縫洞型油藏注烴氣提高采收率參數優化數值模擬研究

程曉軍

（1.中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011；2.中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆 烏魯木齊8 30011）

碳酸鹽巖油氣藏在全球油氣資源中占有極為重要的地位。據IHS公司統計，碳酸鹽巖油氣資源量約占全球油氣資源量的70%，探明可采儲量約占50%，產量約占60 %[1-2]。中國西部碳酸鹽巖油藏油氣資源豐富，其中縫洞型碳酸鹽巖儲量約占三分之二，位于塔里木盆地阿克庫勒凸起軸部的塔河油田為典型縫洞型碳酸鹽巖油藏，地質儲量為9.35×108t[3-5]。動態監測和數值模擬表明，塔河油田經水驅氮氣非混相驅后，井周和井間仍存在大量剩（殘）余油未能有效控制及動用，亟需探索形成適用于塔河油田油藏特征的提高采收率技術[6-10]。根據注入介質、作用機理和油藏條件，提高采收率技術主要包括熱力法、化學法、注氣法和微生物法，三次采油中注氣提高采收率技術增加原油可采儲量潛力最大[11]。其中，注氣提高采收率技術是指自地面向油層中注入氣與原油接觸后相互作用，通過溶解降黏、膨脹原油、補充能量、提高驅油效率和擴大波及等多種機理從而較大幅度提高原油采收率[12]。按氣體類型分為烴類氣驅和非烴類氣驅，國外注烴類氣體進行混相驅油的研究起步較早。據C&C Reservoirs數據，截至2021年，國外進行過烴類氣體混相驅的油田35個，主要分布在北美洲中部地區、西亞地區和歐洲北部海域，注烴氣主要方式為重力輔助混相驅，作用機理為注入氣從油藏頂部注入形成人工氣頂，氣頂與原油接觸面發生多次接觸混相，混相驅提高洗油效率，重力輔助提高波及效率[13-15]。與國外相比，中國注烴氣驅技術起步晚，礦場應用處于小規模先導試驗階段，且均為砂巖油藏[16-20]。對于縫洞型油藏前人基于室內相態實驗應用擬三元相圖、細管模擬等方法計算了塔河油田伴生烴氣與奧陶系地層原油最小混相壓力，證實了塔河油田深層縫洞型油藏烴氣混相驅的可行性[21-23]?？p洞型油藏注烴氣提高采收率理論方法、施工參數、配套工藝及礦場實踐尚處于起步階段，塔河油田奧陶系溶解氣油比高、目前大多數油井油氣同產，為烴氣驅提供了氣源保障[24]?；趯嶋H縫洞單元及注烴氣先導試驗資料，討論縫洞型油藏注烴氣混相條件、注入介質、注入方式及注采參數，不僅是對現場注烴氣作業參數優化提供指導，還是對塔河油田三次采油技術發展方向的有益探索[25]。

1 研究區概況及開發矛盾

塔河油田先后于2005年和2013年采用注水和注氮氣開發方式改善開發效果。截至2020年，注水注氮氣累計提高縫洞型油藏采收率6.95個百分點，實現了縫洞型油藏采收率的穩步提高。但隨著開發的深入逐漸暴露出新的矛盾，由于油藏埋藏深、溫度高，原油組分復雜，氮氣無法混相，加之儲集體內溶洞、裂縫和溶蝕孔縫多種儲滲空間共存，水驅、氮氣非混相驅流度比大，井間水竄氣竄問題日益突出，導致水驅氣驅單向受效為主，有效波及范圍小，水驅和氮氣驅動用程度整體較偏低的不足。研究區S91縫洞單元構造整體呈現北高南低，主要受北西向T707深大斷裂控制，單元以整體串珠狀地震反射特征為主，表明儲層發育，以斷控巖溶（洞）為主要儲集體。實鉆數據表明，油藏沿斷裂方向展布，以斷溶體發育為主，發育深度T7

4界面至T76界面，縫洞由于坡度小，地層平緩，溶蝕橫向發育較好（圖1）。單元主要受斷裂控制，單元整體連通性好，斷裂上的儲集體連通強，主要連通方式注氣向北連通，注水向南連通。油藏地層原油密度為0.693 5 g/cm3，氣油比為132 m3/m3，地層體積系數為1.410 2，儲量為919×104t。

圖1 塔河油田S91單元儲集體發育特征及雕刻模型Fig.1 Seismic attribute slice map of S91 unit in Tahe Oilfield

2 油藏數值模型及剩余油分布

2.1 擬組分劃分及狀態方程優選

綜合考慮計算精度和效率，將流體組分劃分為7個擬組分（表1），擬合結果見圖2和圖3，實驗測量值與計算擬合值相對誤差在精度允許范圍內可進行注烴氣組分數值模擬研究。

圖2 恒組成膨脹實驗擬合結果Fig.2 Fitting results of constant composition expansion experiment

表1 塔河油田S91單元取樣井井流物組成及擬組分數據Table 1 Sampling well fluid composition and pseudo-component data of S91 in Tahe Oilfield

圖3 微分脫氣實驗擬合曲線Fig.3 Differential degassing experiment fitting curve

2.2 最小混相壓力預測

為了研究注烴氣組分對原油混相的影響以及測試注入氣與原油的最小混相壓力，建立細管模型。將細管模型x方向劃分為40個網格，單個網格長度為0.45 m，y和z方向設置1個網格，單個網格長度為0.004 m，細管模型基礎參數：地層溫度130.4℃，長細管長度18 m，網格劃分40×1×1，注入氣摩爾分數85%CH4+15%C2H6，注氣井（1,1,1），采油井（40,1,1），注入氣體積1.2PV，細管孔隙度30 %，細管滲透率350×10-3μm2。

烴氣是指含甲烷、乙烷和丙烷等烴類化合物的氣體，注入烴氣組分不同會影響原油和烴氣混相的性質，為研究注入烴氣組分的影響，改變注入氣中CH4和C2H6的含量，模擬輕組分烴氣和重組分烴氣對原油混相的影響，設計實驗通過細管組分模擬法，設計不同CH4和C2H6含量的注入氣，計算不同注入烴氣組分最小混相壓力。

結果表明注入烴氣組分對烴氣混相驅影響很大，在目前的地層條件下純CH4注入無法形成混相。如圖4所示，隨著注入烴氣中C2H6含量的增加，最小混相壓力開始降低，通過再次實驗驗證，當C2H6含量為3.8%時，在平均地層壓力在60 MPa時達到混相。C2H6含量以3%的幅度增加，最小混相壓力降低幅度變小，說明隨著C2H6含量增加存在極限的最小混相壓力，在該條件下，C2H6含量增加最小混相壓力不再降低，并且隨著C2H6含量增加細管實驗最終采收率逐漸提高。綜上可以得出結論，同樣的地層條件，隨注入氣重烴組分含量增加至21%，最小混相壓力為35.62 MPa，采收率增幅到最大值。

圖4 不同烴氣組分最小混相壓力變化Fig.4 Variation diagram of mmp of different hydrocarbon gas components

2.3 油藏數值模型及剩余油分布

S91單元數值模型，網格規格為99×164×64，總面積5.98 km2，為模擬前期注氮氣和后期烴氣驅，模型采用Petrel RE模塊的組分模型，模型流體相態參數擬合，氮氣最小混相壓力計算細管組分模擬，注氮氣最小混相壓力大于地層平均壓力。數值模型和剩余油模擬結果見圖5和圖6。

圖5 塔河油田S91單元孔隙度地質模型Fig.5 Porosity property model of S91 unit in Tahe Oilfield

縫洞型油藏的儲集體規模、縫洞連通性及水驅氣驅受效時間需要進行精準擬合，本次歷史擬合通過動靜結合標定縫洞儲集體規模和孔滲參數，擬合單井地質儲量和單元地質儲量，在單元井間連通性分析結果的基礎上擬合井間連通關系，在單元注采受效分析結果的基礎上擬合注采受效時間，擬合結果見圖7。

圖7 塔河油田S91單元歷史擬合結果Fig.7 History fitting result S91 unit in Tahe Oilfield

S91單元為斷溶巖溶背景，斷裂分布和發育情況，影響著剩余油的分布?；跀抵的M結果繪制儲量豐度分布（圖6），平面上剩余油集中分布在T704、T805K、T817K和TK725井附近，剩余油分布沿斷層走向的方向呈條帶狀，單元南部剩余油富集。

圖6 塔河油田S91單元剩余油地質模型（地面標況條件下）Fig.6 Remaining oil model of S91 unit in Tahe Oilfield（Under ground standard conditions）

3 注氣方式優選及參數優化

3.1 混相條件評價

注入烴氣來源為單元計轉站外輸氣，為滿足數值模擬的需要，烴氣組分劃分和原油組分劃分一致，烴氣劃分后擬組分及其摩爾分數：CO2為4.32 %，N2為11.32 %，C1為72.73 %，C2為6.10 %，C3—C6為5.53%，C7—C10為0，C11+為0。外輸氣中的N2有提高最小混相壓力的作用，烴氣中的重組分和CO2有降低最小混相壓力的作用，通過細管組分模擬計算注入烴氣與原油最小混相壓力為42.53 MPa，單元烴氣混相驅可行。

細管中注入實際單元烴氣后在不同的時間段細管中不同組分驅替效果不同。由圖8a可知，原油中CH4輕組分摩爾分數占比較少，但是注入1.2PV烴氣后，細管中輕組分明顯增高；由圖8b可知，注入氣驅替過程中，原油中的中間組分摩爾分數消失，發生的混相機理為蒸汽氣驅也稱為汽化氣驅，注入氣與原油多次接觸，原油中的中間組分不斷從原油中蒸發汽化進入氣相，加富注入氣形成混相前沿帶；由圖8c可知，注入氣繼續蒸發氣驅，留下重組分原油，并且在注入氣驅替過程中細管中原油黏度大幅度降低，注入氣同時可以補充地層能量驅替原油。

圖8 細管組分模擬過程中原油組分變化Fig.8 Variation diagram of crude oil composition during thin tube composition simulation

3.2 注氣方式優選

塔河油田是典型的縫洞型油藏，儲集空間與常規砂巖油藏差異巨大，裂縫型儲層油氣難以多次接觸，混相驅效果較差，可能氣竄，因此，需要對縫洞型油藏的溶洞型和裂縫型儲集體注烴氣效果開展研究。選取S91單元2種類型的連通井組進行注烴氣混相研究，TK832CH-S91連通路徑儲集體為裂縫型儲集體，注氣井為TK832CH，TK725-S91連通路徑儲集體類型為溶洞型儲集體，注氣井為TK725，受效井為S91，連通井組儲量為85.82×104t（圖9）。

圖9 塔河油田S91單元不同儲集體注烴氣示意圖Fig.9 Schematic diagram of hydrocarbon gas injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

基于塔河油田注氮氣參數，設置注烴氣的注氣量200×104m3，注氣速度2×104m3/d，生產井采液量100 m3/d，模擬生產時間5 a，注烴氣效果見表2。

由表2可知，在相同的注入參數下，縫洞型油藏注烴氣混相驅通過裂縫型儲集體注氣增油效果好于通過溶洞儲集體增油效果?？p洞型油藏與常規油藏儲集空間差異大，因此，在注氣混相驅的過程中必須考慮儲集體類型對注氣的影響，在裂縫型儲集體注氣后，注入氣體沿著斷裂帶發生氣竄，沿著儲集體之間的連通通道進入相鄰的溶洞型或者孔隙性儲集體，進入后由于重力分異作用和混相作用，形成超覆在頂部儲集體，緩慢下移氣油界面，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發生混相，實現較好的混相效果，有效控制氣驅前緣。

表2 塔河油田S91單元不同儲集體注烴氣模擬結果Table 2 Simulation results of hydrocarbon injection in different reservoirs of S91 unit in Tahe Oilfield

通過溶洞儲集體注入氣體，氣體在溶洞中由于重力分異作用和混相作用，在注入溶洞形成超覆，多次接觸原油進行混相消耗注入氣體，導致注入氣無法通過連通通道波及到周圍鄰井，因此，通過溶洞儲集體進行注氣混相驅效果反而較差，只有補充地層能量作用。通過分析數值模型黏度場可知，井組注入烴氣后，烴氣與井周圍原油發生多次接觸混相被不斷消耗，波及范圍較小，未通過連通路徑進入受效井。

3.3 注氣參數優化

根據注氣方式優選結果，選擇注氣井為裂縫型儲集體，采油井為高部位溶洞型儲集體，選擇連通井組TK832CH-S91，注氣井為TK832CH，采油井為S91，影響注氣效果的主要參數為注氣量、注氣強度及注采比，其中注采比是指注入氣體地下體積與采出液體體積之比。

1）注氣量優選

針對注氣量進行優化，根據井組儲量設計TK832CH-S91連通井注氣量分別為42×104，84×104，126×104，168×104，210×104和252×104m3，注氣速度為2×104m3/d，注采比為1∶1，模擬生產時間為5 a，并設計基礎方案進行對比。

結果表明，隨著烴氣注氣量增加，增油量同步增加，但是增加幅度降低，說明注烴氣可以有效增加縫洞型油藏的采出程度，但是注氣量超過一定的界限值后，注氣效果變差，這是由于注入烴氣通過裂縫進入鄰井儲集體內部，在重力分異作用下進入儲集體頂部開始進行混相驅替剩余油，但是注氣量過大，通過裂縫氣竄進入儲集體的有效混相氣體比例降低，導致換油率降低，因此，根據換油率優選注氣量為168×104m3（圖10）。

圖10 注氣量與換油率關系曲線Fig.10 Relationship between air injection volume and oil change rate

2）注氣強度優選

針對注氣量進行優化，設計注氣速度分別為1×104，2×104，3×104，4×104，5×104和6×104m3/d，注氣量為168×104m3，注采比為1∶1，模擬生產時間為5 a，并設計基礎方案進行對比。如圖11所示，注氣強度對有注氣混相效果整體影響較?。鹤鈴姸容^低時，注入氣通過斷裂和裂縫進入儲集體頂部，形成超覆在頂部儲集體，緩慢下移氣油界面，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發生混相，實現較好的混相效果；注氣強度較大時，部分氣體通過氣竄未進入受效儲集體，因此，注氣效果較差，優選注氣速度為4×104m3/d。

圖11 注氣速度與增油量關系曲線Fig.11 Relationship between gas injection rate and oil increase

3）注采比優選

針對注采比進行優化，設計注采比分別為1∶0.7，1∶0.8，1∶0.9，1∶1，1∶1.1和1∶1.2，注氣量為168×104m3，注氣速度為4×104m3/d，模擬生產時間5 a，并設計基礎方案進行對比。如圖12所示，當注采比低于1時，增油效果好于注采比大于1，這是由于注入氣補充地層能量的同時，在儲集體頂部形成超覆與原油可以充分發生混相，因此，優選注采比為1∶0.9。

圖12 注采比與增油量關系曲線Fig.12 Relationship between injection/recovery ratio and amount of oil added

4 結論

1）S91單元剩余油分布受斷控儲層發育影響，沿斷層走向的方向呈條帶狀分布，單元南部剩余油富集，注入烴氣與地層原油最小混相壓力為42.5 MPa，明確了油藏條件下注天然氣實現混相驅可行性。

2）明確了在縫洞型油藏中注烴氣混相機理為汽化氣驅，注入氣重烴組分含量增加至21%時，最小混相壓力降到35.62 MPa，采收率增幅到最大。

3）結合縫洞油藏儲集體發育結構，優選注氣方式為裂縫型儲集體注氣，溶洞型儲集體采液，注入氣進入儲集體由于重力分異形成超覆在頂部儲集體，注入氣體在儲集體頂部與原油多次接觸發生混相。

4）研究單元注氣參數優選注氣量168×104m3、注氣速度4×104m3/d及注采比1∶0.9。