塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验

苑登御， 侯吉瑞,4， 宋兆杰， 罗 旻， 郑泽宇， 屈 鸣

( 1. 中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中国石油三次采油重点实验室 低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京 102249； 3. 中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 4. 中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 102249 )



塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水方式优选及注气提高采收率实验

苑登御1,2,3， 侯吉瑞1,2,3,4， 宋兆杰1,2,3， 罗 旻1,2,3， 郑泽宇1,2,3， 屈 鸣1,2,3

( 1. 中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2. 中国石油三次采油重点实验室 低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京 102249； 3. 中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 4. 中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 102249 )

塔河油田原油采收率偏低，底水能量衰竭，亟需探索扩大水驱波及体积与提高采收率.根据塔河油田四区地质资料和生产动态资料，应用物理模拟相似准则，设计并制作碳酸盐岩缝洞型油藏三维立体储层仿真模型，开展油藏底水能量不足条件下转注水驱注水方式优选及后续注气驱提高采收率技术实验.结果表明：3种注水补充能量方法中，周期注水和脉冲注水提高采收率幅度相近，分别为16.39%和16.48%，均高于恒速注水的14.05%，而周期注水的总注水量小于脉冲注水的总注水量，优选周期注水为更有效的注水补充能量方法；转注水驱后的注氮气驱中，气水交替驱可提高采收率25.92%，优于连续注气驱的23.47%.这为碳酸盐岩油藏高效开发提供技术依据.

缝洞型碳酸盐岩油藏； 剩余油； 波及体积； 氮气驱； 提高采收率； 塔河油田

0 引言

碳酸盐岩油藏蕴含全球约60%以上的油气资源，具有广阔的开发前景[1].塔河油田奥陶系油藏是中国已经发现的储量最大的碳酸盐岩缝洞型油藏.不同于常规碳酸盐岩裂缝型油藏，该类油藏主要表现为溶洞和裂缝非常发育，流体主要储集于大型溶洞和裂缝；同时,裂缝也是主要的流体流通通道，碳酸盐岩基质基本不具备储渗能力[2-5]，缝洞分布不均，裂缝倾角较大，溶洞大小不一，储集空间结构复杂，储集层具有极强的非均质性[6-8].由于该类油藏储层天然能量不足，在开发中稳产期短、油井见水快并伴有暴性水淹、产量自然递减迅速及采出程度较低，给开发带来技术难题[9-13].塔河油田开发采用滚动勘探开发模式，优先动用储量丰度高的区域,再动用储量丰度中等区域,对储量丰度低的区域进行评价或目前不动用；补充能量的二次采油很难分析注入剂的驱油方向和波及体积大小；稳油控水难度大,一旦见水迅速水淹；油井见水后化学堵水效果很差,机械堵水后油井无产液量；二次酸压效果欠佳,缺乏进一步增产的有效手段[14-15].

人们对常规砂岩油藏提高采收率方法已进行研究，但对碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率方法研究较少.李小波等发现塔河油田缝洞型油藏单井缝洞单元采取注水替油的生产方式，主要是利用油水密度差、重力分异原理，实施油水置换，提高单井采收率[16].王敬等基于相似理论，建立满足几何相似、运动相似、动力相似和缝洞型油藏特征参数相似的缝洞组合体可视化物理模型和数学模型，并开展缝洞组合体水驱模拟实验[17].物理模型大致分为按比例缩小和概念化2种.概念化模型是指在通过一定的数值模拟计算，可以应用到实际的对一种过程的机理和规律研究.按比例缩小模型是指对实际物理过程中的动力学和静力学参数进行适当比例的缩小，以在有限时间和空间内获得特定观察尺度的实验数据.许多学者采用的模型多为规则、确定性的空间分布，或者为填砂模型近似处理，但这些简化的物理模型无法正确反映裂缝、溶洞空间分布特征，给开发方案制定和调整带来困难[8,15,18].

为了减小平板模型边际效应影响，笔者考虑流体在空间中真实流动规律，在二维可视化剖面模型实验研究[2]的基础上，根据塔河油田四区S48井区地质和生产动态特征，设计并制作碳酸盐岩缝洞型油藏三维立体储层仿真模型，开展底水能量不足条件下注水方式优选及注气提高采收率实验，分析提高采收率的主要机理，为缝洞型碳酸盐岩油藏高效开发提供技术依据.

1 模型制作

1.1 相似性设计

为了更加准确模拟油藏实际条件，在实验模型设计制作中考虑物理模拟相似准则，将实际油藏模型缩小为实验室尺寸，以揭示该类油藏注水和注气驱油机理.实验模型主要满足条件包括几何、运动、动力和特征参数相似.对于几何相似，由于缝洞型油藏的溶洞为主要的储集空间，故围绕溶洞与模型大小进行设计，将“溶洞大小”与“油藏控制直径”之比作为几何相似的准则.对于运动相似，实验模型需要模拟底水衰竭开采阶段，其开井顺序、生产时间及采液量应与现实生产具有一定相似性.对于动力相似，由于溶洞、裂缝非常发育，流体流动速度较大，类似于压管流，故着重考虑雷诺数；同时，压力与重力之比在一定程度上影响驱替过程中的油水分布，也需要加以考虑；多裂缝下的立方定律主要描述缝洞系统中流体在裂缝中的流动特征，但完全满足相似准则的要求也是不切实际的，缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝、洞、孔呈多重介质特征，油水关系复杂，只能侧重局部进行模拟.因此，以满足雷诺相似准则为前提，使物理模拟接近满足压力与重力之比及多条裂缝下的立方定律.此外，其他特征参数如拟配位数、充填程度应满足相似定理.相似性设计论述见文献[19].

1.2 物理模型

图1 井组地质模型

以塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏S48井组中S48、T401、TK411、TK426、TK467等井为依据，选取的井组地质模型见图1，油藏地层纵向切片见图2(红色圆圈区域为选取的模型位置).

按照地质模型设计(见图3)，简化其中部分孤立裂缝/溶洞，以洞径为基准，将溶洞等比例缩放到6块圆饼状人工压制碳酸盐岩岩心上，岩心直径为45 cm,厚度为5 cm(见图4).洞径为3～8 cm，人造裂缝开度(2～3 mm)在油藏原型范围(0.5～5.0 mm)内，以确保流体在模型中流动规律不发生改变.将岩心封装到耐压不锈钢模型中(不锈钢模型内径为45 cm，外径为46 cm，高度为5 cm)，把6块圆饼状岩心与底水槽、顶盖堆叠成一体，形成具有立体缝洞结构的模型主体，并用螺丝进行加压固定；在堆叠过程中，在底部三层岩心缝洞中填充石英砂，以模拟真实地层的填充效果.模型缝洞体积为1 804 mL，其中裂缝体积为145 mL，溶洞体积为1 659 mL.最后设计井位，在岩心模型上部相应位置嵌入管座，通过管座将直径为3 mm的铁管插入模型，另一端留在模型外并装有二通阀，以模拟油井井筒(见图5).根据油井钻遇储集体类型不同，分为溶洞井与裂缝井2种类型.模型油井参数见表1.

图2 油藏地层纵向切片

图3 岩心刻画设计

2 实验

2.1 材料

实验用油为油田脱水、脱气原油与航空煤油配制的模拟油，黏度为23.9 mPa·s；实验用水为模拟地层水，密度为1.032 g/mL，矿化度为200 g/L；实验温度为60 ℃，在室内常压下进行.

2.2 装置

实验装置主要由三维物理模型、恒速恒压驱替泵、活塞式中间容器、压差传感器、气体流量计、高压氮气瓶和恒温箱等构成.

图4 圆饼状岩心刻画

图5 模型封装

2.3 步骤

(1)注水补充能量方式优选.将各仪器设置好，对模型进行饱和油至100%(1 804 mL)；然后进行底水驱替.根据现场各井的生产历史，确定各井开井时间顺序为S48、T401、TK411、TK426、TK467，模拟衰竭式底水驱阶段，记录各井采出油量及采出水量.当模型中任意一口井含水率达98%以上时，将该井转为注水井，同时，保持底水处于开启状态，以模拟注水补充能量开采阶段.实验注水方式包括恒速注水、周期注水及脉冲注水，从中优选较好的注水补充能量方式.注水补充能量优化方案见表2.

(2)注氮气提高采收率效果评价.将各仪器设置好，对模型进行饱和油至100%(1 804 mL)；然后在底水驱替和优选出的注水补充能量方法的基础上，进行转注氮气驱提高采收率实验.注气提高采收率效果评价实验方案见表3.

表1 模型油井参数Table 1 Parameters of wells in the model

表2 注水补充能量方案优化Table 2 Experimental scheme of water injection optimization for energy supplement

注：1)fw为含水率；2)先转注25 min，后停注25 min；3)每个流速段为15 min

表3 注气提高采收率效果评价实验方案Table 3 Experimental scheme of gas injection for EOR

注：1)fw为含水率；2)注气10 min；3)注水10 min

3 转注水驱优选评价

分析底水衰竭式开采后，实施3种不同方式转注水驱的开采效果，从中优选最优注水补充地层.

3.1 底水与恒速注水

底水衰竭开采阶段，受底水能量衰竭的影响，初期采液速度高，但衰减快；采油速度随油井见水迅速降低.单井与井组总采收率变化规律见图6(以单元总储量为基数).由图6可知，整个过程中随着底水驱替进行，压力不断上升，达20 kPa左右时稳定；油井一旦见水，产油量迅速下降，含水率急剧上升，压力也随之快速降低至10 kPa.当底水注入量达0.36 PV(PV为注入孔隙体积倍数)时，TK467井含水率达98%，底水驱结束时，总采收率达19.19%.

底水驱结束后，TK467井转为注水井，以恒定速度4 mL/min注水，当底水加转注水累积注入量达0.7 PV时，各井均达经济极限含水率.S48井、T401井、TK426井出现不同程度无水采油期，采油期压力维持在20 kPa左右，油井见水后压力回落至10 kPa.其中T401井提高采收率达7.12%；其次为S48井的3.16%和TK426井的2.88%；TK411井提高采收率幅度最小，仅为0.89%.井组总提高采收率幅度为14.05%，总采收率为33.24%.

3.2 底水与周期注水

实验方案b中，当底水注入量达0.37 PV，底水驱结束(TK467井含水率高于98%,达到经济极限含水率)，采收率为19.93%，与实验方案a的最终结果(19.19%)相近，验证实验模型结果的可重复性.

底水驱结束后，从见水井TK467以周期注水方式进行转注水，注水单周期为50 min,其中前25 min以8 mL/min恒流速注水，后25 min停注，如此实施若干周期.当底水加转注水累积注入量达0.93 PV，各井含水率达到98%时，实验结束.实验方案b的单井与井组总采收率变化结果见图7，底水驱替阶段各单井与井组总采收率变化规律与实验方案a的类似.在周期注水阶段，T401井出现最长的无水采油期，提高采收率达6.04%；S48井和TK426井的次之，提高采收率幅度分别为4.80%和3.33%；与实验方案a不同的是，周期注水使得TK411井采收率得到明显提高，达2.22%.恒流速注水时压力维持在20 kPa左右，停注时，随着采油量增加压力降低.实验方案b的总提高采收率幅度为16.39%，总采收率为36.32%，比实验方案a的提高2.34%.因此，周期注水的开采效果优于恒速注水的.

图6 实验方案a的单井与井组总采收率变化

图7 实验方案b的单井与井组总采收率变化

3.3 底水与脉冲注水

图8 实验方案c下的单井与井组总采收率变化

实验方案c的单井与井组总采收率变化结果见图8.由图8可知，当底水注入量达0.34 PV时，底水驱结束(TK467井含水率高于98%,达到经济极限含水率)，总采收率为20.92%，与实验方案a、b的结果基本一致.

底水驱结束后，从见水井TK467以脉冲注水方式进行转注，以每个流速段时间为15 min，流速为2、4、6、4、2 mL/min进行注水.当底水加转注水累积注入量达1.26 PV，各井含水率达到98%时，实验结束.底水驱替阶段采收率变化规律和实验方案a、b的类似.在脉冲注水阶段，S48井的无水采油期较长，提高采收率程度最高，达7.89%；其他井较周期注水时降低，但降低幅度不大.井组总提高采收率幅度为16.48%，最终采收率为37.40%.在脉冲注水阶段压力波动不明显，维持在20 kPa左右.对比实验方案a、b、c的单井、井组总采收率结果(见表4)，实验方案c的转注水开发效果与实验方案b的基本一致，均优于恒速注水开采的，故周期注水和脉冲注水可作为底水驱后补充能量的注水方法.

表4 实验方案a、b、c的单井与井组总采收率结果Table 4 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment a, b and c %

底水驱阶段,由于TK467井埋藏最深且所在储集空间通过单一裂缝与底水连通，属于底水直进型，与底水的连通关系要远好于其他井的；而模型中、下部储集体充填特征以充填、半充填为主，充填物的存在降低缝洞单元储集体的渗透能力，也大幅限制重力作用下的油水置换效应，为水锥的形成创造有利条件；再加之高底水侵入速度影响，进一步促进底水锥进效应，因此底水更倾向于向TK467井发生锥进，表现为TK467井在底水驱阶段迅速见水.转注水补充能量阶段，在低部位水淹井注水，对侵入的底水沿反方向起压制作用，可抑制底水的进一步侵入，为其他4口井采油补充能量.

由表4可知，注水补充能量阶段，钻遇溶洞型油井采收率明显高于钻遇裂缝型油井的(以单元储量为基数).这是因为钻遇溶洞型油井(S48、T401)时，溶洞中油、水重力分异作用较为明显，溶洞中水驱油的过程类似于活塞式的平面推进，油井产油效率与所在溶洞配位数有关，即与溶洞连接的裂缝条数有关.当油井所在溶洞配位数为1时，流体仅能单向地从单一裂缝流向生产井，随着溶洞油水界面抬升至井底，油井见水，且一般伴随暴性水淹；当油井所在溶洞配位数较高时，通过裂缝沟通的溶洞数也增多，随油井所在溶洞内油水界面的抬升，将不断有新的溶洞被启动，原油通过不同的流动通道被驱向油井.配位数越高，含水率上升速度越慢，油水产期越长.对钻遇裂缝型油井，由于裂缝储集体自身控制储量相对较低，驱替过程中裂缝一旦见水，流动通道将很快被水占据，油井见水迅速，采收率较低[17].

脉冲注水和周期注水的提高采收率机理被认为是不稳定注水能够周期性地改变注水流场，使水驱流线发生改变，从而扩大注水波及体积，进而相比恒速注水更大幅度地提高采收率.周期注水的总注水量0.93 PV小于脉冲注水的总注水量1.26 PV，因此优选周期注水为更有效的注水补充能量方法.

4 注气提高采收率效果

在优选周期注水为最佳注水补充能量方式后，开展注气提高采收率实验，其中分别选用连续注气和气水交替2种注气方式，分析驱油效果与提高采收率机理.

4.1 连续注气

在底水驱替和周期注水补充能量基础上，进行注氮气提高采收率实验，结果见图9.由图9可知，该阶段提高采收率达23.47%.注水开发之后，剩余油主要以“阁楼油”和“自锁油”形式存在.由于重力分异作用，注氮气可以有效启动高部位“阁楼油”和“自锁油”，使它在重力作用下运移到低部位溶洞和裂缝中，重新形成富集油带；同时，油水界面随着底水注入而不断抬升，使油不断推向井底而被采出，提高采收率效果明显.

4.2 气水交替驱

在底水驱替和周期注水补充能量基础上，进行氮气、水交替注入提高采收率实验，实验方案e的单井与井组总采收率变化结果见图10.由图10可知，该阶段提高采收率达25.92%.相比于连续注气开发，氮气、水交替注入使油藏压力波动变化，注入的氮气在重力作用下占据溶洞顶部空间，驱替顶部的“阁楼油”和部分“自锁油”，使它进入油井而被采出；注入的水有抑制水锥的效果，同时抬升油气界面，延缓气窜.实验方案d和e的单井与井组总采收率结果见表5.

图9 实验方案d的单井与井组总采收率变化

图10 实验方案e的单井与井组总采收率变化Fig.10 Experiment e: Performance of single well recovery and total oil recovery

表5 实验方案d和e单井采收率与总采收率结果Table 5 Comparison of single well recovery and total oil recovery for experiment d and e %

由表5可知：实验方案d的连续注气驱与实验方案e的气、水交替驱的水气总注入量为1.57 PV，连续注气可以在底水驱替和转注水驱后提高采收率24.19%，使总采收率达到59.38%；气、水交替注入可以提高采收率25.92%，使得总采收率达到61.83%，提高幅度更大.这说明注气可以启动注水无法动用的剩余油.气、水交替注入既可以抑制水锥的作用，还可以抬升油气界面，延缓气窜发生，从而提高气体的有效利用率.由于在气驱阶段仍然保持底水的持续供给，因此气、水交替注入优于连续注气驱的效果不够显著.

5 结论

(1) 注水开采阶段，钻遇溶洞型油井采收率明显高于钻遇裂缝型油井的.

(2)根据三维立体储层仿真模型实验，底水驱替结束后，3种转注水补充能量方式可提高采收率14%～16%，其中恒速注水的为14.05%，周期注水的为16.39%，脉冲注水的为16.48%，而周期注水的总注水量小于脉冲注水的总注水量，故优选周期注水为更有效的注水能量补充方法.

(3)转注水驱结束后，开展连续注气驱和气、水交替驱可提高采收率25.92%，效果优于连续注气驱的24.19%.

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2015-10-29；编辑：关开澄

国家科技重大专项(2011ZX05014-003)；国家重点基础研究发展计划973(计划)项目(2011CB201006)；国家自然科学基金项目(51504268)；中国石油大学(北京)科研基金项目(2462014YJRC053)

苑登御(1987-),男，博士研究生，主要从事提高采收率与采油化学方面的研究.

TE344

A

2095-4107(2015)06-0102-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.012