谷海亮 杜明慧
中石化西北油田分公司采油三厂 新疆 轮台 841600
摘要：塔河油田碳酸盐岩油藏具有储集体埋藏深、非均质性强、储集空间变化大的特征，储集体类型以缝洞型油藏为主[1]。碳酸盐岩强能量油藏注氮气三次采油是底水油藏底水抬升后的主要开发手段，本文通过统计分析强底水油藏注气效果，研究影响注气效果的主要因素，总结出一套定量-半定量化选井标准，对已实施注气井静、动态特征分析，刻画地质模型，总结剩余油分布规律及开发政策[2]。
关键词：强能量油藏；氮气三次采油；地质模型；剩余油分布规律
前言
塔河油田强底水油藏注气三采是解决底水矛盾的重要手段，前期在注气选井以及注气参数调整方面一直处于摸索阶段，未形成系统的选井及注采参数调整标准[3]。同时，近年来强底水注气逐渐凸显出首轮注气即无效以及多轮次注气变差两个矛盾。而由于碳酸盐岩缝洞型油藏储集体空间结构的复杂性，对储集体发育模式、油水关系以及剩余油的分布认识不清严重制约着注气开发效果。因此，为了满足精细效益开发的需要，建立强底水油藏注气选井标准、参数调整标准及摸清剩余油分布势在必行。
1注气机理认识
注气三采主要在于氮气在原油中的混相压力更高，且随着压力逐渐增高，氮气在原油中的溶解度逐渐增大，在地层条件下混合后能起到一定的降黏的作用。注入气体主要通过重力分异作用形成次生气顶，将注水未能波及到的顶部剩余油向下驱替进入井筒。重力驱替示意图见图1-1:
图1-1 重力驱替示意图
同时随着开发后期，天然或注水人工油水界面抬升明显，注入的氮气进入构造高部位，含油饱和度明显降低，通过补充地下体积置换作用开采顶部剩余油，从而达到提高缝洞型油藏顶部剩余油动用程度的目的。地下体积置换作用示意图见图1-2:
图1-2 地下体积置换示意图
地下体积计算方法：P0、P1分别为注气前和注气后的地层压力，△P=P1-P0为注气后压缩原油体积，补充油藏能量产生的压差，压低油水界面作用高于临界水侵压差。
地下气体体积Vg1=V0C0△P
根据实际气体状态方程可得需标态下的注气量
V标=（Z标/Z1）*（P1/P标）*（T标/T地）*Vg1
2强底水油藏注气选井标准及参数设计标准
通过统计80口强底水注气井的开发方式及效果，针对强底水注气过程中存在的注气选井、参数调整及剩余油描述及开发技术等方面存在的问题展开系统的研究，取得了较为丰硕的成果和认识，为碳酸盐岩强底水油藏注气提高采收率提供了重要技术支撑。
2.1强底水油藏注气影响因素及选井标准
根据单井注氮气的不同影响因素，将注气影响因素类型划分为：构造位置、储集体类型、溢出口位置、以及剩余地质储量四大类，并针对四大类进行详细划分为14亚类。通过数据统计逐步量化影响注氮气效果的主控因素，初步实现了注气选井标准：强底水油藏注气裂缝孔洞型储集体最优，溶洞型储集体次之；构造位置斜坡部位最优；溢出口位置0-30m最优，30-60m次之；剩余地质储量5-10万最优，30万以上次之。将各个影响因素按照影响大小进行权重划分，在注气前对注气井进行评估衡量注气风险。
2.2强底水油藏注气三采注采参数设计标准
通过注气统计规律及能量特征量化技术形成注气参数设计标准。注气时机把控方面，针对主断裂水体能量强，自喷期后期水淹程度不断加剧，转抽高含水风险大的油井，停喷后提前注气保压，一方面补充断裂油体能量；另一方面抑制区域底水抬升；注气规模量化设计方面，利用屏蔽压差量化强底水油藏注气设计, 通过引入补压系数对油水能量压差进行表征，根据屏蔽压差计算需补充的地层压力，结合单位压降产液量量化注气量。气水比设计方面，通过对已实施注气井深入研究，气水比的大小影响气水混合程度，进而影响气柱能量强弱，合理的气水比可大幅提升气携液能力，避免气液滑脱，提高气水混注置换率。通过对强底水油井气水比注气效果散点规律统计，气水比200-400时可有效补充油体能量，提高注气效果。注气速度方面，注气速度越高，利于注入气体进入阻力较大的缝洞内，提升气体波及范围及驱油动力，从而提高动用远端能力。
2.3强能量油藏剩余油判别标准
通过强能量注气井的开发方式及效果统计，结合静态地震资料以及油井的含水上升类型，对剩余油阁楼体油藏模型进行划分：静态上显示单个储集体底水延裂缝窜进，生产过程中含水快速上升类型为裂缝窜进型单阁楼体；静态上显示单个储集体底水延大尺度通道平稳抬升，生产过程中含水缓慢上升类型为均匀水侵型单阁楼体；静态上显示存在两套储集体，生产过程中含水稳定，表现为油水赋存分离在不同储集体的类型为均双阁楼体；静态上显示存在两套储集体，生产过程中含水稳定，表现为油水赋存分离在不同储集体的类型为均双阁楼体；静态上显示存在三套以上储集体，生产过程中含水台阶上升，表现多个储集体的逐级水淹的类型为多阁楼体。针对四类不同的油藏模型分别实施周期注气、集中注气、阶梯注气以及渐进注气的注气开发方式分别达到不同的动用目的。
3结论及认识?
针对强底水注气过程中存在的注气选井、参数调整及剩余油描述及开发技术等方面均取得了以下的结论和认识：①强底水油藏注气裂缝孔洞型储集体、构造位置斜坡部位、溢出口位置0-30m最优、剩余地质储量5-10万注气效果最佳；②气水比200-400，提高注气速度是强底水油藏注气的有利参数；③不同阁楼气体动用程度差异大，引导气顶移动可有效驱动剩余油，针对已形成的四类不同的油藏模型分别实施周期注气、集中注气、阶梯注气以及渐进注气的注气开发方式。
参考文献
[1] 任爱军.塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究[J].石油天然气学报. 2011,33(6):304-306.
[2] 彭守涛,何治亮,丁勇等.塔河油田托甫台地区奥陶系一间房组碳酸盐岩储层特征及主控因素[J].石油实验地质.2010,32(2):108-114.
[3] 刘中春．塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J]. 油气地质与采收率.2012,19 (6):66-68.