塔河油田缝洞型油藏氮气驱见效特征及其影响因素*

张 慧 鞠斌山 苏英杰

(1. 中国地质大学(北京)能源学院 北京 100083； 2. 中国石化石油勘探开发研究院 北京 100083；3. 非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室 北京 100083； 4. 上海振华重工(集团)股份有限公司 上海 200125)

塔河油田经过天然能量、单井注水替油、水驱、单井注气替油几个阶段的开发，仍存在大量剩余油。2013年4月开始氮气驱矿场试验，并取得了成功。截止到2019年1月，共实施氮气驱井组数45个，注气覆盖地质储量31 545万t，累计氮气注入量 67 165万m3(地面体积)，累计伴水量131万m3，累计方气换油率0.34 t/m3，累增油68万t。然而，气驱井组见效差异大，增油量从几十吨到几万吨不等，影响因素不明，气驱井组选择缺乏依据，影响了氮气驱技术在塔河油田的大规模应用。因此，开展了气驱井组见效特征及影响因素研究。将气驱井组进行地质分类，并研究了不同地质类型气驱井组的见效特征，进而研究了气驱井组效果的影响因素，提出了气驱井组的选择原则及实施建议。

1 井组分类

塔河油田缝洞型油藏有暗河、风化壳、断溶体三大岩溶成因[1-5]。暗河储集体平面呈长条河道状分布，有多层分布特征；储集体类型主要为垮塌洞和砂泥质充填洞。风化壳储集体平面展布，具有一定的连通性，纵向发育高角度裂缝；储集体以地表河砂泥沉积、落水洞机械充填为主，总充填率70%～95%。断溶体储集体平面上沿断裂分布，纵向上沿高角度断裂发育，呈“高窄型”；储集体类型主要为未充填洞、垮塌充填洞、砂泥充填洞。

以塔河油田主体区稳定受效的34个气驱井组为研究对象(图1)，综合利用地震、钻录测井与生产动态等资料，根据不同岩溶条件下储集体类型[6-11]，将气驱井组系统划分为暗河-溶洞发育区、暗河-充填洞发育区、暗河-高角度裂缝发育区、风化壳-溶洞型、风化壳-裂缝孔洞型、断溶体-溶洞型、断溶体-裂缝孔洞型、断溶体-裂缝型等8类。

图1 塔河油田主体示范区45个氮气驱井组

2 见效特征对比

根据地质分类结果，从增油特征、控水效果、能量、见效响应特征、注采井对应特征等，归纳总结在不同岩溶储集体中缝洞型油藏气驱的见效特征，并列举典型井组实例进行验证。

2.1 不同地质类型气驱井组见效特征

由于缝洞型油藏的复杂性，不同地质类型气驱井组的开采动态特征具有很大差异，但结合前期研究成果，预计同一种地质类型气驱井组能够表现出相似的变化趋势。因此，通过对单井注气后投产时间进行归一化拉齐[12]，将同一类型气驱井组放在一组，成为一口“虚拟井”，分别对不同类型井组的见效特征进行分析。

1) 增油特征。

采用“归一化”方法，假设了8种类型气驱井组的虚拟井，分别作产量递减曲线(图2)。从图2可以看出，不同类型气驱见效井注气后效果差异大。暗河-溶洞发育区油井有一定的稳定增油期，产量递减后，递减率最小；风化壳背景下，日产油先上升，然后递减，见效期也较长；断溶体背景下的气驱见效井产量增幅虽然大，但见效后没有稳产期，产量直接递减，递减率偏大；高角度缝发育为主的井组初期增油效果最小，递减也最大。

图2 不同类型氮气驱井组产量递减曲线

统计8种类型气驱井组见效后的增油情况(图3)，可以看出，断溶体背景下的气驱井组见效初期日产油平均增幅整体较大；其次为暗河发育区溶洞型为主的井组；风化壳背景下的气驱井组见效初期日产油平均增幅一般；高角度裂缝发育区的井组见效初期日产油增幅最小。

图3 不同类型氮气驱井组见效初期增油效果

2) 含水变化。

采用归一化方法，假设了8种类型气驱井组的虚拟井，分别作含水率变化曲线(图4)。从图4可以看出，不同类型气驱见效井控水效果差异大。暗河-溶洞发育区含水逐渐下降，仍在见效过程中；暗河-充填溶洞发育区注气后含水先下降，而后又快速上升；暗河-高角度裂缝发育区通源大断裂沟通底水，注气难以抑制底水；风化壳-裂缝孔洞型注气后含水先下降，而后波动变化；断溶体注气后含水迅速得到控制，但是含水上升速度较快。

图4 不同类型氮气驱井组含水变化曲线

统计8种类型气驱井组见效后的含水率变化情况(图5)，可以看出，断溶体背景下裂缝发育区油井含水控制最好，含水快速降低，见效期基本以低含水生产为主；其次为暗河溶洞及充填洞发育区；对于临近高角度裂缝的井含水较难控制。

图5 不同类型氮气驱井组见效后控水效果

3) 能量。

采用归一化方法，假设了8种类型气驱井组的虚拟井，分别作压力变化曲线(图6)。从图6可以看出，不同类型气驱见效井压力变化差异大。暗河型的油压上升不明显，只有高角度裂缝发育区响应比较明显；风化壳-溶洞型油压响应非常明显，波动较大；注气前能量足，注气后压力响应比较慢，较长时间才有响应；断溶体型总体油压有明显上升，但是下降也较快，说明注气后补充能量快，但是注气量不足。

图6 不同类型氮气驱井组压力变化曲线

4) 见效时间。

见效时间表现在2个方面：见效速度和见效时长。见效速度反映了不同类型氮气驱井组在注气后见效的快慢，见效时长则反映的是不同类型氮气驱井组在注气后的有效期。分别统计了8种类型气驱井组的见效速度和见效时长(图7、8)。

图7 不同类型氮气驱井组注气后见效速度

图8 不同类型氮气驱井组注气后见效时长

从图7、8可以看出，不同类型气驱见效井见效速度和见效时长差异大。断溶体背景下的井在注气后见效最快，见效时长最短；说明注入气沿断裂或裂缝窜进明显，可快速作用到采油井，但由于储集体规模较小，见效时长较短。风化壳背景下的井在注气后见效较慢，但是一旦见效，见效时间较长；与井间储集体连通规模较大、注气量不足、驱替速度慢有一定关系。

5) 注采井对应特征。

统计了不同类型氮气驱井组的注采对应关系，发现暗河和风化壳背景下的气驱井组以多向见效为主，而断控岩溶区以单向受效为主(表1)。

表1 不同类型氮气驱井组注采对应关系

结合之前对产量、含水、能量、见效时间等方面的分析可以看出：注采对应关系越单一，注气后见效越明显，主要表现为见效快、累产高、控水好、能量补充快。

2.2 典型气驱井组见效特征

1) TK666—TK625井组。

风化壳-溶洞型井组，自2015年2月11日开始注气，注气后压力响应明显。160 d后见效，见效慢(图9a)；平均单井日增油16 t，累计增油5 760 t，见效期360 d，稳产期长；见效后含水下降75%，失效后含水缓慢上升(图9b)。

图9 TK625井生产曲线

2) TK7-454—T7-444CH井组。

暗河-溶洞型井组，自2014年6月18日开始注气，注气后压力响应不明显。42 d后见效，见效较快(图10a)；平均单井日增油12 t，累计增油2 160 t，见效期180 d，稳产期一般；见效后含水下降10%，失效后含水快速上升(图10b)。

图10 T7-444CH井生产曲线

3 气驱效果影响因素分析

考虑了岩溶背景、控制构造高点、储集体发育位置、注采位置、注气速度等5个因素，运用矿场统计方法开展了氮气驱效果分析与对比研究，初步明确了氮气驱有利条件。

1) 岩溶背景。

不同岩溶地质背景的氮气驱井组平均增油量和方气换油率对比结果见图11，可以看出断溶体、暗河岩溶发育区方气换油率平均水平高于风化壳岩溶发育区，风化壳岩溶发育区整体增油量优势较为明显；由于风化壳岩溶发育区规模较大，导致注气量大，方气换油率较低。

图11 不同岩溶背景氮气驱效果对比

2) 控制构造高点。

对比是否控制构造高点的氮气驱井组平均增油量和方气换油率(图12)，可以看出：控制构造高点的氮气驱井组效果明显好于未控制构造高点的井组。

图12 是否控制构造高点氮气驱效果对比

3) 储集体发育位置。

储集体发育位置描述的是井的生产层段距T74界面的距离。对不同储集体发育位置的氮气驱井组平均增油量和方气换油率进行了对比，结果见图13。可以看出：目前的氮气驱挖潜高部位储集体(风化壳、残丘部位)的顶部剩余油效果较好；对低部位储集体的挖潜效果较差。

图13 不同储集体发育位置氮气驱效果对比

4) 注采位置。

对比了不同注采位置的氮气驱井组平均增油量和方气换油率，以及注气后的见效速度(图14、15)，可以看出：上注下采模式波及体积大，受效缓慢，但整体效果较好；下注上采模式受效快，易气窜，整体效果较差。在有足够的地下氮气埋存体积的前提下，高部位注气时，更容易形成自上而下的人工气顶驱替。

图14 不同注采位置对氮气驱效果的影响

图15 不同注采位置气驱井组见效速度对比

5) 注气速度。

将矿场实际注气速度分为高速注气(>2 000 m3/h)和低速注气(<2 000 m3/h)，对比了不同注气速度的氮气驱井组平均增油量和方气换油率(图16)，可以看出：高速注气情况下，井组方气换油率比低速注气高，但是累计增油量比低速注气少；这说明高速注气见效快，但容易气窜。因此，要合理控制注气速度，防止气窜。

图16 不同储集体发育位置氮气驱效果对比

4 选井原则及建议

综合见效特征及影响因素研究，提出如下选井原则和实施建议。

1) 在低油价现状下，优选水驱失效的断溶体背景的井组实施氮气驱；在油价逐步升高过程中，逐步扩大到风化壳、暗河背景的井组实施氮气驱。

2) 基于目前氮气驱技术，优选控制储集体发育高部位的井组实施氮气驱。

3) 优选上注下采模式，波及体积大；选择下注上采模式时，需防气窜风险。

4) 需要根据实际井组优化注入速度，防止气窜，获的最佳注气效果。

基于上述选井原则，对现有的部分井网提出了调整措施和实施建议。例如，建议断溶体裂缝孔洞型的TK722CH2-S86井组注气，S86井位于局部构造高点，顶部剩余油富集；低注高采，控制注入量及注入速度，注气36 d后S86井受效，日增油15.9 t，含水率下降35.1个百分点，方气换油率0.36 t/m3，取得了较好的效果。

5 结论

1) 将塔河油田气驱井组系统划分为暗河-溶洞发育区、暗河充填洞发育区、暗河-高角度裂缝发育区、风化壳-溶洞型、风化壳-裂缝孔洞型、断溶体-溶洞型、断溶体-裂缝孔洞型、断溶体-裂缝型等8类；不同类型气驱井组的开采动态特征具有很大差异，但同一种类型气驱井组表现出相似的变化趋势。

2) 初步明确了塔河油田氮气驱有利条件，风化壳岩溶发育区整体增油量优势较为明显，但所需注气量大，断溶体发育区见效快，方气换油率高；目前氮气驱技术，挖潜高部位储集体顶部剩余油效果较好；在有足够的地下氮气埋存体积的前提下，选择高部位注气更容易形成自上而下的人工气顶驱替。