guān)系。 考慮到縫注洞采縫洞組合為現(xiàn)場最多的組合模式，本次在縫注洞采縫洞組合模式下開展不同注入方式氣水協(xié)同驅(qū)油機(jī)理研究。

在所建立的機(jī)理模型開展了連續(xù)注氣、氣水交替和氣水同注驅(qū)油數(shù)值模擬方案對比。 3種方式注氣后的含氣飽和度和含油飽和度分布見圖3～5。

圖3 連續(xù)注氣方式含氣、含油飽和度分布

圖4 氣水交替方式含氣、含油飽和度分布

圖5 氣水同注方式含氣、含油飽和度分布

由圖3可得出以下認(rèn)識：

（1）氮氣由于密度小，注入后沿小裂縫向儲層頂部運(yùn)移，且注入氣主要沿小裂縫、溶蝕孔洞形成的風(fēng)化殼高滲通道運(yùn)移。

（2）氮氣首先向井底壓力低、井距小的優(yōu)勢方向運(yùn)移。

（3）含氣飽和度動態(tài)變化分布顯示裂縫是注氣受效井氣竄的主要通道。

圖4、圖5顯示：

（1）氣水兩種介質(zhì)同時注入時，可以改變氣體運(yùn)移方向， 在本模型中氣水同注使兩口井受效；氣水交替方式較氣水協(xié)同方式在部分區(qū)域含氣飽和度更高，驅(qū)油效率更高，而氣水協(xié)同方式較氣水交替方式波及體積更大。

（2）注入氣體由于密度小，注入后沿小裂縫、溶蝕孔洞等高滲條帶向儲層高部位運(yùn)移，在運(yùn)移過程中推動井間剩余油向受效井運(yùn)移，受效井井周油水界面下移，降低油水界面，提高井周剩余油豐度。

（3）氣水同注方式中，由于注入井鉆遇儲層是裂縫性，故注入水主要沿裂縫運(yùn)移，和氣體是同一運(yùn)移通道。 氣體由于黏度小，比原油密度小，主要是沿平行裂縫向高部位運(yùn)移， 而注入水比原油密度差，水平縫合垂直縫均是運(yùn)移通道，所以模型中顯示注入水?dāng)y帶一部分注入氣體進(jìn)入垂直裂縫向儲層下部運(yùn)移（見圖6）。

（4）氣水交替及氣水同注都能在一定程度上擴(kuò)大波及體積，提高氣驅(qū)效率。

圖6 注氣前及氣水同注后含水飽和度分布

3 氣水協(xié)同注入方式參數(shù)優(yōu)化

在機(jī)理模型各單井含水率達(dá)到85%以上后，開展注氣參數(shù)論證。 主要開展了注氣方式和不同氣水比參數(shù)優(yōu)化。

3.1 注氣方式

通過對比連續(xù)注氣、氣水交替、氣水同注3種方式在相同注氣量下的方氣換油率，數(shù)值模擬計算結(jié)果顯示氣水同注注入方式驅(qū)油效果較好，見圖7。

圖7 不同注入方式方氣換油率對比

數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果顯示碳酸鹽巖油藏連續(xù)注氣方式驅(qū)油效果不佳，主要原因是由于碳酸鹽巖縫洞型油藏基質(zhì)孔隙度和滲透率一般較低，滲透率多低于0.1×10-3μm2，而大多數(shù)情況下，裂縫滲透率值比基質(zhì)滲透率值高幾個數(shù)量級，碳酸鹽巖油藏裂縫和溶洞是主要儲集和運(yùn)移通道，所以注入氮氣由于黏度小、擴(kuò)散運(yùn)移速度快，導(dǎo)致注入氣體快速氣竄。氣水同注和氣水交替注入方式中，注入介質(zhì)同時在高滲通道內(nèi)流動，注入水能在一定程度減緩氣體運(yùn)移速度，迫使注入氣體向相對低滲區(qū)域運(yùn)移，從而擴(kuò)大波及。 當(dāng)氣水同注時，注入水?dāng)y帶一部分注入氣體進(jìn)入垂直裂縫向儲層下部運(yùn)移，這樣氣體的波及體積較交替注入方式更大，從而導(dǎo)致氣水協(xié)同換油率高于氣水同注。

注氣替換的閣樓油在天然底水承托下，實現(xiàn)橫向驅(qū)，動用剩余油；氣水協(xié)同，達(dá)到氣水補(bǔ)充能量、控流度、擴(kuò)波及等提高采收率目的。

3.2 氣水同注方式不同氣水比

針對氣水同注方式中，設(shè)計了不同氣水比下的注氣驅(qū)油效果對比。 數(shù)值模擬計算結(jié)果顯示不同氣水比時的方氣換油率指標(biāo)， 氣水比為2∶1 時驅(qū)油效果較好（見圖8）。 分析主要是因為在相同地質(zhì)條件與注氣量時，注水量越大，水橫向驅(qū)替的作用越弱，導(dǎo)致氣體縱向波及面積越小。

圖8 氣水同注不同氣水比方氣換油率對比

通過對比不同氣水比下的含氣飽和度分布，當(dāng)注水量一定時， 注氣量越大氣體波及面積越大，且注入氣體主要富集在儲層上部風(fēng)化殼內(nèi)及溶洞內(nèi)；當(dāng)注入量越大時，注氣氣體沿儲層中下部裂縫向受效井運(yùn)移。 由于儲層中西部溶洞孔洞不發(fā)育，剩余油少，注入氣體通過中下部裂縫運(yùn)移至受效井所在溶洞時，造成受效井氣竄。

4 礦場應(yīng)用

該項技術(shù)的礦場應(yīng)用整體上取得了較好效果，截至2020年6月， 塔河縫洞型油藏氣水協(xié)同已開展了42個井組的應(yīng)用與實踐，技術(shù)應(yīng)用累積動用地質(zhì)儲量7 985×104t，自2016年現(xiàn)場試驗以來，縫洞型油藏氣水協(xié)同增油技術(shù)已實現(xiàn)累積增油59.55×104t，方氣換油率0.55， 換油率較常規(guī)純氮氣驅(qū)油井組提高0.14，提高試驗井組采出程度0.78%，目前縫洞型油藏氣水協(xié)同應(yīng)用井組占單元氣驅(qū)井組總數(shù)的37%， 增油量占縫洞型油藏注氮氣驅(qū)油總增油量的56.6%，同等注入量條件下，新技術(shù)與常規(guī)純氮氣技術(shù)相比增油效率更高，同時注水成本相較注氣成本降低83%，噸增油成本較純注氮氣綜合成本下降64%。 礦場典型井組（TK666-TK602）氣水協(xié)同效果見圖9。

圖9 礦場典型井組（TK666-TK602）氣水協(xié)同效果

5 結(jié)論

（1）機(jī)理模型表明，注入氮氣由于黏度小、擴(kuò)散運(yùn)移速度快，導(dǎo)致注入氣體快速氣竄。 氣水同注和氣水交替注入方式中，注入介質(zhì)同時在高滲通道內(nèi)流動， 注入水能在一定程度減緩氣體運(yùn)移速度，迫使注入氣體向相對低滲區(qū)域運(yùn)移，改變氣體運(yùn)移方向，從而擴(kuò)大波及。 同時可以增加注入流體黏度，降低注入介質(zhì)與地層原油黏度比，有效降低純注氣氣竄風(fēng)險。

（2）注入氣體由于密度少，注入后沿小裂縫、溶蝕孔洞等高滲條帶向儲層高部位運(yùn)移，在運(yùn)移過程中推動井間剩余油向受效井運(yùn)移，受效井井周油水界面下移，降低油水界面，提高井周剩余油豐度。

（3）通過注入氣體的人工氣頂重力驅(qū)和注入水的橫向驅(qū)替協(xié)同作用，實現(xiàn)氣、水對井間不同壓力場均衡波及，井間均衡動用，提高波及體積，擴(kuò)大井間剩余油的動用。

（4）注入氣體由于密度差縱向置換剩余油，注入水起到橫向驅(qū)替剩余油的目的，通過氣和水協(xié)同發(fā)揮作用，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，起到提高采收率、降低成本的目的。同等注入量條件下，新技術(shù)與常規(guī)純氮氣技術(shù)相比增油效率更高，同時注水成本相較注氣成本降低83%，噸增油成本較純注氮氣下降64%。

（5）隨著對氣水協(xié)同機(jī)理研究的不斷深入，氣水協(xié)同注氣由一種試驗性礦場注氣方式逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐豁棾墒斓募夹g(shù)成果，礦場實踐表明，能量不足的井組采用氣水交替驅(qū)效果好于純氣驅(qū)，能量一般或充足的井組采用純氣驅(qū)效果好于氣水交替驅(qū)。 對弱能量油藏采取氣水同注方式補(bǔ)充地層能量、擴(kuò)大波及體積。 弱能量油藏既實現(xiàn)了油藏能量的補(bǔ)充，又達(dá)到了縱向上剩余油的重力驅(qū)替作用。