大凌河油田下臺階高飽和油藏轉(zhuǎn)天然氣驅(qū)可行性分析

大凌河油田下臺階高飽和油藏轉(zhuǎn)天然氣驅(qū)可行性分析

油藏?zé)o砂氣管網(wǎng)開發(fā)方式愛西油田的大部分低密度、低滲、低粘度和高油氣。這是典型的高飽和油氣藏。由于這種油藏脫氣嚴(yán)重，地層壓力顯著降低，因此很難實(shí)施注水開發(fā)，對污水影響不理想，整個(gè)采區(qū)采得復(fù)雜。為改善開發(fā)效果,提高采出程度,需要一種新的開發(fā)方式提高油藏的采收率。本次以錦2-6-9塊大凌河油層為研究對象,探討其轉(zhuǎn)天然氣驅(qū)的可行性,分析各種因素對氣驅(qū)的影響,為油田高飽和油藏開發(fā)提供技術(shù)儲備。1收率油藏地質(zhì)因素根據(jù)國內(nèi)外成功的天然氣驅(qū)經(jīng)驗(yàn),影響注天然氣采收率油藏因素可分為五類:儲層滲流物性參數(shù);原始地質(zhì)儲量的品質(zhì);儲層構(gòu)造復(fù)雜程度;儲層非均質(zhì)程度;儲層能量狀態(tài)(溶解氣油比、原油體積系數(shù)等);1.1原油粘度、原始油氣比和體積系數(shù)錦2-6-9塊大凌河油層,埋深-2200～-2900m,地面脫氣原油粘度(50℃)為2.28mPa.s,原始油氣比為276m3/t,原油體積系數(shù)為1.716。油藏平均孔隙度16.9%,有效滲透率117×10-3μm2,為低粘度,高氣油比,中低滲油藏,符合天然氣驅(qū)基本條件。1.2水不發(fā)揮,油層嚴(yán)重脫氣斷塊1980年實(shí)施注水開發(fā),但由于砂體連續(xù)性差,儲層非均質(zhì)性強(qiáng),導(dǎo)致區(qū)塊內(nèi)部油井注水不見效,地層壓力下降,油層嚴(yán)重脫氣,油井產(chǎn)量大幅下滑。因此,靠注水開發(fā)提高區(qū)塊采收率潛力較小,截止到目前為止,區(qū)塊采出程度僅22.39%,通過調(diào)研發(fā)現(xiàn),該類油藏實(shí)施天然氣驅(qū),采收率可達(dá)50%以上,因此該油藏轉(zhuǎn)天然氣驅(qū),提高采收率的潛力很大。1.3儲層的設(shè)置國內(nèi)外注天然氣實(shí)例表明,油藏構(gòu)造是天然氣驅(qū)的主要影響因素,構(gòu)造簡單、斷層封閉型好、天然裂縫不發(fā)育的儲層適合天然氣驅(qū)。錦2-6-9塊大凌河油層為一由周圍四條斷層夾持的近封閉的斷鼻構(gòu)造,內(nèi)部由3條次級斷層將斷塊分為四個(gè)次級獨(dú)立的區(qū)塊,油藏構(gòu)造簡單,同時(shí)地層有一定的傾角(14°-18°),利于于重力驅(qū)油油,因此適合開展天然氣驅(qū)。2驅(qū)油效率研究2.1天然氣驅(qū)油需要采用混相驅(qū)油通過細(xì)管實(shí)驗(yàn),測定了斷塊最小混相壓力,測試結(jié)果表明(見圖1),該斷塊內(nèi)部大凌河油組地層原油最小混相壓力26.5MPa,而錦2-6-9塊大凌河油層原始地層壓力28.1MPa,高于最小混相壓力,因此在低于巖石破裂壓力的條件下,注入天然氣在地下條件下可以形成混相,從而形成混相驅(qū),大幅度提高天然氣驅(qū)的驅(qū)油效率和最終采收率。但目前油藏壓力已經(jīng)低于最低混相壓力,因此,在現(xiàn)有條件下,如果對其進(jìn)行轉(zhuǎn)天然氣驅(qū),恢復(fù)地層壓力,讓油藏重新飽和,形成混相驅(qū),則可大幅度提高油藏開發(fā)效果。2.2地層水驅(qū)油效率在模擬目前地層條件下,開展了三種不同驅(qū)替方式的實(shí)驗(yàn),從圖2中可以看出,天然氣連續(xù)驅(qū)替0.5pv后轉(zhuǎn)地層水連續(xù)驅(qū)替的驅(qū)油效率最高,為58.8%;連續(xù)天然氣驅(qū)替次之,為54.4%;連續(xù)地層水驅(qū)替較差,為49.1%?？紤]到油藏實(shí)際,注氣后再注水驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)條件復(fù)雜,受注入量、注入層位和注入工藝等各方面的影響,建議錦2-6-9塊大凌河油層開展連續(xù)注天然氣非混相驅(qū)。3數(shù)模研究研究采用簡單的一注一采模型,通過調(diào)整富化度、粘度,注入壓力等相關(guān)注入?yún)?shù),模擬不同注入?yún)?shù)對采收率的影響。3.1粘度對氣驅(qū)效果的影響通過調(diào)整注入氣粘度,發(fā)現(xiàn)天然氣粘度越低,氣驅(qū)效果變差,但變化幅度不是很大,粘度對氣驅(qū)效果敏感性差。分析認(rèn)為由于注入氣體的粘度較地層中流體粘度小,以及地層非均質(zhì)性等因素,使得氣體在油層中形成指進(jìn),造成氣體突破,在平面上驅(qū)替速度不一樣。3.2注氣壓力和注氣速度在高注入速度下,對應(yīng)的注入壓力高,油藏相對吸氣能力強(qiáng),從而提高地層的壓力,增加了油井的產(chǎn)量,提高了油藏的采出程度。3.3注入天然氣富化度隨著注入天然氣富化度的增加,累積產(chǎn)油量和原油的采出程度只有較小幅度的增加,即注入天然氣富化度不是敏感的控制參數(shù)。但天然氣富化度對增加天然氣驅(qū)波及效率及降低油氣兩相最小混相壓力有較大的貢獻(xiàn)。3.4飽和水溶液中氣驅(qū)效果注入時(shí)機(jī)主要包括注氣前油藏壓力保持狀況及剩余油飽和度。通過調(diào)整油層壓力及不同剩余油飽和度,結(jié)果顯示,油藏飽和壓力下氣驅(qū)明顯低于飽和壓力以上的氣驅(qū)效果,在低于飽和壓力下,油層壓力越低,氣驅(qū)效果越差;目前錦2-6-9大凌河油層地層壓力僅為18.81MPa,低于飽和壓力,為提高氣驅(qū)效果,有必要先注氣恢復(fù)地層能量。通過調(diào)整油藏剩余油飽和度的模擬計(jì)算表明,剩余油飽和度越高,氣驅(qū)采收率越高,氣驅(qū)效果越好。4天然氣設(shè)計(jì)方案4.1注氣穩(wěn)定油環(huán)位置由于剩余油主要以油環(huán)形式存在,且底水錐進(jìn)嚴(yán)重,氣頂大幅度上移,同時(shí)注氣后飽和壓力上升迅速,實(shí)現(xiàn)混相區(qū)所需壓力高,故應(yīng)采用頂部注氣穩(wěn)定油環(huán)位置,抑制氣竄和水錐的方式來獲得最大的剩余油采出程度。采油井布在剩余油富集區(qū),由于目前現(xiàn)有井距較小,已能滿足頂部注氣驅(qū)油的需要,從經(jīng)濟(jì)角度出發(fā),盡量采用現(xiàn)有井網(wǎng)中的井,實(shí)現(xiàn)對剩余油的控制。4.2注氣速度對驅(qū)油效果的影響通過建模,按照目前斷塊實(shí)際井網(wǎng)模擬出1個(gè)一注四采的井組開展注氣驅(qū)油,通過注入氣體補(bǔ)充地層能量,穩(wěn)定油環(huán)位置,故主要的敏感參數(shù)為注氣速度,因此根據(jù)不同的日注入氣量,設(shè)計(jì)了5套方案(見表1)。根據(jù)方案效果表明:注氣速度越高,產(chǎn)油量也高,但氣體突破早,氣油比上升快,換油率降低,由累產(chǎn)油量和換油率的統(tǒng)計(jì)表可以看出,選擇方案二(注氣3萬方/天)可以有效的動用產(chǎn)油量,而且可以更好的控制換油率,累增油為16.88萬方,提高原油采出程度5.45%。(2)數(shù)模研究結(jié)果顯示,注氣壓力及注氣速度對氣驅(qū)效果起著決