缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

吕心瑞，吕 铁，肖凤英，张 慧，张 允

中国石化石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083

引言

碳酸盐岩缝洞型油藏是中国重要油藏类型，中国西部碳酸盐岩缝洞型油藏储量约占探明储量的2/3，是石油天然气增储上产的主要领域之一[1-2]。塔河油田是目前已发现的储量规模最大的碳酸盐岩缝洞型油藏，探明石油储量超过13×108t，动用超过9×108t[3]。与碳酸盐岩孔隙型、裂缝孔隙型油藏不同，缝洞型油藏受古地貌、构造及岩溶作用共同控制，基质储渗条件差，为非有效储层，储集体类型多样，主要为不同类型、不同尺度的岩溶缝洞，分布规律复杂，高度离散，非均质性极强[4]。塔河老区经过长期天然能量和注水补充能量开发，油水界面逐渐上升至井底，水淹严重，物理实验、数值模拟和矿场实践均证实，缝洞储集体顶部仍然存在大量的剩余油[5-6]。

针对洞顶阁楼油，塔河油田矿场开展了注氮气提高采收率试验，通过注气恢复了注水失效井的产能，首口试验井（TK404 井）两轮次注氮约1 600 m3，伴随注水560 m3，增油近4 000 t，措施效果良好，由此矿场开始大规模单井注氮气吞吐提高采收率[7-9]。众多学者基于物理实验、概念模型模拟对注气提高采收率机理[9-11]、注气效果影响因素[12-13]和注气参数[14-15]等进行了研究，均取得一定进展。随着矿场注气井的增多，逐渐反映出单井注气效果差异大，基于物理实验或概念模型确定的注气方式、单一注采参数不适合所有注气井，需要针对单井油藏地质特征有针对性地制定合理注氮气提高采收率技术政策。

因此，针对此类油藏强非均质性及单井地质特征各不相同的特点，分析注气井见效特征及影响注气效果主要因素，提出按照“一井一策”的方式建立单井注氮气提高采收率技术政策，并以塔河TA1 井为例阐述构建方法和流程。通过缝洞体预测和描述，明确储集体发育模式和分布规律；采用“先分类、再融合”的方法构建单井精细地质模型，定量表征单井油藏强非均质性；基于数值模拟拟合生产历史，再现油藏开发历程，描述剩余油分布特征；采用组分模型模拟注气开发过程，优化注气时机、注气方式、周期注气量、注气轮次、焖井时间、注气速度、采液强度等参数，建立合理注气提高采收率技术政策。该技术政策为TA1 井注气方案编制和矿场实施提供了参考依据，方法推广到不同岩溶背景注气井均取得了较好的效果。

1 TA1 井油藏地质特征

TA1 井位于塔河油田西部，完钻层位为中下奥陶统鹰山组，地貌上处于构造缓坡形态，见图1a。井周断裂发育，属北东向大断裂西部的次级断裂区，断层平面延伸长度较短，一般2∼8 km，垂直断距小于10 m。

TA1 井一间房组岩芯表明（图1b），岩性为泥晶灰岩或砂屑泥晶灰岩，岩芯微裂缝及小溶孔发育、含油性较好。上部一间房组测井解释缝洞型储集体5 段，厚度13 m，平均孔隙度3.7%；裂缝型储集体6段，厚度31 m；下部鹰山组酸压井段测井解释缝洞型储集体3 段，厚度28 m，平均孔隙度2.1%；裂缝型储集体6 段，厚度52 m，裂缝较一间房组更发育。基于地质认识建立如图1c 所示的储集体发育地质模式，井周围发育有不同尺度的溶洞、裂缝及溶蚀裂缝--孔洞，储集体发育受控于次级断裂，发育方向与断裂走向一致，为典型的断控岩溶型储层。

TA1 井裸眼酸压完井，酸压井段6 682∼6 770 m，酸压曲线显示压后沟通较大缝洞储集体。该井注水替油效果差，注气前累产油4.43×104t，主产层为鹰山组，其次为一间房组。原油70°C时运动黏度367 mPa·s，属稠油；关井测静压获得中深静压73.75 MPa，压力梯度1.09 MPa/hm；静温141.27°C。温度梯度2.10°C/hm，属正常温压系统。

2 建模数模一体化剩余油分析

基于TA1 井的油藏地质特征及储集体发育模式，采用“分类建模、分类数模”的方法，再现油藏开发历程，定量分析剩余油类型及分布规律。

2.1 缝洞体分类精细建模

油藏的强非均质性导致单井的控制范围判断难度大，采用动静态分析相结合的方法进行边界判别，利用试井和生产动态分析判断压力波及范围，随着油井的生产，压力波不断往外传播，当压力波传播到某一条边界时，表现出相应的边界特征，根据该时间确定油井距相应边界的距离，依次确定4条边界距油井的距离，结合静态特征该井偏西南方约500 m 左右为大断层，北部方向约550 m 处为缝洞单元边界，与同一单元内TA3 井连通较好，取1/2 井距，以此确定如图2a 所示的井控范围，作为该井建模边界。

根据TA1 井钻遇储集体发育规律，分别以地震两个强反射界面T74 和T76 作为顶、底面，鹰山组和一间房组分界面将油藏分为两个储集体发育层（图2b）；在第1 层纵向采用约1.5 m 设计网格，在第2 层纵向采用约3.0 m 设计网格，平面网格大小均为15 m×15 m（图2c）。调整层位与断层关系，建立构造模型，并进行整体网格划分，网格总数量达50.5×104个。

图2 TA1 井控边界及构造网格划分Fig.2 Well control boundary and structure cell gridding

采用先分类、再融合的方法建立该井储集体模型[16]。井区发育大尺度断控溶洞，在地震剖面上呈“强串珠”反射特征，振幅异常值较大，采用能量属性预测大尺度断控溶洞分布，垂向上较发育，平面上主要沿断裂分布，利用井点识别结果标定地震预测属性，确定断控溶洞门槛值，结合岩溶发育模式进行修正，建立如图3a 所示的大尺度断控溶洞模型。井区发育的小尺度断控裂缝--孔洞型储集体，地震响应呈杂乱弱反射特征，利用地震梯度结构张量属性预测裂缝孔洞的分布，基于测井解释裂缝--孔洞型储层标定地震预测结果，刻画裂缝--孔洞储集体分布，建立如图3b 所示的小尺度断控裂缝孔洞储集体模型。根据该区断层解释分析，断裂主要走向为北西向，基于断层特征提取蚂蚁体属性，结合人工解释断层和蚂蚁追踪裂缝，确立15 条大、中尺度裂缝，利用确定性建模方法建立离散裂缝网络，并将其粗化到TA1 井，得到如图3c 所示的裂缝等效模型。将储集体之外部分作为如图3d 所示的基质。在分类储集体建模的基础上，按照岩溶成因顺序确定“大断裂→断控溶洞→断控裂缝→孔洞→基质”的融合原则，将分类模型融合为如图3e 所示的模型。根据储集体模型分别采用岩溶相控和等效的方法得到分类储集体孔隙度模型，最终进行融合得到如图3f 所示的三维孔隙度分布模型。

图3 TA1 井精细地质模型Fig.3 Refine geological model of Well TA1

2.2 油藏分类数值模拟

缝洞型油藏数值模拟具有特殊性，裂缝是主要的流动通道，流体在未充填的大尺度溶洞中的流动近似于油水界面均匀抬升[17]。利用Eclipse 通过设置相渗曲线模拟大尺度溶洞中的重力分异现象，采用局部网格加密的方法刻画大裂缝特殊导流能力，并将渗流与重力分异耦合进行油藏数值模拟。为了确定需要特殊模拟的未充填溶洞、裂缝尺度界限，结合TA1 井的油藏地质及开发动态特征，设计概念模型，分别将溶洞采用重力分异模拟、裂缝采用加密处理的结果与常规等效模拟的结果进行对比，模拟生产井指标差异大于10%时即认为需要对溶洞、裂缝进行特殊模拟。模拟结果显示当井钻遇尺寸1 m 以上的溶洞，井间尺寸20 m 以上的溶洞，井下方60 m 范围内的溶洞，井侧方50 m 范围内的溶洞才需要进行重力分异模拟。对于裂缝，当周围孔洞渗透率达10 mD 时，开度0.2 mm 以上的裂缝需要加密处理，当周围溶孔渗透率达100 mD 时，2 mm以上的裂缝需要加密处理[18-19]。

基于地质模型构建数值模型如图4a 所示。该模型包含了3 种储集体类型，根据确定的尺度界限，考虑地质模型中的溶洞、裂缝的位置和尺寸大小，对不同储集体进行流动分区，不同区分别赋予不同流动特征曲线，分别模拟洞内均匀抬升、等效裂缝--孔洞内渗流和裂缝特殊导流，并对不同流态特征进行耦合。

图4 TA1 井数值模型及历史拟合Fig.4 Numerical model and history match of Well TA1

考虑氮气对原油性质的影响，采用组分模型进行模拟，流体高压物性采用相态拟合的方式确定，即将氮气独立作为一种组分，按照各组分的摩尔分数相近，物理性质相似的原理，把分子量相近的组分进行重组，并通过室内的等组分膨胀实验、差异分析实验，拟合在油藏温度和压力下油、气的物理性质，来确定平衡方程的相关系数[10]。基于数值模型拟合TA1 井的生产历史，对缝洞结构、孔隙度、渗透率等油藏参数进行校正。图4b 为累计产油量的拟合曲线，除中间段拟合值略高于实际产量外，初始及最终累产油均与实际基本一致；图4c 为含水率的拟合曲线，该井实际含水率波动很大，拟合了曲线的大致形态，但局部含水率大小与实际有所偏差；总体上，再现了TA1 井的采油历史和含水变化规律，取得较好拟合效果。

2.3 剩余油分析

TA1 井数值模拟结果较好反映了油藏流体流动情况及开发历程，图5 所示的含油饱和度变化剖面再现了不同开发阶段油藏储量动用及剩余油分布情况。图5a 反映油藏早期天然能量生产阶段，主要靠底水能量将原油驱动到井底，此时主要动用的是底部溶洞的油，随着生产时间的推移，底水逐渐上升；图5b 反映底水突破下部溶洞，沿着连接上、下两个溶洞间的大裂缝，逐渐突破进入上部溶洞，此时由于高导流通道的存在，下部溶洞周围的裂缝--孔洞中仍存在被屏蔽的剩余油；图5c 反映在水进入上部溶洞的过程中，远端裂缝--孔洞中的油也逐渐向井底储集体中流动，右侧大裂缝及周围裂缝--孔洞储集体中的油也逐渐动用；图5d 为底水逐渐上升至人工井底，井中含水率快速上升，油井呈现暴性水淹状态，井底以下储量动用较好，右侧远端裂缝中底水也开始上升，除了高导流通道屏蔽的剩余油外，在溶洞上部也存在剩余油约5×104t，此时开始注入氮气；图5e 反映随着注气的开始，由于重力分异作用，氮气逐渐上升至洞顶形成次生气顶，驱替洞顶剩余油逐渐流向井底；图5f 反映当注气量达到设计值时，次生气顶越来越大，注入气体波及体积增加，经过一段时间焖井后再开井，气顶驱替更多洞顶剩余油流向井底被采出，此时远端被高导流通道屏蔽的剩余油仍未被动用。

3 注气提高采收率政策优化

缝洞型油藏单井注氮气吞吐提高采收率的机理主要表现在氮气重力分异，形成次生气顶，将洞顶阁楼油驱替到井底，此外在非混相驱替过程中，由于注气使得原油黏度下降，原油体积膨胀，流动性增加，也起到提高采收率的作用。基于拟合好的TA1 井数值模型，采用单因素分析法，根据增油量最大化原则，建立该井注气提高采收率技术政策。

3.1 转注时机

利用含水率表征不同的转注时机，采用单纯注气方式、6 个注气周期和相同的注气参数，对比不同转注时机的增油量和净利润。结果表明，转注时间越早，注气累计增油量越高；转注时机对含水率变化影响较大，转注时机越早，含水上升越慢，但不同时机的转注，最终含水率趋于一致；不同转注时机的周期气油比在前3 个轮次变化不大，从第4 个轮次开始气油比逐渐增大；基于模型确定TA1 井最优转注时机的含水率为93%，实际可结合矿场实施条件，综合考虑最优转注时机。

3.2 注气方式

考虑矿场实际条件，调研目前可采用的注气方式主要有单纯注气、气水混注和气水交替注入3 种，基于TA1 地质模型，采用矿场实际注气参数，考虑不同水气比，对比不同注气方式的增油量。结果表明，单纯注气周期增油量最大，周期产水最少；气水混注、气水交替注入对注气效果影响不大，在相同注入体积下，水气比越低，周期增油量最高，周期产水越低；基于模型确定TA1 井最佳注气方式为单纯注气，但实际井油藏压力大，单纯注气难以注进，实际采用伴水方式以增加注入压力，气水混注或交替注入对最终效果影响不大，注水量与周期增油量关系不大，因此，在能注进气的情况下，应采用低水气比的注气方式。

3.3 注气参数优化

基于TA1 井的模型，考虑矿场实施条件，设计周期注气量分别为（40，50，60，70，80）×104m3，注气速度分别为（5，10，15，20，25）×104m3/d，焖井时间分别为5，10，15 和20 d，采液强度分别为20，30，40，50，60，70 和80 m3/d 等不同注采参数的模拟方案，采用单因素分析法，分别模拟计算不同注采参数条件下的注气效果。

保持注气速度、焖井时间、采液强度均不变的情况下，设计（40，50，60，70，80）×104m3的单周期注气量，模拟增油量。结果显示，注气量小于60×104m3时，随着周期注气量的增加，周期增油量递增；注气量大于60×104m3后，周期增油量增幅减小；建议该井周期注气量优选为60×104m3。

保持周期注气量、焖井时间、采液强度均不变的情况下，设计（5，10，15，20，25）×104m3/d 的注气速度方案，模拟增油量。结果显示，注气速度小于15×104m3/d 时，随着注气速度的增大，周期增油量递增；注气速度大于15×104m3/d 时，随着注气速度的增大，周期增油量递增缓慢；考虑到注气速度过大会驱替原油过快，远离井底，不利于原油采出，注气速度增加至一定程度后注气效果将基本不变，建议该井最佳注气速度15×104m3/d。

保持周期注气量、注气速度、采液强度均不变的情况下，设计5，10，15 和20 d 的焖井方案，模拟增油量。结果表明，焖井时间小于10 d 时，随焖井时间增加，增油量略有增加；焖井时间大于10 d 时，随焖井时间增加，增油量变化不大；说明注入气沿高渗通道很快分异至储集体顶部，焖井时间对注气效果影响没有明显的差异，但不宜过小，建议该井最佳焖井时间为10 d。

保持周期注气量、注气速度、焖井时间均不变的情况下，设计20，30，40，50，60，70 和80 m3/d 的采液强度方案，模拟增油量和净利润。结果显示，采液强度对TA1 井注气效果影响很大，采液强度小，含水上升慢，增油量高，但生产时间长；采液强度大，含水上升快，增油量降低。产液强度小于40 m3/d 时，增油量增加较快；采液强度大于40 m3/d时，增油量缓慢降低，含水上升快，效果变差；建议该井最优采液强度为40 m3/d。

4 应用效果

4.1 TA1 井应用效果

按照模型确定TA1 井注气政策：气水混注，周期注气量60.0×104m3，注气速度15×104m3/d，焖井时间10 d，采液强度40 m3/d，预计可增油2 496 t。该技术政策为单一轮次注气方案编制提供了参考依据，矿场实际注气60.1×104m3，伴水注入1 500 m3，焖井10 d 后开井生产。图6 为实施后该井实际与预测增油量对比图，二者具有较好一致性。该方法对TA1 井的提高采收率方案编制起到了积极作用。

图6 TA1 井实施效果对比图Fig.6 Comparison of implementation effect of Well TA1

4.2 推广应用

基于该方法和流程对不同岩溶背景的典型井注气提高采收率政策进行研究。表1 为典型井注气参数优化及相应的周期增油量结果与原注气参数对比表，其中，T-1 井为典型古暗河岩溶背景注气井，钻遇暗河长宽比大于10，垮塌和砂泥充填严重，优化注气方案预测单周期增油较原方案多396 t。T-2 井为典型表层岩溶背景注气井，储集体主要为小尺度缝洞体，分布较为连续，主要类型为溶蚀孔洞和小型溶洞，优化注气方案预测单周期增油较原方案多701 t。T-3 井为典型复合岩溶背景注气井，储集体浅层钻遇裂缝及裂缝孔洞储集体，井周围有溶洞储集体发育，优化注气方案预测单周期增油较原方案多494 t。利用该优化参数结合矿场实际编制提高采收率方案，实施取得较好效果，3 口井6 轮次预计增油3.6×104t，提高采出程度2.76%。

表1 典型井注采参数优化对比Tab.1 List of injection and production parameters comparison

5 结论

（1）建立了“一井一策”的缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究方法和流程，以塔河油田TA1 井为例，综合研究了储集体发育模式，采用“先分类、再融合”的方法建立了单井精细地质模型，通过渗流与非渗流相耦合的方式进行数值模拟，再现了油藏开发历程，刻画了剩余油分布特征，基于模型确定最优转注时机为含水率93%时，注气方式为气水混注，周期注气量为60×104m3，注气速度15×104m3/d，焖井时间10 d，采液强度40 m3/d，形成该井注气提高采收率技术政策，为矿场注气提高采收率方案编制提供了依据，现场应用效果显著。

（2）该方法和流程能够较好适用于复杂缝洞型油藏强非均质性特征，体现了单井间地质条件差异大的特点，技术政策为矿场提高采收率方案编制和优化调整提供参考。方法推广应用于古暗河岩溶、表层岩溶及复合岩溶背景的3 口注气井，优化6 轮次预计增油3.6×104t，提高采出程度2.76%，应用效果较好。