红河油田长8油藏减氧空气驱注气参数综合优化

梁承春，聂法健，张 戈

（1.中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006；2.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；3.中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东东营 257000）

Amoco公司于 1963年在美国内布拉斯加州的Sloss油田实施的第一个高压注空气矿场试验，开始了空气驱提高采收率的探索。相比天然气驱、CO2驱和N2驱，空气驱具有成本低、气源丰富的优势。在美国BUFFALO油田WBRRU油藏、国内胡状集油田胡12块油藏均取得了较好的提高采收率效果，但受制于安全风险，推广应用范围受到了较大制约[1]。2010年以来，随着低成本减氧技术的不断进步，空气驱应用范围逐步扩大，国内大部分油田均开展了减氧空气驱先导试验，取得了良好的效果。辽河油田9个区块试验减氧空气驱，包括变质岩古潜山油藏、碳酸盐岩潜山油藏、低渗透砂岩油藏、块状砂砾岩油藏和高含水后期油藏，阶段增油达11.0×104t。

裂缝–致密油藏具有基质渗透率低、裂缝发育、非均质性强的特点，天然能量及水驱开发效果均不理想。如红河油田长8油藏，储层致密，裂缝发育，天然能量低，弹性开发递减快，天然能量开发采收率仅为2%，水驱开发采收率仅为5%左右，经济效益差。减氧空气驱作为空气驱和 N2驱的升级技术，气源稳定，注气成本低，可有效地驱替微裂缝和基质中的原油。其主要驱油机理是将不同氧含量的空气注入油层后发生低温氧化反应，形成由N2和CO2组成的烟道气来提高驱替效率[2–5]。本文依据红河油田长8油藏优选的先导试验井组（H井组），所建立的双重介质多组分数值模型为基础，以增油量、换油率、吨油成本作为评价指标，采用数值模拟，综合室内实验、油藏工程等研究方法，多方法、多角度地开展减氧空气驱注气参数综合优化研究。

1 试验井组概况

H井组位于红河油田长8油藏中西部，井组贯穿性裂缝不发育，钻遇裂隙点11个，人工压裂裂缝37条，井间未压窜；基质孔隙度7%～15%，渗透率0.1×10–3～0.7×10–3μm2，平均有效厚度 12 m，物性较好。初期含油饱和度40%～60%，现有水平井4口，井网规则，平均井距500 m。依靠水平井天然能量开发，投产初期（前6个月）井组日产能力最高25.0 t，24个月后日产能力稳定在1.0 t，递减非常快。由于地层能量不足，油井低能生产或关井，目前采出程度仅为0.49%，急需探索新的方式提升开发效果。

2 双重介质多组分数值模型建立

在对研究区天然贯穿缝、微裂缝及人工压裂缝分布特征及含油性分析的基础上，采用确定–随机相结合的建模方法，建立人工压裂缝、实钻天然裂缝及随机天然裂缝模型，三组裂缝模型嵌套形成多尺度裂缝网络模型（DFN）。根据裂缝开度、延展长度等参数建立裂缝属性模型，结合储层基质属性模型，建立研究区双重介质地质模型及多组分减氧空气驱数值模型[5–6]。试验区模型网格步长为10 m×10 m×1 m，纵向上由上而下划分为8个主力油层，模拟基质、裂缝双重介质中的流体流动。

3 注气参数优化研究

减氧空气驱中的氧含量是确保现场安全的决定性参数[7]。通过室内实验及数值模拟，结合安全腐蚀机理、成本因素，探索不同浓度的减氧空气驱对低温氧化及驱油效率的影响，为先导试验的矿场应用提供重要参考。在此基础上，开展日注气量、压力、段塞比及总注入量等注气参数的优化研究。

控制注入井最大注入压力为20.0 MPa，当生产井日产油量低于0.1 t或井底最小压力低于18.0 MPa时关井，预测时间为15 a。

H井组目前地层压力18.9 MPa，地层温度71 ℃，地面1.0×104Nm3减氧空气折算到地下相当于11.74 m3地下水。井组按注采比1.0计算日注气量约0.9×104Nm3。考虑目前井组未注水情况下地层亏空量和减氧空气设备注入能力，试验井组日注气量建议为1.0×104～2.0×104Nm3。

3.1 氧含量优化研究

考虑减氧工艺特点，数值模拟设计注入气氧含量分别为3.00%、5.00%、8.00%、10.00%、21.00%（空气）五种，日注气量选取1.0×104Nm3，持续注入15 a。

3.1.1 对增油量的影响

随着注入气氧含量增加，注入气地下体积下降（表1），低温氧化反应增强。由于油藏的温度较低，并且裂缝发育，氧化反应规模不大，对整体开发效果影响不明显。其中，注入气氧含量从21.00%（空气）下降到3.00%，15 a增油量仅从4.28×104t增至4.32×104t，提高1.00%，采出程度提高幅度也仅为0.04%。

3.1.2 对产出气氧含量的影响

油藏温度低，裂缝发育，低温氧化不剧烈，基本在井周围反应[6–7]。随注入气氧含量增加，21.00%的空气驱产出气氧含量最高可达 18.03%；3.00%的减氧空气驱产出气氧含量最高为2.45%（图1）。

表1 地面注入1.0×104 Nm3介质折算地下体积

图1 不同注入介质产出气氧含量对比

3.1.3 多组分氧气爆炸极限及临界氧含量

对H井组3口井进行取样，采用沉降法、高温高压配样仪等多种措施破乳脱水。PVT测试结果显示，产区为轻质原油（密度小于0.900 g/cm3）、低气液比（小于 90）、低黏度（小于 15 mPa·s）油藏；3口井井流物组成为C1+N2约占58%，CO2+C2–C7约占42%。通过油井井流物组分测定，为减氧空气驱爆炸极限和临界氧含量的测定提供基础数据。

通过理论计算值（理论值）与文献实验值对比（表2），优选化学浓度估算法与莱–夏特尔公式作为多组分可燃气体爆炸极限预测模型，爆炸极限作图逼近法作为临界氧含量预测模型。通过计算模型预测井组气体组分（25 ℃，大气压）可燃物浓度为4.76%～14.38%，爆炸临界氧含量为12.98%，取0.8的安全系数，设计防爆控制氧浓度不高于 10.40%，为减氧空气驱油安全控制方案制定提供依据。

表2 不同计算模型多组分氧气爆炸极限与临界氧含量理论值及实验值对比 %

3.1.4 氧含量腐蚀界限

氧腐蚀是限制空气泡沫驱技术应用推广的主要因素之一，其关系到注入井的安全[7–12]。通过对减氧空气驱油过程中注气工艺和集输系统原油环境分析，明确了不同氧含量对管材的影响，减氧空气驱过程中N80钢标准挂片的腐蚀速率随氧含量的降低呈非线性下降（表3），氧含量低于5.00%，可明显减缓N80油管的腐蚀[13]。

通过对减氧空气驱设备分析，随着注入气氧含量降低，运行成本将大大提高，折算后标准立方米减氧空气的注气成本增加。即在相同注气速度、注气周期的条件下，随着注入气氧含量降低效益变差。

通过上述多种方法相互结合、相互印证，考虑开发、安全、腐蚀、成本等因素，减氧空气驱开发过程中，在安全可控的基础上，优选最佳注入气氧含量为5.00%。

表3 不同氧含量空气介质下N80管材腐蚀速率

3.2 日注气量优化

在保持井组3口生产井定液生产的基础上，设计注入 5.00%减氧空气，对比分析不同日注气量条件下油藏压力、增油量、成本等的变化。数值模拟预测显示，日注气量对方案影响较为复杂[14–18]。

3.2.1 地层能量保持水平分析

从地层能量补充角度分析（图2），油藏压力保持水平随日注气量的增加而提高，日注气量大于 1.0×104Nm3时地层压力保持水平均在90%以上。从压力保持水平增加幅度来看，日注气量从0.3×104Nm3提高到1.0×104Nm3，油藏压力保持水平提高了7.80%；而日注气量从1.0×104Nm3提高到2.0×104Nm3，油藏压力保持水平只增加了0.84%。所以，从地层能量保持水平来看，日注气量应保持在1.0×104Nm3以上。

图2 日注气量与油藏压力保持水平关系

3.2.2 开发效果

随着日注气量增加，3口生产井日产油量均呈现“先上升后下降至平稳”的趋势。从增加幅度来看，随着日注气量的增加，日产油能力均有不同程度的提高，日注气量不低于1.5×104Nm3时，日产油能力较高。

从提高采出程度幅度来看（表4），随着日注气量地增加，注入时间15 a，提高采出程度幅度由2.33%增至5.67%，日注气量大于1.5×104Nm3时，提高采出程度幅度减缓。

从开发效果来看，日注气量 1.5×104Nm3为界限注气量。

表4 不同日注气量提高采出程度幅度

3.2.3 对开发效益的影响

减氧空气驱投入包括一次性固定成本投入及年滚动注气成本投入。其中一次性固定成本投入包括减氧空气驱地面注气设备、井口设备以及注采井筒、安全监测系统等配套设备投入；年滚动注气成本投入包括注入气成本投入、注气电费用及其他作业费用等投入。

从开发效益角度看，随日注气量增加，分摊一次性固定成本投入和年滚动投入（标准立方米注气成本）下降显著，初步估算由日注气量0.3×104Nm增至2.0×104Nm，标准立方米注气成本下降75%；综合不同日注气量条件下增油量变化，吨油成本呈现“先下降后小幅上升”的趋势，日注气量1.5×104Nm3是效益拐点，对应的吨油成本最低，为1 779元，投入产出比最高为3.44（图3）。

图3 日注气量与产出效益关系

3.2.4 注气压力测算

随着日注气量增加，对应的最大注入压力也增加，日注气量从0.3×104Nm3增至2.0×104Nm3，最大注气压力从16.0 MPa提高到25.0 MPa（图4），远低于破裂压力37.9 MPa。

综上所述，综合地层能量保持水平、开发效果及开发效益等整体评价，结合现场注气设备的平稳注气压力，优选日注气量为1.5×104Nm3。

图4 日注气量及对应的最大注气压力关系

3.3 注入段塞比优化

调研国内外注气实践，综合考虑储层特征，为延缓气窜，设计井组采取段塞注气方式，注气过程中，配合空气驱专用泡沫，增强流度调控效果。由图5可知，随着空气/泡沫段塞比下降，阻力系数及残余阻力系数均上升，当段塞比低于5︰1时，上升幅度逐步减缓。综合考虑成本，优化空气/泡沫设计段塞比为 4︰1～5︰1。

图5 不同段塞比条件下阻力系数及残余阻力系数对比

数值模拟设计注入气/泡沫防窜剂的段塞比分别为10︰1、5︰1、3︰1、1︰1，通过对不同段塞比条件下井组累计增油量分析发现，随段塞比降低，相同时间段注入气量减少，驱油效果逐渐变差，阶段累计增油量减少，优化合理段塞比为 5︰1～3︰1（表5）。

综合现场施工设计及成本，优化空气/泡沫设计段塞比为5︰1。

表5 不同注入段塞比与阶段累计增油量

3.4 总注气量优化

在注入5.00%的减氧空气、日注气量为1.5×104Nm3、空气/泡沫设计段塞比为5︰1的条件下，设计不同总注入气量对开发效果及效益的影响。随总注气量增加，井组增油量逐步增加，而换油率呈“先升后小幅下降”趋势（图6），结合成本因素，建议注入周期10 a，总注入量控制范围为3 500×104～4 500×104Nm3。

图6 注气时间与换油率及吨油成本关系

3.5 效果预测

应用数值模型对上述注采参数条件下的试验井组方案进行指标预测，累计增油3.04×104t，产出气氧含量最高为3.95%，采出程度提高3.10%，年均采油速度为 0.31%，井组含水由 76.68%逐年下降到61.74%。预测试验井组投入产出比为2.0，换油率可达0.8 t/103Nm3以上，经济效益较好。

4 结论

（1）减氧空气驱是裂缝–致密油藏现阶段效益开发的有效手段，采收率预计可提高5.0%以上。

（2）综合考虑开发效果、安全、管材腐蚀、成本等因素，优化裂缝–致密油藏减氧空气驱所注入气氧含量为5.00%。

（3）综合油藏地层能量、开发效果及效益、地面设备及工艺流程等各种因素，优化单日注气量为1.5×104Nm3；如注气周期为10 a，则累计注气量控制在4 000×104Nm3时经济效益最好。