碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素

侯吉瑞，张　丽，李海波，李　巍，苑登御，苑玉静，郑泽宇，罗　旻

（1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京102249；3.石油工程教育部重点实验室，北京102249；4.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257000）

碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱提高采收率的影响因素

侯吉瑞1，2，3，张丽4，李海波1，2，3，李巍1，2，3，苑登御1，2，3，苑玉静1，2，3，郑泽宇1，2，3，罗旻1，2，3

（1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室，北京102249；3.石油工程教育部重点实验室，北京102249；4.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257000）

碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程中地层能量衰竭明显，氮气驱可以有效地补充地层能量，并增强采出能力；但只有合适的注入速度、注入时机和注入方式等才能使氮气驱达到最好的驱替效果。利用地质构造和生产动态资料建立缝洞型油藏的二维可视化地层仿真剖面模型，在室内底水能量不足时，进行了氮气驱注入速度、注入时机和注入方式等因素对采收率的影响程度研究，结果表明，氮气驱注入速度对波及范围和气窜控制有较大的影响，过大过小都会使最终采收率偏低；氮气驱注入时机的早晚影响水驱效果，进而影响采收率，注入时机过早水驱效果差，注入时机过晚气驱效果差；连续氮气驱、氮气—水交替、氮气—活性水交替等注入方式可以将采收率从20%分别提高到47.09%，60.08%和61.45%。

碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱注入速度注入时机注入方式采收率

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏与普通砂岩油藏不同，其储集空间类型多样、形态差异较大，非均质性强［1-3］。溶洞是最有效的储集空间，裂缝是次要储集体，而基质部分基本不具备存储油气的能力［4-5］。该类型油藏开发初期主要是依靠天然能量开采，随着开发的不断进行，天然能量和采出能力皆表现出不足［6］，注水开发是初期解决该问题的最有效方法，但是随着注水轮次的增多，含水率不断升高，采收率明显降低，逐步呈现出开发难度加大的状况［7-10］。诸多学者对碳酸盐岩缝洞型油藏氮气驱可行性进行分析认为，氮气驱在碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率方面有着极大的潜力［11-13］；然而在部分矿场试验中氮气驱提高采收率效果并不稳定。为此，笔者主要研究了氮气驱提高采收率的影响因素，以期为合理进行氮气驱提供有利依据。

1　实验器材

实验装置物理模拟实验装置主要由3部分组成（图1）：①缝洞型介质物理模型。基于塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏S48区块地质构造资料以及S48井、TK467井生产动态资料的研究，设计并制作了可视化二维地层仿真模型（图2）；②实验控制系统。主要包括恒流泵、活塞式中间容器、恒流气体注入装置、恒温箱以及模型固定装置等；③数据采集系统。主要包括计算机、数据采集器、压差传感器、温度传感器、背光设备以及录像设备等。

实验材料①模拟油，粘度为23.9 mPa·s；②模拟地层水，矿化度为200 000 mg/L；③活性水，活性剂选择十二烷基苯磺酸钠（ABS），表面活性剂溶液质量分数为0.3%；④氮气，液化瓶装氮气，纯度为99.99%。

图1　物理模拟实验装置Fig.1　Physical simulation experiment device

图2　缝洞型油藏可视化二维地层仿真模型Fig.2　2D visualized physical simulation model of fractured-vuggy reservoir

2　影响因素实验研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱过程中，当油水液面到达局部构造顶部最低点时，水流只沿该点流动而不再继续上升，形成阁楼油；会导致油无法被启动，从而形成低压剩余油滞留区，即绕流油；同时在水驱岩石壁上因岩石润湿性会粘附一层油膜。这3种类型的剩余油是碳酸盐岩缝洞型油藏水驱后最主要的剩余油类型。氮气驱后由于氮气与原油的重力分异作用以及压力场的改变带来的水驱流线的改变，将3种类型的剩余油部分启动，从而提高了最终采收率。氮气注入速度、注入时机和注入方式的不同，在一定程度上影响了氮气对剩余油的启动。

2.1注入速度

在水驱结束后改变注气速度进行注氮气驱替实验，研究注气速度对S48井及TK467井二维地层仿真模型驱油效率的影响。实验方案为：先对模型以2 mL/min的速度进行底水驱，直至2口生产井采出液含水率均大于98%。方案1为从TK467井以1 mL/min的速度注入氮气，至S48井完全气窜为止；方案2为从TK467井以2 mL/min的速度注入氮气，至S48井完全气窜为止；方案3为从TK467井以5 mL/ min的速度注入氮气，至S48井完全气窜为止；方案4为从TK467井以10 mL/min的速度注入氮气，至S48井完全气窜为止。实验温度恒为25℃。

由图3可以看出，氮气注入后首先进入4号洞，占据4号洞的顶部位置将其中的原油驱替出来，之后依次进入2号洞、3号洞、5号洞。注气速度为1 mL/min时，气体无法进入3号洞，2号洞内剩余油启动程度也较低；注气速度为10 mL/min时，气体未进入3号洞而进入5号洞形成气窜，2号洞内剩余油启动程度也较低。因此，过高或过低的注气速度都不能充分发挥氮气驱提高采收率的潜力，合理的注气速度可以最大幅度提高采收率。由图4可以看出，注气速度为2 mL/min时提高采收率幅度最大，水驱采收率由49.032%提高到82.78%（图4）。

图3　不同氮气注气速度条件下驱替过程油气水分布Fig.3　Distributions of oil，gas and water under different nitrogen injection rates

图4　不同氮气注气速度条件下采收率Fig.4　Recovery efficiency under different nitrogen injection rates

氮气驱注气速度直接影响发生气窜时间和氮气注入量，从而影响最终采收率。高注气速度虽在短时间内能达到高注气量和剩余油的高采出量，但油气流度差异使气体很快发生窜逸，使注气时间缩短，最终采收率较低；低注气速度虽然可以延长注气时间，但由于注气强度不够，注入气不能进入阻力较大的洞缝内，而只能进入阻力小的大溶洞和裂缝中，驱油动力不足，最终采收率也较低。实验证明只有注气速度为2 mL/min时才既能提供足够的驱油动力，又能保证足够长的注入时间和注入量。

2.2注入时机

为研究不同注入时机对氮气驱提高采收率的影响，设计了低水驱程度和高水驱程度2种氮气驱替实验。

实验方案先对模型进行底水驱，驱替速度为2 mL/min。方案1为低水驱程度实验，水驱仅进行至TK467井采出液含水率大于98%；方案2为高水驱程度实验，水驱进行至2口生产井采出液含水率均大于98%，之后对TK467井转注氮气驱，至S48井采出液含水率大于98%为止。实验温度恒为25℃。

实验结果①低水驱程度下转注氮气驱提高采收率幅度为47.09%，最终采收率为67.39%；②高水驱程度下转注氮气驱提高采收率幅度为33.75%，最终采收率为82.78%。实验结果表明，注氮气驱较早，提高采收率幅度就较大，但转注时机过早，最终采收率会由于水驱效率差而受到影响反而较低；注氮气驱较晚，则提高采收率幅度较低。底水作用是氮气驱提高采收率过程中不可以忽视的影响因素。由图5可以看出，氮气注入后首先进入与注入井连通性最好的溶洞顶部，将其中的原油驱替出来，在驱油过程中压力发生改变，气体会逐步进入其他的溶洞，形成气窜。由于气体密度小，所以气体主要驱替的是孔缝洞结构中占据相对较高位置的原油，而对于低部位的原油，氮气无法有效发挥驱油作用。而底水由于其密度大，可以有效作用于孔缝洞中相对位置较低的原油。氮气驱替无法完全代替底水的驱替作用，因此转注氮气驱的时机应该在充分利用底水能量之后。

图5　不同氮气驱注入时机条件下的油气水分布Fig.5　Distributions of oil，gas and water under different nitrogen injection timings

2.3注入方式

研究不同氮气驱注入方式对其提高采收率的影响，实验设计观察连续氮气驱、氮气—水交替驱以及氮气—活性水交替驱对采收率的影响。实验方案为：先对模型进行底水驱，驱替速度为2 mL/ min，至TK467井采出液含水率大于98%为止，之后在3组实验中分别对TK467井进行氮气连续注入、氮气—水交替注入和氮气—活性水交替注入，至S48井采出液含水率大于98%为止。实验温度恒为25℃。

在水驱采收率分别为20.30%，20.43%和20%的基础上分别提高采收率为47.09%，60.08%和61.45%。实验结果表明，氮气—活性水交替驱和氮气—水交替驱对提高采收率比连续氮气驱有明显优势（图6），前两者充分发挥注入流体的驱油作用，氮气可以进入到水无法波及到的构造高部位，从而启动该部位的阁楼油，同时气体阻力相对较小，可以进入水驱无法驱替的阻力较大的孔洞缝，注入水抬升了缝洞油水界面，从而提高注入流体的驱油效率；并在一定程度上发挥了协同效应，气体的注入改变了压力场的分布，从而改变了水流通道，一定程度上增加了水驱波及体积，提升了油气界面，从而抑制了气窜。氮气—活性水交替驱与氮气—水交替驱相比较最主要的优势在于氮气—活性水交替驱发挥了表面活性剂剥离油膜的洗油作用，而碳酸盐岩缝洞型油藏储渗空间比表面积相对较小，提高洗油效率作用并不明显，因此在采收率接近的情况下，氮气—水交替注入更加经济。

图6　不同氮气驱注入方式下的采收率变化Fig.6　Recovery efficiency under differentnitrogen injection modes

3　结论

室内实验研究表明，氮气驱注入速度对提高采收率有较为显著的影响。注入速度过低，则部分阻力大的缝洞内剩余油无法启动；注入速度过大，则气体窜流过快。氮气驱注入时机的影响较为复杂，转注时机过早，可提高采收率幅度大，但最终的采收率会由于水驱效果差而受到影响反而较低；转注时机过晚，则氮气驱的剩余油较少。氮气—水交替驱和氮气—活性水交替驱比单纯连续氮气驱提高采收率效果更好，而氮气—水交替驱相比氮气—活性水交替驱采收率仅仅低1%左右，从经济角度出发氮气—水交替驱更具有可行性。

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编辑王星

Influencing factors on EOR nitrogen flooding in fractured-vuggy carbonate reservoir

Hou Jirui1，2，3，Zhang Li4，Li Haibo1，2，3，Li Wei1，2，3，Yuan Dengyu1，2，3，Yuan Yujing1，2，3，Zheng Zeyu1，2，3，Luo Min1，2，3

（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery，China University of Petroleum（Beijing），Beijing City，102249，China；2.Basic Theory Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Low Permeability Oilfield，Key Laboratory of Tertiary Oil Recovery，PetroChina，Beijing City，102249，China；3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，Beijing City，102249，China；4.Offshore Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257000，China）

Formation energy in the carbonate fractured-vuggy reservoir becomes less along with the exploitation.Nitrogen flooding can effectively complement the formation energy，and enhance the capacity of production.Only appropriate injection rate，injection timing and injection mode can achieve the best displacement effect of the nitrogen flooding.A visualized physical simulation model of the fractured-vuggy reservoir was designed based on geological structure data and dynamic production data.Influencing factors on nitrogen injection including injection rate，injection timing and injection mode were analyzed when bottom water energy is not enough in laboratory.The results show that the injection rate has great influence on sweep efficiency and gas channeling and the ultimate recovery efficiency would be low under inappropriate injection rate. Injection timing has influence on water flooding and recovery efficiency.If the opportunity of nitrogen injection is too early，water flooding effects will be poor；and if the opportunity of nitrogen injection is too late，nitrogen flooding effects will be poor.Under the condition of recovery efficiency of 20%by water drive，continuous nitrogen injection can improve the recovery efficiency to 47.09%，while alternating injection of water and nitrogen can improve the recovery efficiency to 60.08%，and alternating injection of surfactant water and nitrogen can improve the recovery efficiency to 61.45%.

carbonate；fractured-vuggy reservoir；nitrogen flooding；injection rate；injection timing；injection mode；recovery efficiency

TE357.42

A

1009-9603（2015）05-0064-05

2015-07-16。

侯吉瑞（1965—），男，吉林九台人，教授，博导，从事三次采油方面的研究。联系电话：（010）89731663，E-mail：houjirui@126. com。

国家“973”计划“碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率基础研究——提高采收率方法研究及优化”（2011CB201006），国家科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏提高开发效果技术——补充能量注入体系优选实验研究”（2011ZX05014-003）和“油田开采后期提高采收率技术”（2011ZX05009-004）。