缝洞型油藏注烃气提高采收率参数优化数值模拟研究

程晓军

（1.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆 乌鲁木齐8 30011）

碳酸盐岩油气藏在全球油气资源中占有极为重要的地位。据IHS公司统计，碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源量的70%，探明可采储量约占50%，产量约占60 %[1-2]。中国西部碳酸盐岩油藏油气资源丰富，其中缝洞型碳酸盐岩储量约占三分之二，位于塔里木盆地阿克库勒凸起轴部的塔河油田为典型缝洞型碳酸盐岩油藏，地质储量为9.35×108t[3-5]。动态监测和数值模拟表明，塔河油田经水驱氮气非混相驱后，井周和井间仍存在大量剩（残）余油未能有效控制及动用，亟需探索形成适用于塔河油田油藏特征的提高采收率技术[6-10]。根据注入介质、作用机理和油藏条件，提高采收率技术主要包括热力法、化学法、注气法和微生物法，三次采油中注气提高采收率技术增加原油可采储量潜力最大[11]。其中，注气提高采收率技术是指自地面向油层中注入气与原油接触后相互作用，通过溶解降黏、膨胀原油、补充能量、提高驱油效率和扩大波及等多种机理从而较大幅度提高原油采收率[12]。按气体类型分为烃类气驱和非烃类气驱，国外注烃类气体进行混相驱油的研究起步较早。据C&C Reservoirs数据，截至2021年，国外进行过烃类气体混相驱的油田35个，主要分布在北美洲中部地区、西亚地区和欧洲北部海域，注烃气主要方式为重力辅助混相驱，作用机理为注入气从油藏顶部注入形成人工气顶，气顶与原油接触面发生多次接触混相，混相驱提高洗油效率，重力辅助提高波及效率[13-15]。与国外相比，中国注烃气驱技术起步晚，矿场应用处于小规模先导试验阶段，且均为砂岩油藏[16-20]。对于缝洞型油藏前人基于室内相态实验应用拟三元相图、细管模拟等方法计算了塔河油田伴生烃气与奥陶系地层原油最小混相压力，证实了塔河油田深层缝洞型油藏烃气混相驱的可行性[21-23]。缝洞型油藏注烃气提高采收率理论方法、施工参数、配套工艺及矿场实践尚处于起步阶段，塔河油田奥陶系溶解气油比高、目前大多数油井油气同产，为烃气驱提供了气源保障[24]。基于实际缝洞单元及注烃气先导试验资料，讨论缝洞型油藏注烃气混相条件、注入介质、注入方式及注采参数，不仅是对现场注烃气作业参数优化提供指导，还是对塔河油田三次采油技术发展方向的有益探索[25]。

1 研究区概况及开发矛盾

塔河油田先后于2005年和2013年采用注水和注氮气开发方式改善开发效果。截至2020年，注水注氮气累计提高缝洞型油藏采收率6.95个百分点，实现了缝洞型油藏采收率的稳步提高。但随着开发的深入逐渐暴露出新的矛盾，由于油藏埋藏深、温度高，原油组分复杂，氮气无法混相，加之储集体内溶洞、裂缝和溶蚀孔缝多种储渗空间共存，水驱、氮气非混相驱流度比大，井间水窜气窜问题日益突出，导致水驱气驱单向受效为主，有效波及范围小，水驱和氮气驱动用程度整体较偏低的不足。研究区S91缝洞单元构造整体呈现北高南低，主要受北西向T707深大断裂控制，单元以整体串珠状地震反射特征为主，表明储层发育，以断控岩溶（洞）为主要储集体。实钻数据表明，油藏沿断裂方向展布，以断溶体发育为主，发育深度T7

4界面至T76界面，缝洞由于坡度小，地层平缓，溶蚀横向发育较好（图1）。单元主要受断裂控制，单元整体连通性好，断裂上的储集体连通强，主要连通方式注气向北连通，注水向南连通。油藏地层原油密度为0.693 5 g/cm3，气油比为132 m3/m3，地层体积系数为1.410 2，储量为919×104t。

图1 塔河油田S91单元储集体发育特征及雕刻模型Fig.1 Seismic attribute slice map of S91 unit in Tahe Oilfield

2 油藏数值模型及剩余油分布

2.1 拟组分划分及状态方程优选

综合考虑计算精度和效率，将流体组分划分为7个拟组分（表1），拟合结果见图2和图3，实验测量值与计算拟合值相对误差在精度允许范围内可进行注烃气组分数值模拟研究。

图2 恒组成膨胀实验拟合结果Fig.2 Fitting results of constant composition expansion experiment

表1 塔河油田S91单元取样井井流物组成及拟组分数据Table 1 Sampling well fluid composition and pseudo-component data of S91 in Tahe Oilfield

图3 微分脱气实验拟合曲线Fig.3 Differential degassing experiment fitting curve

2.2 最小混相压力预测

为了研究注烃气组分对原油混相的影响以及测试注入气与原油的最小混相压力，建立细管模型。将细管模型x方向划分为40个网格，单个网格长度为0.45 m，y和z方向设置1个网格，单个网格长度为0.004 m，细管模型基础参数：地层温度130.4℃，长细管长度18 m，网格划分40×1×1，注入气摩尔分数85%CH4+15%C2H6，注气井（1,1,1），采油井（40,1,1），注入气体积1.2PV，细管孔隙度30 %，细管渗透率350×10-3μm2。

烃气是指含甲烷、乙烷和丙烷等烃类化合物的气体，注入烃气组分不同会影响原油和烃气混相的性质，为研究注入烃气组分的影响，改变注入气中CH4和C2H6的含量，模拟轻组分烃气和重组分烃气对原油混相的影响，设计实验通过细管组分模拟法，设计不同CH4和C2H6含量的注入气，计算不同注入烃气组分最小混相压力。

结果表明注入烃气组分对烃气混相驱影响很大，在目前的地层条件下纯CH4注入无法形成混相。如图4所示，随着注入烃气中C2H6含量的增加，最小混相压力开始降低，通过再次实验验证，当C2H6含量为3.8%时，在平均地层压力在60 MPa时达到混相。C2H6含量以3%的幅度增加，最小混相压力降低幅度变小，说明随着C2H6含量增加存在极限的最小混相压力，在该条件下，C2H6含量增加最小混相压力不再降低，并且随着C2H6含量增加细管实验最终采收率逐渐提高。综上可以得出结论，同样的地层条件，随注入气重烃组分含量增加至21%，最小混相压力为35.62 MPa，采收率增幅到最大值。

图4 不同烃气组分最小混相压力变化Fig.4 Variation diagram of mmp of different hydrocarbon gas components

2.3 油藏数值模型及剩余油分布

S91单元数值模型，网格规格为99×164×64，总面积5.98 km2，为模拟前期注氮气和后期烃气驱，模型采用Petrel RE模块的组分模型，模型流体相态参数拟合，氮气最小混相压力计算细管组分模拟，注氮气最小混相压力大于地层平均压力。数值模型和剩余油模拟结果见图5和图6。

图5 塔河油田S91单元孔隙度地质模型Fig.5 Porosity property model of S91 unit in Tahe Oilfield

缝洞型油藏的储集体规模、缝洞连通性及水驱气驱受效时间需要进行精准拟合，本次历史拟合通过动静结合标定缝洞储集体规模和孔渗参数，拟合单井地质储量和单元地质储量，在单元井间连通性分析结果的基础上拟合井间连通关系，在单元注采受效分析结果的基础上拟合注采受效时间，拟合结果见图7。

图7 塔河油田S91单元历史拟合结果Fig.7 History fitting result S91 unit in Tahe Oilfield

S91单元为断溶岩溶背景，断裂分布和发育情况，影响着剩余油的分布。基于数值模拟结果绘制储量丰度分布（图6），平面上剩余油集中分布在T704、T805K、T817K和TK725井附近，剩余油分布沿断层走向的方向呈条带状，单元南部剩余油富集。

图6 塔河油田S91单元剩余油地质模型（地面标况条件下）Fig.6 Remaining oil model of S91 unit in Tahe Oilfield（Under ground standard conditions）

3 注气方式优选及参数优化

3.1 混相条件评价

注入烃气来源为单元计转站外输气，为满足数值模拟的需要，烃气组分划分和原油组分划分一致，烃气划分后拟组分及其摩尔分数：CO2为4.32 %，N2为11.32 %，C1为72.73 %，C2为6.10 %，C3—C6为5.53%，C7—C10为0，C11+为0。外输气中的N2有提高最小混相压力的作用，烃气中的重组分和CO2有降低最小混相压力的作用，通过细管组分模拟计算注入烃气与原油最小混相压力为42.53 MPa，单元烃气混相驱可行。

细管中注入实际单元烃气后在不同的时间段细管中不同组分驱替效果不同。由图8a可知，原油中CH4轻组分摩尔分数占比较少，但是注入1.2PV烃气后，细管中轻组分明显增高；由图8b可知，注入气驱替过程中，原油中的中间组分摩尔分数消失，发生的混相机理为蒸汽气驱也称为汽化气驱，注入气与原油多次接触，原油中的中间组分不断从原油中蒸发汽化进入气相，加富注入气形成混相前沿带；由图8c可知，注入气继续蒸发气驱，留下重组分原油，并且在注入气驱替过程中细管中原油黏度大幅度降低，注入气同时可以补充地层能量驱替原油。

图8 细管组分模拟过程中原油组分变化Fig.8 Variation diagram of crude oil composition during thin tube composition simulation

3.2 注气方式优选

塔河油田是典型的缝洞型油藏，储集空间与常规砂岩油藏差异巨大，裂缝型储层油气难以多次接触，混相驱效果较差，可能气窜，因此，需要对缝洞型油藏的溶洞型和裂缝型储集体注烃气效果开展研究。选取S91单元2种类型的连通井组进行注烃气混相研究，TK832CH-S91连通路径储集体为裂缝型储集体，注气井为TK832CH，TK725-S91连通路径储集体类型为溶洞型储集体，注气井为TK725，受效井为S91，连通井组储量为85.82×104t（图9）。

图9 塔河油田S91单元不同储集体注烃气示意图Fig.9 Schematic diagram of hydrocarbon gas injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

基于塔河油田注氮气参数，设置注烃气的注气量200×104m3，注气速度2×104m3/d，生产井采液量100 m3/d，模拟生产时间5 a，注烃气效果见表2。

由表2可知，在相同的注入参数下，缝洞型油藏注烃气混相驱通过裂缝型储集体注气增油效果好于通过溶洞储集体增油效果。缝洞型油藏与常规油藏储集空间差异大，因此，在注气混相驱的过程中必须考虑储集体类型对注气的影响，在裂缝型储集体注气后，注入气体沿着断裂带发生气窜，沿着储集体之间的连通通道进入相邻的溶洞型或者孔隙性储集体，进入后由于重力分异作用和混相作用，形成超覆在顶部储集体，缓慢下移气油界面，注入气体在储集体顶部与原油多次接触发生混相，实现较好的混相效果，有效控制气驱前缘。

表2 塔河油田S91单元不同储集体注烃气模拟结果Table 2 Simulation results of hydrocarbon injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

通过溶洞储集体注入气体，气体在溶洞中由于重力分异作用和混相作用，在注入溶洞形成超覆，多次接触原油进行混相消耗注入气体，导致注入气无法通过连通通道波及到周围邻井，因此，通过溶洞储集体进行注气混相驱效果反而较差，只有补充地层能量作用。通过分析数值模型黏度场可知，井组注入烃气后，烃气与井周围原油发生多次接触混相被不断消耗，波及范围较小，未通过连通路径进入受效井。

3.3 注气参数优化

根据注气方式优选结果，选择注气井为裂缝型储集体，采油井为高部位溶洞型储集体，选择连通井组TK832CH-S91，注气井为TK832CH，采油井为S91，影响注气效果的主要参数为注气量、注气强度及注采比，其中注采比是指注入气体地下体积与采出液体体积之比。

1）注气量优选

针对注气量进行优化，根据井组储量设计TK832CH-S91连通井注气量分别为42×104，84×104，126×104，168×104，210×104和252×104m3，注气速度为2×104m3/d，注采比为1∶1，模拟生产时间为5 a，并设计基础方案进行对比。

结果表明，随着烃气注气量增加，增油量同步增加，但是增加幅度降低，说明注烃气可以有效增加缝洞型油藏的采出程度，但是注气量超过一定的界限值后，注气效果变差，这是由于注入烃气通过裂缝进入邻井储集体内部，在重力分异作用下进入储集体顶部开始进行混相驱替剩余油，但是注气量过大，通过裂缝气窜进入储集体的有效混相气体比例降低，导致换油率降低，因此，根据换油率优选注气量为168×104m3（图10）。

图10 注气量与换油率关系曲线Fig.10 Relationship between air injection volume and oil change rate

2）注气强度优选

针对注气量进行优化，设计注气速度分别为1×104，2×104，3×104，4×104，5×104和6×104m3/d，注气量为168×104m3，注采比为1∶1，模拟生产时间为5 a，并设计基础方案进行对比。如图11所示，注气强度对有注气混相效果整体影响较小：注气强度较低时，注入气通过断裂和裂缝进入储集体顶部，形成超覆在顶部储集体，缓慢下移气油界面，注入气体在储集体顶部与原油多次接触发生混相，实现较好的混相效果；注气强度较大时，部分气体通过气窜未进入受效储集体，因此，注气效果较差，优选注气速度为4×104m3/d。

图11 注气速度与增油量关系曲线Fig.11 Relationship between gas injection rate and oil increase

3）注采比优选

针对注采比进行优化，设计注采比分别为1∶0.7，1∶0.8，1∶0.9，1∶1，1∶1.1和1∶1.2，注气量为168×104m3，注气速度为4×104m3/d，模拟生产时间5 a，并设计基础方案进行对比。如图12所示，当注采比低于1时，增油效果好于注采比大于1，这是由于注入气补充地层能量的同时，在储集体顶部形成超覆与原油可以充分发生混相，因此，优选注采比为1∶0.9。

图12 注采比与增油量关系曲线Fig.12 Relationship between injection/recovery ratio and amount of oil added

4 结论

1）S91单元剩余油分布受断控储层发育影响，沿断层走向的方向呈条带状分布，单元南部剩余油富集，注入烃气与地层原油最小混相压力为42.5 MPa，明确了油藏条件下注天然气实现混相驱可行性。

2）明确了在缝洞型油藏中注烃气混相机理为汽化气驱，注入气重烃组分含量增加至21%时，最小混相压力降到35.62 MPa，采收率增幅到最大。

3）结合缝洞油藏储集体发育结构，优选注气方式为裂缝型储集体注气，溶洞型储集体采液，注入气进入储集体由于重力分异形成超覆在顶部储集体，注入气体在储集体顶部与原油多次接触发生混相。

4）研究单元注气参数优选注气量168×104m3、注气速度4×104m3/d及注采比1∶0.9。