缝洞型油藏潜力评价分析

摘要：某油田区块已经进入老区开发阶段，油水界面逐步抬升，水驱效果逐步变差，随着气驱轮次逐步增多，注气效果逐步变差，注气失效井逐步增多，通过对已实施注气井静、动态特征总结分析，刻画地质模型，总结剩余油的分布规律，并针对不同类型油藏总结出一套定量-半定量化选井标准。

关键词：注气三采;剩余油;气水比;采收率

1 注气三采潜力评价

1.1 注气三采机理

不同油藏类型注气适应性不同，强底水与弱能量油井注气三采存在明显差异，对于强底水油藏，为实现有效驱替顶部剩余油、抑制油水界面目的，所需注气量一般较大，多轮次注气达到同样效果所需注气量更多，在注气量设计方面需要综合考虑补充油藏能量产生的压差，压低油水界面作用高于临界水侵压差，然后根据实际气体状态方程计算标态下的注气量：V标=（Z标/Z1）*（P1/P标）*（T标/T地）*Vg1。

能量相对较低井，注气压低油水界面做功更小，且压缩因子小，注气更能发挥膨胀驱替作用，补充油体能量。强底水油井注气抑制油水界面下移有限，多轮次注气达到同样效果所需注气量更多;能量相对较弱井注气压低油水界面做功更小，且压缩因子小，注气更能发挥膨胀驱替作用，补充油体能量。

1.2 剩余油分布规律

通过对已实施注气单井静、动态特征总结分析，刻画地质模型，总结归纳出单井剩余油分布的六种模式，统计表明：注气挖潜对动用残丘剩余油、水平井上部剩余油、底水封挡剩余油效果显著。见图1：

2 注气三采选井标准

单井注氮气的影响因素有四大类，十四亚类，通过单因素对比，明确了单井注氮气影响因素，建立了单井注氮气选井标准。见图2：

2.1 注气时机

1、断溶体强底水油藏自喷期末期提前注气保压

针对主断裂水体能量强，自喷期后期水淹程度不断加剧，转抽高含水风险大的一类井，停喷后提前注气保压，一方面补充断裂油体能量;另一方面抑制区域底水抬升。

2、注水替油井注水失效前提前介入注气

注水替油失效井预判标准：①方水换油率明显下降;②单位压降产油量明显下降;③注水动用储量明显减少;④初期排水周期明显增长。

2.2 注气规模

针对强底水油藏，利用屏蔽压差量化注气设计：

（1）油水能量压差表征：引入补压系数K=△P2/△P1，对应单位压差产能△P1：水体屏蔽压差;△P2：注气补充地层能量;Q1：单轮注气周期产油。

（2）根据屏蔽压差计算需补充地层压力P=△P*K;△P：目前水体屏蔽压差;K：目标补压系数。

（3）P=P1-P0为注气后补充油藏能量产生的压差;地下气体体积Vg1=V0C0P

注气量V标=（Z标/Z1）*（P1/P标）*（T标/T地）*Vg1。

以S76井为例，量化计算见表1：

2.3 气水比

通过对已实施注气井深入研究发现，不同的气水比注气效果有明显差异，气水比的大小影响气水混合程度，进而影响气柱能量強弱，气柱的能量越强，其波及体积越大，气体越易进入阻力大的孔缝中。合理的气水比可大幅提升气携液能力，避免气液滑脱，形成均衡气驱。对于强底水油井来说，合理优化气水比，可提高气水混注置换率;对于弱能量油井来说，探索最佳气水比，可有效补充油体能量，提高注气效果。

数据统计得出：①弱能量注气：气水比400-600注气效果较好;②强能量注气：气水比200-400注气效果较好。

2.4 注气速度

氮气驱注气速度直接影响发生气窜的时间和氮气注入量，从而影响最终采收率。高注气速度虽在短时间内能达到高注气量和剩余油的高采出量，但油气流度差异使气体很快发生窜逸，使注气时间缩短，最终采收率较低，低注气速度虽然可以延长注气时间，但由于注气强度不够，注入气体不能进入阻力较大的缝洞内，而只能进入阻力小的大溶洞和裂缝中，驱油动力不足，最终采收率也较低。统计表明在一定范围内，注气速度越高，气体波及范围越广，注气越利于启动远井储集体。

3 结论与认识

（1）塔河油田断溶体强底水油藏自喷末期油井及注水替油时效井实施注气，增产效果优于转抽、堵水等措施;

（2）屏蔽压差量化注气量设计在塔河油田强底水油藏适应性较强;

（3）相比强底水油藏，注气作业高气水比更适应于弱能量油藏;

（4）统计表明，溶洞型油藏和裂缝-孔洞型油藏注气速度越快越有利于提高采收率。

作者简介：

赖鹏：男 汉 四川三台 1983年03月 本科毕业于西南石油大学 工程师 研究方向：开发地质、地震  现从事滚动评价及开发井位部署