板桥油田低渗挥发性油藏注气提高采收率先导试验研究

梅 蓉

[大港油田第四采油厂（滩海开发公司），天津 300280]

板桥油田低渗挥发性油藏总地质储量1 216.53×104t，储量占板桥油田的30%，可采储量244.62×104t，油产量占板桥油田产量的35%。目前低渗挥发性油藏面临问题：开发生产主要受“流体”+“储层”双重因素制约，挥发性油藏在开发过程中原油性质及其变化是影响挥发性油藏原油产量下降快，采收率低的重要原因。

1 目标油藏概况

板16-17 井位于板中东高点，构造属大张坨同生断层下降盘的逆牵引背斜。为改善低渗油藏开发效果提高油藏采收率，优选板中东区块低孔低渗储层，井区优选较为完整、封闭的板16-17 井区开展天然气吞吐试验。目的层位滨一下砂组，油藏埋深3 332 m，储层岩性为常规砂岩。井组原油地质储量17.3×104t，可采储量4.3×104t，溶解气地质储量0.61×108m3，可采储量0.33×108m3。储层物性：平均孔隙度13.5%，平均渗透率33.48×10-3μm2。原始地层压力32.27 MPa，压力系数0.937，原油密度0.78~0.8 g/cm3。

1.1 油藏类型判别

1.1.1 根据流体组成界定

不同类型的流体有不同的组分含量，典型挥发油与黑油、凝析气的组分相比，最主要的特点是中间烃（C2~C6）含量远高于黑油与凝析气，轻质组分（C1）和重质组分（C7+）含量介于黑油与凝析气之间。通过板16-17井黑油油藏、典型凝析气藏组分组成进行对比，板16-17井中间烃（C2~C6）含量大于黑油油藏、典型凝析气藏，从组分组成特点判断板16-17井流体属于挥发性流体（见表1）。

表1 板桥油田油藏流体与典型凝析气、挥发油、黑油流体组分对比

1.1.2 根据流体物性界定

从黑油到凝析气的流体物性是逐渐变化的，将板16-17井的性质数据与典型黑油、凝析气和挥发性油进行对比，板16-17井与挥发性油特性相似（见表2）。

表2 板桥油田油藏流体与典型凝析气、挥发油、黑油流体性质对比

1.2 低渗挥发性油藏生产特点

低渗挥发性油藏特征：储层低渗、高气油比、地饱压差小；原油密度小、黏度低。低渗挥发性油藏开发生产特点：①初期自喷能力强，自喷高产，自喷期短；②生产过程中地层压力下降快，压力下降幅度大，产量自然递减大；③低渗储层强敏感性+流体特性双重夹持，停喷下泵后产量难以恢复；④受沉积因素影响，储层变化快，井组1注1采，水驱方向单一，注入水沿主裂缝-高渗条带突进，水窜严重，注水水驱效率低。

影响低渗挥发性油藏生产效果的主要因素有以下几个方面。

（1）受流体PVT 特性影响

挥发性油藏生产过程中随着地层压力下降，地层压力降至饱和压力以下，地层原油脱气，原油收缩—迅速耗能—压力下降恶性循环；地层压力下降，轻烃溢出，黏度增大，水油流度比增大，加剧含水率的上升。

（2）相对渗透率（两相流/三相流）影响

挥发性油藏生产过程中随着地层压力下降，地层压力降至饱和压力以下，地层内开始脱气，油水两相流转化为油气水三相流，油相渗透率下降。

（3）储层压敏效应影响

开采过程中，地层的结构发生变化，随着原油的采出，孔道会在地应力的作用下产生发生闭合，导致储层渗透率大幅下降。

（4）储层水敏效应影响

储层水敏性较强，影响注水开发效果；流体特性：地层压力下降，轻烃溢出，黏度增大，水油流度比增大，含水率上升，水锁油井见水停喷。

挥发性油藏生产过程中，随着地层压力下降，油藏脱气，气油比急剧上升，地层压力低于饱和压力时，原油收缩很快，原油采收率极大降低。在脱气过程中，原油中相当数量的中间烃从液相转化为气相，使得原油烃组分损失很大，导致最终采收率极大降低[1]。保持油藏地层压力方法开采是提高挥发性油藏采收率有效途径[2]。其中，注水和注气是保持油藏地层压力的常用方法。注水易造成储层注入水水窜，与注水相比，注气更具优势，注气能将油层内原油驱替到生产井，有效保持地层压力，防止原油收缩[3]。针对该块油藏地质特征，结合环保经济需求，采用板2油组凝析气回注来保持地层压力，同时坚持早期注气、均衡注气，防止气窜。

2 选井原则及注气量计算

2.1 选井原则

优选油层厚度大、初期产量高、注采对应关系清晰的井组。

板16-17 井射孔井段3 438.5~3 509.5 m，射孔厚度8.8 m/3层。投产初期具备较好的自喷能力，工作制度5 mm 油嘴，日产液22 m3，日产油17.54 t，日产气21 002 m3，含水20.27%。生产3个月停喷，末期工作制度5 mm，日产液2.88 m3，日产油1.97 t，日产气1 465 m3，含水31.59%。板16-17 井累产油560 t，累产气62.18×104m3，累产水288 m3。井组储层连通性与注采对应关系均较好。

通过对板16-17井地质参数进行指标适应性评价，分析认为，板16-17井适合注入天然气进行转变开发方式生产（表3）。

表3 天然气吞吐试验井组适应性评价

2.2 注入气量计算

板16-17井累产油560 t，累产气62.18×104m3，累产水288 m3。计算油藏累计亏空4 233 m3，若弥补地层亏空且压力恢复到地层压力系数1.2，所需天然气量（地面）为116×104m3。

2.2.1 注气过程中生产效果分析

注入过程初期气驱替井筒周围-近井地带液相流体，驱替阻力大，初期注气压力32 MPa，注气压力高。15 d 后，井筒附近流体驱替后，进入正常注气阶段。

第一阶段为注气补能，弥补地层亏空，地层压力高于原始压力，受益井补层获得高产：①第一阶段早期注气，日注气量1.8×104m3，累计注入气115.22×104m3，填补板16-17井亏空；②注气后地层压力32.26 MPa，恢复至原始地层压力；③板119X1井补层后日产油50 t，与板16-17 井相比产量翻倍，自喷期得到延长。

图3 板16-17井历次压力柱状图

图4 两口井产量递减趋势对比

第二阶段为注气稳产，持续注入，稳压开发，受益井产量稳定，自喷期延长：①第二阶段均衡注气，日注气量1.6×104m3，累计注入气280×104m3，与第一次注气相比，注入压力明显下降，说明近井地带流体被驱替，驱替阻力减小；②通过二次注气+优化工作制度，板119X1井产量递减减缓，原油月递减率由34.8%降至5.9%，压力下降减缓，压力下降速度由0.08 MPa/d 降至0.015 MPa/d，控递减增油量3 004 t，控递减增气量390×104m3，实现了稳定生产。③截至目前板119X1 井累产油5 119 t，累产气704×104m3，累产水641 m3。

图5 注气井板16-17井注气曲线与受益油井板119X1井生产曲线

生产实践表明，早期注气保压奠定了高效开发的基础，取得了良好的开发效果。从油藏实践看，截至2022年12月31日，受益油井板119X1井单井日产油12 t，单井日产气1.6×104m3，第一次注气油藏压力维持在原始地层压力附近，第二次注气有效缓解了递减，取得了非常好的开发效果。

2.2.2 注气过程中气窜综合评价

在注气开发过程中，由于储层多孔介质的非均质性，储层平面上及纵向上物性的差异，随着开发的进行和注入孔隙体积倍数的增加，注入气的前缘部分会沿地层中的高渗透层形成优势流道，突破至油井井底[4]。注入气发生突破后，伴随注入体积的不断累积，导致注入气对原始地层流体的驱替效率将大幅降低[5]。生产过程中监测油井气油比变化，若气油比增量与初期稳定气油比比值超过40%，则认为发生了气窜。目前受益油井气油比1 853 m3/t，分析认为截至2022年12月31日未发生气窜。

图6 受益油井生产过程中气油比变化

3 结论

注气开发技术对策适合低渗挥发性油藏的油藏地质特征，注气开发取得了良好的开发效果，单井产油能力和产气能力较强，自喷期更长，更能实现低渗挥发性油藏的高速高效开发。注气方式应选择早期注气、防止生产过程中脱气导致原油收缩，采收率降低；均衡注气，防止生产过程中气窜发生，降低注入气对原始地层流体的驱替效率。