程曉軍

（1.中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2.中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆 烏魯木齊8 30011）

碳酸鹽巖油氣藏在全球油氣資源中占有極為重要的地位。據(jù)IHS公司統(tǒng)計(jì)，碳酸鹽巖油氣資源量約占全球油氣資源量的70%，探明可采儲量約占50%，產(chǎn)量約占60 %[1-2]。中國西部碳酸鹽巖油藏油氣資源豐富，其中縫洞型碳酸鹽巖儲量約占三分之二，位于塔里木盆地阿克庫勒凸起軸部的塔河油田為典型縫洞型碳酸鹽巖油藏，地質(zhì)儲量為9.35×108t[3-5]。動態(tài)監(jiān)測和數(shù)值模擬表明，塔河油田經(jīng)水驅(qū)氮?dú)夥腔煜囹?qū)后，井周和井間仍存在大量剩（殘）余油未能有效控制及動用，亟需探索形成適用于塔河油田油藏特征的提高采收率技術(shù)[6-10]。根據(jù)注入介質(zhì)、作用機(jī)理和油藏條件，提高采收率技術(shù)主要包括熱力法、化學(xué)法、注氣法和微生物法，三次采油中注氣提高采收率技術(shù)增加原油可采儲量潛力最大[11]。其中，注氣提高采收率技術(shù)是指自地面向油層中注入氣與原油接觸后相互作用，通過溶解降黏、膨脹原油、補(bǔ)充能量、提高驅(qū)油效率和擴(kuò)大波及等多種機(jī)理從而較大幅度提高原油采收率[12]。按氣體類型分為烴類氣驅(qū)和非烴類氣驅(qū)，國外注烴類氣體進(jìn)行混相驅(qū)油的研究起步較早。據(jù)C&C Reservoirs數(shù)據(jù)，截至2021年，國外進(jìn)行過烴類氣體混相驅(qū)的油田35個，主要分布在北美洲中部地區(qū)、西亞地區(qū)和歐洲北部海域，注烴氣主要方式為重力輔助混相驅(qū)，作用機(jī)理為注入氣從油藏頂部注入形成人工氣頂，氣頂與原油接觸面發(fā)生多次接觸混相，混相驅(qū)提高洗油效率，重力輔助提高波及效率[13-15]。與國外相比，中國注烴氣驅(qū)技術(shù)起步晚，礦場應(yīng)用處于小規(guī)模先導(dǎo)試驗(yàn)階段，且均為砂巖油藏[16-20]。對于縫洞型油藏前人基于室內(nèi)相態(tài)實(shí)驗(yàn)應(yīng)用擬三元相圖、細(xì)管模擬等方法計(jì)算了塔河油田伴生烴氣與奧陶系地層原油最小混相壓力，證實(shí)了塔河油田深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)的可行性[21-23]?？p洞型油藏注烴氣提高采收率理論方法、施工參數(shù)、配套工藝及礦場實(shí)踐尚處于起步階段，塔河油田奧陶系溶解氣油比高、目前大多數(shù)油井油氣同產(chǎn)，為烴氣驅(qū)提供了氣源保障[24]?；趯?shí)際縫洞單元及注烴氣先導(dǎo)試驗(yàn)資料，討論縫洞型油藏注烴氣混相條件、注入介質(zhì)、注入方式及注采參數(shù)，不僅是對現(xiàn)場注烴氣作業(yè)參數(shù)優(yōu)化提供指導(dǎo)，還是對塔河油田三次采油技術(shù)發(fā)展方向的有益探索[25]。

1 研究區(qū)概況及開發(fā)矛盾

塔河油田先后于2005年和2013年采用注水和注氮?dú)忾_發(fā)方式改善開發(fā)效果。截至2020年，注水注氮?dú)饫塾?jì)提高縫洞型油藏采收率6.95個百分點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)了縫洞型油藏采收率的穩(wěn)步提高。但隨著開發(fā)的深入逐漸暴露出新的矛盾，由于油藏埋藏深、溫度高，原油組分復(fù)雜，氮?dú)鉄o法混相，加之儲集體內(nèi)溶洞、裂縫和溶蝕孔縫多種儲滲空間共存，水驅(qū)、氮?dú)夥腔煜囹?qū)流度比大，井間水竄氣竄問題日益突出，導(dǎo)致水驅(qū)氣驅(qū)單向受效為主，有效波及范圍小，水驅(qū)和氮?dú)怛?qū)動用程度整體較偏低的不足。研究區(qū)S91縫洞單元構(gòu)造整體呈現(xiàn)北高南低，主要受北西向T707深大斷裂控制，單元以整體串珠狀地震反射特征為主，表明儲層發(fā)育，以斷控巖溶（洞）為主要儲集體。實(shí)鉆數(shù)據(jù)表明，油藏沿?cái)嗔逊较蛘共迹詳嗳荏w發(fā)育為主，發(fā)育深度T7

4界面至T76界面，縫洞由于坡度小，地層平緩，溶蝕橫向發(fā)育較好（圖1）。單元主要受斷裂控制，單元整體連通性好，斷裂上的儲集體連通強(qiáng)，主要連通方式注氣向北連通，注水向南連通。油藏地層原油密度為0.693 5 g/cm3，氣油比為132 m3/m3，地層體積系數(shù)為1.410 2，儲量為919×104t。

圖1 塔河油田S91單元儲集體發(fā)育特征及雕刻模型Fig.1 Seismic attribute slice map of S91 unit in Tahe Oilfield

2 油藏?cái)?shù)值模型及剩余油分布

2.1 擬組分劃分及狀態(tài)方程優(yōu)選

綜合考慮計(jì)算精度和效率，將流體組分劃分為7個擬組分（表1），擬合結(jié)果見圖2和圖3，實(shí)驗(yàn)測量值與計(jì)算擬合值相對誤差在精度允許范圍內(nèi)可進(jìn)行注烴氣組分?jǐn)?shù)值模擬研究。

圖2 恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)擬合結(jié)果Fig.2 Fitting results of constant composition expansion experiment

表1 塔河油田S91單元取樣井井流物組成及擬組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 1 Sampling well fluid composition and pseudo-component data of S91 in Tahe Oilfield

圖3 微分脫氣實(shí)驗(yàn)擬合曲線Fig.3 Differential degassing experiment fitting curve

2.2 最小混相壓力預(yù)測

為了研究注烴氣組分對原油混相的影響以及測試注入氣與原油的最小混相壓力，建立細(xì)管模型。將細(xì)管模型x方向劃分為40個網(wǎng)格，單個網(wǎng)格長度為0.45 m，y和z方向設(shè)置1個網(wǎng)格，單個網(wǎng)格長度為0.004 m，細(xì)管模型基礎(chǔ)參數(shù)：地層溫度130.4℃，長細(xì)管長度18 m，網(wǎng)格劃分40×1×1，注入氣摩爾分?jǐn)?shù)85%CH4+15%C2H6，注氣井（1,1,1），采油井（40,1,1），注入氣體積1.2PV，細(xì)管孔隙度30 %，細(xì)管滲透率350×10-3μm2。

烴氣是指含甲烷、乙烷和丙烷等烴類化合物的氣體，注入烴氣組分不同會影響原油和烴氣混相的性質(zhì)，為研究注入烴氣組分的影響，改變注入氣中CH4和C2H6的含量，模擬輕組分烴氣和重組分烴氣對原油混相的影響，設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)通過細(xì)管組分模擬法，設(shè)計(jì)不同CH4和C2H6含量的注入氣，計(jì)算不同注入烴氣組分最小混相壓力。

結(jié)果表明注入烴氣組分對烴氣混相驅(qū)影響很大，在目前的地層條件下純CH4注入無法形成混相。如圖4所示，隨著注入烴氣中C2H6含量的增加，最小混相壓力開始降低，通過再次實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，當(dāng)C2H6含量為3.8%時，在平均地層壓力在60 MPa時達(dá)到混相。C2H6含量以3%的幅度增加，最小混相壓力降低幅度變小，說明隨著C2H6含量增加存在極限的最小混相壓力，在該條件下，C2H6含量增加最小混相壓力不再降低，并且隨著C2H6含量增加細(xì)管實(shí)驗(yàn)最終采收率逐漸提高。綜上可以得出結(jié)論，同樣的地層條件，隨注入氣重?zé)N組分含量增加至21%，最小混相壓力為35.62 MPa，采收率增幅到最大值。

圖4 不同烴氣組分最小混相壓力變化Fig.4 Variation diagram of mmp of different hydrocarbon gas components

2.3 油藏?cái)?shù)值模型及剩余油分布

S91單元數(shù)值模型，網(wǎng)格規(guī)格為99×164×64，總面積5.98 km2，為模擬前期注氮?dú)夂秃笃跓N氣驅(qū)，模型采用Petrel RE模塊的組分模型，模型流體相態(tài)參數(shù)擬合，氮?dú)庾钚』煜鄩毫τ?jì)算細(xì)管組分模擬，注氮?dú)庾钚』煜鄩毫Υ笥诘貙悠骄鶋毫?。?shù)值模型和剩余油模擬結(jié)果見圖5和圖6。

圖5 塔河油田S91單元孔隙度地質(zhì)模型Fig.5 Porosity property model of S91 unit in Tahe Oilfield

縫洞型油藏的儲集體規(guī)模、縫洞連通性及水驅(qū)氣驅(qū)受效時間需要進(jìn)行精準(zhǔn)擬合，本次歷史擬合通過動靜結(jié)合標(biāo)定縫洞儲集體規(guī)模和孔滲參數(shù)，擬合單井地質(zhì)儲量和單元地質(zhì)儲量，在單元井間連通性分析結(jié)果的基礎(chǔ)上擬合井間連通關(guān)系，在單元注采受效分析結(jié)果的基礎(chǔ)上擬合注采受效時間，擬合結(jié)果見圖7。

圖7 塔河油田S91單元?dú)v史擬合結(jié)果Fig.7 History fitting result S91 unit in Tahe Oilfield

S91單元為斷溶巖溶背景，斷裂分布和發(fā)育情況，影響著剩余油的分布?；跀?shù)值模擬結(jié)果繪制儲量豐度分布（圖6），平面上剩余油集中分布在T704、T805K、T817K和TK725井附近，剩余油分布沿?cái)鄬幼呦虻姆较虺蕳l帶狀，單元南部剩余油富集。

圖6 塔河油田S91單元剩余油地質(zhì)模型（地面標(biāo)況條件下）Fig.6 Remaining oil model of S91 unit in Tahe Oilfield（Under ground standard conditions）

3 注氣方式優(yōu)選及參數(shù)優(yōu)化

3.1 混相條件評價

注入烴氣來源為單元計(jì)轉(zhuǎn)站外輸氣，為滿足數(shù)值模擬的需要，烴氣組分劃分和原油組分劃分一致，烴氣劃分后擬組分及其摩爾分?jǐn)?shù)：CO2為4.32 %，N2為11.32 %，C1為72.73 %，C2為6.10 %，C3—C6為5.53%，C7—C10為0，C11+為0。外輸氣中的N2有提高最小混相壓力的作用，烴氣中的重組分和CO2有降低最小混相壓力的作用，通過細(xì)管組分模擬計(jì)算注入烴氣與原油最小混相壓力為42.53 MPa，單元烴氣混相驅(qū)可行。

細(xì)管中注入實(shí)際單元烴氣后在不同的時間段細(xì)管中不同組分驅(qū)替效果不同。由圖8a可知，原油中CH4輕組分摩爾分?jǐn)?shù)占比較少，但是注入1.2PV烴氣后，細(xì)管中輕組分明顯增高；由圖8b可知，注入氣驅(qū)替過程中，原油中的中間組分摩爾分?jǐn)?shù)消失，發(fā)生的混相機(jī)理為蒸汽氣驅(qū)也稱為汽化氣驅(qū)，注入氣與原油多次接觸，原油中的中間組分不斷從原油中蒸發(fā)汽化進(jìn)入氣相，加富注入氣形成混相前沿帶；由圖8c可知，注入氣繼續(xù)蒸發(fā)氣驅(qū)，留下重組分原油，并且在注入氣驅(qū)替過程中細(xì)管中原油黏度大幅度降低，注入氣同時可以補(bǔ)充地層能量驅(qū)替原油。

圖8 細(xì)管組分模擬過程中原油組分變化Fig.8 Variation diagram of crude oil composition during thin tube composition simulation

3.2 注氣方式優(yōu)選

塔河油田是典型的縫洞型油藏，儲集空間與常規(guī)砂巖油藏差異巨大，裂縫型儲層油氣難以多次接觸，混相驅(qū)效果較差，可能氣竄，因此，需要對縫洞型油藏的溶洞型和裂縫型儲集體注烴氣效果開展研究。選取S91單元2種類型的連通井組進(jìn)行注烴氣混相研究，TK832CH-S91連通路徑儲集體為裂縫型儲集體，注氣井為TK832CH，TK725-S91連通路徑儲集體類型為溶洞型儲集體，注氣井為TK725，受效井為S91，連通井組儲量為85.82×104t（圖9）。

圖9 塔河油田S91單元不同儲集體注烴氣示意圖Fig.9 Schematic diagram of hydrocarbon gas injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

基于塔河油田注氮?dú)鈪?shù)，設(shè)置注烴氣的注氣量200×104m3，注氣速度2×104m3/d，生產(chǎn)井采液量100 m3/d，模擬生產(chǎn)時間5 a，注烴氣效果見表2。

由表2可知，在相同的注入?yún)?shù)下，縫洞型油藏注烴氣混相驅(qū)通過裂縫型儲集體注氣增油效果好于通過溶洞儲集體增油效果。縫洞型油藏與常規(guī)油藏儲集空間差異大，因此，在注氣混相驅(qū)的過程中必須考慮儲集體類型對注氣的影響，在裂縫型儲集體注氣后，注入氣體沿著斷裂帶發(fā)生氣竄，沿著儲集體之間的連通通道進(jìn)入相鄰的溶洞型或者孔隙性儲集體，進(jìn)入后由于重力分異作用和混相作用，形成超覆在頂部儲集體，緩慢下移氣油界面，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發(fā)生混相，實(shí)現(xiàn)較好的混相效果，有效控制氣驅(qū)前緣。

表2 塔河油田S91單元不同儲集體注烴氣模擬結(jié)果Table 2 Simulation results of hydrocarbon injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

通過溶洞儲集體注入氣體，氣體在溶洞中由于重力分異作用和混相作用，在注入溶洞形成超覆，多次接觸原油進(jìn)行混相消耗注入氣體，導(dǎo)致注入氣無法通過連通通道波及到周圍鄰井，因此，通過溶洞儲集體進(jìn)行注氣混相驅(qū)效果反而較差，只有補(bǔ)充地層能量作用。通過分析數(shù)值模型黏度場可知，井組注入烴氣后，烴氣與井周圍原油發(fā)生多次接觸混相被不斷消耗，波及范圍較小，未通過連通路徑進(jìn)入受效井。

3.3 注氣參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)注氣方式優(yōu)選結(jié)果，選擇注氣井為裂縫型儲集體，采油井為高部位溶洞型儲集體，選擇連通井組TK832CH-S91，注氣井為TK832CH，采油井為S91，影響注氣效果的主要參數(shù)為注氣量、注氣強(qiáng)度及注采比，其中注采比是指注入氣體地下體積與采出液體體積之比。

1）注氣量優(yōu)選

針對注氣量進(jìn)行優(yōu)化，根據(jù)井組儲量設(shè)計(jì)TK832CH-S91連通井注氣量分別為42×104，84×104，126×104，168×104，210×104和252×104m3，注氣速度為2×104m3/d，注采比為1∶1，模擬生產(chǎn)時間為5 a，并設(shè)計(jì)基礎(chǔ)方案進(jìn)行對比。

結(jié)果表明，隨著烴氣注氣量增加，增油量同步增加，但是增加幅度降低，說明注烴氣可以有效增加縫洞型油藏的采出程度，但是注氣量超過一定的界限值后，注氣效果變差，這是由于注入烴氣通過裂縫進(jìn)入鄰井儲集體內(nèi)部，在重力分異作用下進(jìn)入儲集體頂部開始進(jìn)行混相驅(qū)替剩余油，但是注氣量過大，通過裂縫氣竄進(jìn)入儲集體的有效混相氣體比例降低，導(dǎo)致?lián)Q油率降低，因此，根據(jù)換油率優(yōu)選注氣量為168×104m3（圖10）。

圖10 注氣量與換油率關(guān)系曲線Fig.10 Relationship between air injection volume and oil change rate

2）注氣強(qiáng)度優(yōu)選

針對注氣量進(jìn)行優(yōu)化，設(shè)計(jì)注氣速度分別為1×104，2×104，3×104，4×104，5×104和6×104m3/d，注氣量為168×104m3，注采比為1∶1，模擬生產(chǎn)時間為5 a，并設(shè)計(jì)基礎(chǔ)方案進(jìn)行對比。如圖11所示，注氣強(qiáng)度對有注氣混相效果整體影響較?。鹤鈴?qiáng)度較低時，注入氣通過斷裂和裂縫進(jìn)入儲集體頂部，形成超覆在頂部儲集體，緩慢下移氣油界面，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發(fā)生混相，實(shí)現(xiàn)較好的混相效果；注氣強(qiáng)度較大時，部分氣體通過氣竄未進(jìn)入受效儲集體，因此，注氣效果較差，優(yōu)選注氣速度為4×104m3/d。

圖11 注氣速度與增油量關(guān)系曲線Fig.11 Relationship between gas injection rate and oil increase

3）注采比優(yōu)選

針對注采比進(jìn)行優(yōu)化，設(shè)計(jì)注采比分別為1∶0.7，1∶0.8，1∶0.9，1∶1，1∶1.1和1∶1.2，注氣量為168×104m3，注氣速度為4×104m3/d，模擬生產(chǎn)時間5 a，并設(shè)計(jì)基礎(chǔ)方案進(jìn)行對比。如圖12所示，當(dāng)注采比低于1時，增油效果好于注采比大于1，這是由于注入氣補(bǔ)充地層能量的同時，在儲集體頂部形成超覆與原油可以充分發(fā)生混相，因此，優(yōu)選注采比為1∶0.9。

圖12 注采比與增油量關(guān)系曲線Fig.12 Relationship between injection/recovery ratio and amount of oil added

4 結(jié)論

1）S91單元剩余油分布受斷控儲層發(fā)育影響，沿?cái)鄬幼呦虻姆较虺蕳l帶狀分布，單元南部剩余油富集，注入烴氣與地層原油最小混相壓力為42.5 MPa，明確了油藏條件下注天然氣實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)可行性。

2）明確了在縫洞型油藏中注烴氣混相機(jī)理為汽化氣驅(qū)，注入氣重?zé)N組分含量增加至21%時，最小混相壓力降到35.62 MPa，采收率增幅到最大。

3）結(jié)合縫洞油藏儲集體發(fā)育結(jié)構(gòu)，優(yōu)選注氣方式為裂縫型儲集體注氣，溶洞型儲集體采液，注入氣進(jìn)入儲集體由于重力分異形成超覆在頂部儲集體，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發(fā)生混相。

4）研究單元注氣參數(shù)優(yōu)選注氣量168×104m3、注氣速度4×104m3/d及注采比1∶0.9。