馬兵兵，白偉龍，肖夢(mèng)華，戶 靜

（中國(guó)石化河南油田分公司新疆采油廠，新疆奎屯 833200）

春光油田春22 井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起車排子凸起，含油層位單一，油層厚度薄，采出程度達(dá)34%。目前剩余油主要分布在砂體的邊部和頂部，現(xiàn)有井網(wǎng)無法有效動(dòng)用。為充分挖掘強(qiáng)邊水稀油小砂體構(gòu)造高部位剩余油潛力，探索進(jìn)一步提高采收率的新途徑，優(yōu)選春光油田春22 井區(qū)開展注氮?dú)馊斯忭旘?qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)。

1 概況

1.1 油藏概況

春22 井區(qū)構(gòu)造形態(tài)簡(jiǎn)單，總體為一向南傾、傾角2°左右的單斜構(gòu)造，含油層位為新近系沙灣組沙一段二砂組（N1s1Ⅱ），油藏埋深1 480～1 500 m，平均油層有效厚度4 m，儲(chǔ)層巖性為含礫細(xì)砂巖，平均孔隙度為31%，平均滲透率為2.015 μm2，屬高孔、高滲儲(chǔ)層。油層溫度下脫氣原油黏度為7.01 mPa·s，地層水總礦化度為75 920～90 866 mg/L，pH值6.0～6.3，屬CaCl2水型。原始地層壓力為14.89 MPa，油層溫度56.89 ℃，屬正常壓力、溫度系統(tǒng)。

1.2 開發(fā)概況

春22 井區(qū)自發(fā)現(xiàn)至今，共經(jīng)歷了規(guī)模上產(chǎn)階段、快速遞減階段、綜合調(diào)整階段等三個(gè)開發(fā)階段。該區(qū)于2012 年投入開發(fā)，投產(chǎn)井5 口，原油年產(chǎn)量在2013 年達(dá)到峰值；2014 年油井見水后含水上升快，進(jìn)入快速遞減期；目前該單元總井?dāng)?shù)9 口，開井6口，綜合含水達(dá)到75%。

2 氮?dú)馊斯忭旘?qū)油可行性研究

通過國(guó)內(nèi)外資料調(diào)研，氮?dú)馊斯忭旘?qū)油礦場(chǎng)試驗(yàn)只有塔河油田的縫洞型碳酸鹽巖油藏實(shí)施過，并取得了一定效果，砂巖油藏是否可行還未進(jìn)行過礦場(chǎng)試驗(yàn)[1-3]。因此，在調(diào)研氮?dú)怛?qū)油機(jī)理的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬技術(shù)開展可行性研究。

2.1 氮?dú)怛?qū)油機(jī)理

2.1.1 油氣重力分異作用

注氣過程中，由于油氣密度差比油水密度差大很多，注入氣體能利用油氣密度差所形成的重力分異作用，將頂部剩余油聚集成新的前緣富集油帶，較均勻地向構(gòu)造低部位移動(dòng)，進(jìn)入生產(chǎn)井而被采出[4]。

2.1.2 改變流體流動(dòng)方向

油藏在水驅(qū)開發(fā)后，構(gòu)造高部位存在一定量的剩余油。當(dāng)驅(qū)油方式由低部邊水驅(qū)變?yōu)槿斯忭旘?qū)后，地層中原油由向上移動(dòng)變?yōu)橄蛳乱苿?dòng)，對(duì)應(yīng)的油水界面會(huì)下降，有利于油井生產(chǎn)狀況的改善[5]。

2.1.3 氣頂膨脹作用

氣頂膨脹作用從微觀上分析是分子的擴(kuò)散作用。氣體由分子組成，且這些分子在不停地做無規(guī)則運(yùn)動(dòng)?？焖俚叵虻貙又凶⑷氪罅繗怏w，然后悶井，切斷氣體與地面的聯(lián)系。此時(shí)，注入的大量氣體處于高溫高壓環(huán)境下，使得分子擴(kuò)散作用變得十分活躍，因而由人工氣頂膨脹產(chǎn)生的能量十分巨大，不再忽略不計(jì)[6]。在這種能量的作用下，人工氣頂不斷膨脹，推動(dòng)高部位剩余油向較低部位移動(dòng)，當(dāng)開井生產(chǎn)時(shí)，地層油會(huì)迅速?gòu)母卟课幌蛳乱苿?dòng)至生產(chǎn)井，從而提高開發(fā)效果[7]。

2.2 精細(xì)地質(zhì)模型的建立

2.2.1 構(gòu)造模型的建立

春22 井區(qū)屬于單層油藏，建立頂面構(gòu)造形態(tài)是搭建構(gòu)造模型的基礎(chǔ)。儲(chǔ)層的頂面構(gòu)造形態(tài)是依據(jù)地震反射波與地質(zhì)層位的對(duì)應(yīng)關(guān)系，應(yīng)用地震解釋軟件對(duì)含油層位進(jìn)行解釋追蹤而得到的，同時(shí)利用調(diào)整后的井點(diǎn)分層數(shù)據(jù)和構(gòu)造面進(jìn)行雙重控制，在Petrel 軟件中建立層面構(gòu)造模型。

2.2.2 邊水模型的建立

考慮到水體模型適合程度以及模型運(yùn)算速度，模型采用Carter-Tracy 法解析水體。

2.2.3 屬性模型的建立

在測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)離散化的基礎(chǔ)上，通過數(shù)據(jù)正態(tài)變換和變差函數(shù)分析，運(yùn)用序貫高斯隨機(jī)模擬方法建立孔隙度、滲透率分布模型（圖1），主體部位含油飽和度為75%。

2.3 生產(chǎn)歷史擬合

圖1 春22 井區(qū)孔隙度、滲透率三維分布模型

在上述地質(zhì)模型建立的基礎(chǔ)上，利用Eclipse 軟件開展春22 井區(qū)數(shù)值模擬研究工作。春22 井區(qū)含油面積為1.01 km2，模擬含油面積為1.02 km2，含油面積擬合誤差0.99%；地質(zhì)儲(chǔ)量為87.54×104t，模擬儲(chǔ)量為88.08×104t，儲(chǔ)量擬合誤差0.61%。誤差均小于5.00%，擬合符合率高。

截至目前，春22 井區(qū)共有采油井8 口，生產(chǎn)層均為沙灣組沙一段二砂組2 小層（N1s1Ⅱ2），開發(fā)方式為天然能量開發(fā)（邊水驅(qū)動(dòng)），且天然能量充足，不需注水補(bǔ)充能量。本次研究對(duì)各單井及全區(qū)進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合，結(jié)果表明，全區(qū)及單井歷史擬合符合率達(dá)75%，歷史擬合精度達(dá)到了后續(xù)研究的要求。

2.4 可行性分析

利用歷史擬合的數(shù)值模型進(jìn)行可行性研究，對(duì)比注氮?dú)馊斯忭旘?qū)油與不注氣兩種方式下井區(qū)的開發(fā)效果。利用井區(qū)高部位的春22-1H 井開展注氮?dú)馊斯忭旘?qū)油模擬，注氮?dú)?00×104m3，注入速度150 m3/d（地層條件下），悶井60 d 后開井生產(chǎn)。通過開展與不注氣開采方式的生產(chǎn)曲線對(duì)比（圖2）和生產(chǎn)期末剩余油分布對(duì)比（圖3）可以看出，實(shí)施氮?dú)馊斯忭斣囼?yàn)可動(dòng)用頂部剩余油約0.50×104t，提高采收率0.5%，初步論證了注氮?dú)馊斯忭旘?qū)油的可行性。

圖2 春22 井區(qū)不同開發(fā)方案生產(chǎn)曲線對(duì)比

圖3 春22 井區(qū)不同開發(fā)方案生產(chǎn)期末剩余油分布對(duì)比

3 注氣方案設(shè)計(jì)

3.1 注氣井選擇

若利用單元低部位井注氣，氮?dú)庠谶\(yùn)移過程中將經(jīng)過高部位的三口井（春22-1H 井、春22-4 側(cè)1井、春22-5 井），存在氣竄風(fēng)險(xiǎn)，氣竄后影響產(chǎn)量及注氮?dú)忾_發(fā)效果，且存在一定的安全隱患。若高部位三口井關(guān)井，則注入氮?dú)馔耆\(yùn)移到頂部形成氣頂至少需要2 a 時(shí)間，會(huì)導(dǎo)致總體產(chǎn)量及開發(fā)效果更差。因此，暫不考慮低部位注氣方案，后續(xù)模擬研究均在單元高部位注氣，即選擇春22-1H 井為注氣井。

3.2 注氣參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.2.1 注氣量

6 個(gè)注氣方案和原不注氣方案均有增油效果。從數(shù)值模擬結(jié)果來看，春22-1H 井注入氮?dú)?00×104m3（地層壓力條件下7 500 m3）后穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，換油率可達(dá)46 t/104m3（圖4），累計(jì)產(chǎn)油量相對(duì)較高，因此注氣量確定為100×104m3。

3.2.2 注氣速度

以注氣量100×104m3為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)日注氣量分別為6 730，13 460，20 190 m3三個(gè)方案，以增油量和換油率作為指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)選（圖5）。從預(yù)測(cè)效果來看，注氣速度對(duì)增油量影響不大，結(jié)合注氮設(shè)備情況，確定注氣速度為20 000 m3/d。

3.2.3 悶井時(shí)間

圖4 春22 井區(qū)注氣量與增油量、換油率關(guān)系

圖5 春22 井區(qū)注氣速度與增油量、換油率關(guān)系

以注氣量100×104m3和注入速度20 000 m3/d 為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)悶井時(shí)間分別為40，60，80，120 d 和關(guān)井等五個(gè)方案進(jìn)行優(yōu)選（圖6）。從模擬結(jié)果來看，悶井時(shí)間在60 d 時(shí)，增油量和換油率較大，悶井超過60 d 之后，注氣所產(chǎn)生的地層能量耗散影響增油效果，換油率降低，所以優(yōu)選悶井時(shí)間為60 d。

3.2.4 配液量

以注氣量100×104m3、注入速度20 000 m3/d、悶井時(shí)間60 d 為基礎(chǔ)進(jìn)行配液量?jī)?yōu)化。考慮到生產(chǎn)需求，單元最小配液量為140 m3，在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)配液量分別為140，180，220 m3三個(gè)方案進(jìn)行優(yōu)選（圖7）。從模擬結(jié)果來看，配液量越低，增油量和換油率越高，而且配液量越低，產(chǎn)氣量越少，可以更好地維持穩(wěn)定的油藏能量開采，也能滿足一定生產(chǎn)需求，所以優(yōu)選配液量為140 m3/d。

圖6 春22 井區(qū)悶井時(shí)間與增油量、換油率關(guān)系

3.3 效果預(yù)測(cè)

圖7 春22 井區(qū)配液量與增油量、換油率關(guān)系

按照優(yōu)化后的設(shè)計(jì)方案（注氣量100×104m3、注入速度20 000 m3/d、悶井時(shí)間60 d、配液量140 m3/d）進(jìn)行數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，當(dāng)含水95%時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油30.78×104t，與邊水驅(qū)相比增產(chǎn)原油0.47×104t，提高采收率0.54%。注氣效果可持續(xù)到2021 年（表1），峰值期可持續(xù)4 個(gè)月，單元日產(chǎn)油最高增至63.50 t。含水降幅最大20%，換油率46.9 t/104m3，效果顯著。

表1 注氮人工氣頂開發(fā)方案指標(biāo)預(yù)測(cè)

4 礦場(chǎng)試驗(yàn)

春22-1H 井于2018 年9 月21 日開始注氮?dú)猓⑷胨俣葹?2 046 m3/d（地面條件下），注氣37 d 后，油壓從0 上升至3.1 MPa，套壓從1.5 MPa 上升至10.5 MPa。10 月28 日停注，悶井，截至悶井前累計(jì)注氣82.38×104m3（地面條件下），悶井時(shí)間為90 d，油壓上升至12.2 MPa，套壓上升至12.6 MPa。

春22-1H 井開井后表現(xiàn)為油量上升、液量下降、含水下降的生產(chǎn)特征。初期3.5 mm 油嘴自噴日產(chǎn)液19.00 t，日產(chǎn)油17.90 t，含水6%（圖8）；目前機(jī)抽日產(chǎn)液26.90 t，日產(chǎn)油8.90 t，含水67%，階段 增油3 395.00 t。

圖8 春22 井區(qū)春22-1H 井注氮?dú)馇昂笊a(chǎn)曲線對(duì)比

5 結(jié)論

（1）氮?dú)馊斯忭旘?qū)油在高孔高滲強(qiáng)邊水小規(guī)模砂巖油藏是可行的。氮?dú)馊斯忭數(shù)闹饕饔檬菤忭敿皦核F作用，壓水錐調(diào)節(jié)油井剖面擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，形成氣頂后驅(qū)替油藏頂部剩余油。

（2）水平井見效后生產(chǎn)效果好。主要是因水平段具有一定的物性差異，初期因采液強(qiáng)度高邊水指進(jìn)，導(dǎo)致水平段動(dòng)用不均，具有一定的抑水潛力。

（3）控制采液強(qiáng)度有效期延長(zhǎng)。放噴后控制液量，避免因采液強(qiáng)度大使頂部氣向采液井氣竄，維持氣頂能量，控制油氣界面，可有效延長(zhǎng)氮?dú)馊斯忭旘?qū)油期。