缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究

李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2

(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京　102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐　830011) 摘　要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N

2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。

关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限

与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河

地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。

1　注氮气开采阁楼油机理研究

1.1　注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用

通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N

2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。

非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。

1.1.1　油气重力分异作用[3]

油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力

较大,N

2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N

2

可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2　原油溶气膨胀排油

在地层温度和压力下,注入的N

2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。

1.1.3　改变流体流动方向

水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。

1.1.4　提高水驱波及体积

N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在

一定程度上提高水驱波及体积。

图1　注氮气驱替阁楼油示意图

在国内大多数注N

2

驱油的试验中都取得了比

水驱高的采收率,注N

2

驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。

收稿日期:2008-04-14

作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。

1.2　单相N 2在地层中的状态

状态方程的大量实际应用研究表明,对于N 2等非烃组分的油藏烃类体系,PR 状态方程及其改进式具有更好的适应性。因此,选择PR 方程及其改进式作为注N 2过程N 2～地层油之间相平衡计算的热力学模型。

1.2.1　N 2在地层中的状态

氮气在油藏温度及压力变化范围内均为气态,其粘度、密度及Z 因子随压力的变化规律见图2和图3

。

图2　氮气粘度、

密度与压力关系

图3　氮气Z 因子与压力关系

50M Pa 120℃时N 2为气态,Z 因子为0.9873,粘

度为0.055mPa ・s,密度为433.78kg /m 3。1.2.2　N 2

在原油中的溶解量

图4　N 2的溶解量与压力的关系

虽然在油藏条件下N 2不能与原油发生混相,但

是有一部分N 2会溶解到原油中,N 2溶解量的大小对吞吐开发的效果影响也很大。根据N 2溶解量图版,在油藏条件下N 2溶解度为0.025m 3/m 3。见图4。2　等效数值模拟研究

采用加拿大CMG 公司的STARS 模块对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开采阁楼油进行等效数值模拟研究[4]。所建典型模型采用51×51×51的网格系统,基质孔隙度为0.15;裂缝孔隙度为0.01。原油粘度为70.5mPa ・s,基质渗透率为50×10-3 m 2;裂缝渗透率为500×10-3 m 2。

2.1　地质因素对典型储集体开采特征的影响2.1.1　原油粘度

模拟十轮次注水替油后续三轮次注N 2驱油效果,分析原油粘度对N 2驱累计增产油量的影响。周期注入N 2质量为300t,废弃压力为35MPa 。日产液量为50m 3/d 。结果见图5。

图5　原油粘度对开采效果的影响

模拟结果表明:在裂缝～溶洞模型里,注水替油后续N 2驱的过程中,原油粘度对开采效果影响非常大。原油粘度增大会减弱原油流动性能,使后续N 2驱开采效果变差,换油率降低,最终累计增产油量大幅度减少。

2.1.2　原油密度

等效数值模拟研究原油密度分别为933kg /m 3、953kg /m 3、963kg /m 3、983kg /m 3时的开采效果,结果见图6。

图6　原油密度对开采效果的影响

原油密度取963kg /m 3时,累计增产油量比原油密度取较小值933kg /m 3时的累计增产油量大