縫洞型儲(chǔ)層全直徑巖心注氣吞吐替油實(shí)驗(yàn)研究

趙磊，潘毅，劉學(xué)利，惠健，陳麗群

（1.西南石油大學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500；2.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；3.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

縫洞型儲(chǔ)層全直徑巖心注氣吞吐替油實(shí)驗(yàn)研究

趙磊1，潘毅1，劉學(xué)利2，惠健2，陳麗群3

（1.西南石油大學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500；2.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；3.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

縫洞型碳酸鹽巖油藏通常以大型溶洞、溶蝕孔洞及裂縫為主要儲(chǔ)集空間，注水開發(fā)階段油井見水快且采收率低，采用注氣吞吐可以有效提高采收率。取得塔河油田全直徑巖心樣品進(jìn)行對(duì)半剖分，根據(jù)TK404井地質(zhì)模型刻蝕造洞，并采取現(xiàn)場(chǎng)油氣樣品進(jìn)行活油復(fù)配。在不同注入氣類型、不同吞吐次數(shù)、不同降壓方式以及不同填充方式等條件下，完成了全直徑巖心吞吐替油提高原油采出程度實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果顯示，吞吐時(shí)使用N2、CO2均有良好增油效果，減緩?fù)職饨祲核俣取⒛M多孔介質(zhì)填充可在實(shí)驗(yàn)中提高采收程度。

縫洞型油藏；注氣吞吐替油；全直徑巖心實(shí)驗(yàn)；提高采收率

縫洞型碳酸鹽巖油藏勘探開發(fā)中最突出的問題是儲(chǔ)層空間展布的多變性，尤其當(dāng)儲(chǔ)層中縫洞發(fā)育時(shí)，其特征的認(rèn)識(shí)就更加困難?？p洞型碳酸鹽巖油藏具有高度非均質(zhì)性，復(fù)雜的儲(chǔ)集空間結(jié)構(gòu)、復(fù)雜的油氣水關(guān)系使得碎屑巖油藏的許多理論和實(shí)踐不能應(yīng)用于縫洞型碳酸鹽巖油藏[1-3]。

對(duì)于這類油藏，注氣是一種有效提高原油采收率的方法，不僅可以維持地層壓力，還可以提高驅(qū)油效率。注入地層的混相氣通過重力排驅(qū)、毛管驅(qū)動(dòng)、彌散/擴(kuò)散、壓力驅(qū)動(dòng)等作用，實(shí)現(xiàn)裂縫與基巖之間的交叉流和質(zhì)量傳遞，達(dá)到開采大量殘留在基巖中原油的目的[4-5]。

前期在TK404井開展注氮?dú)馓岣卟墒章尸F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，初步驗(yàn)證了注氣驅(qū)油能在一定程度上有效提高塔河油田縫洞型油藏采收率。以TK404井為研究主體，將現(xiàn)場(chǎng)取得的巖心進(jìn)行手工造縫造洞，采用全直徑巖心驅(qū)替設(shè)備，開展了不同種類注入氣、不同吞吐次數(shù)、不同降壓方式以及不同填充方式等條件下的全直徑巖心吞吐替油實(shí)驗(yàn)對(duì)比研究。

1 實(shí)驗(yàn)步驟

1.1 巖心流體樣品制備

取得塔河縫洞油藏全直徑巖心樣品，首先對(duì)其對(duì)半剖分，然后將TK404井的地質(zhì)模型圖按相似性等比例縮小，并分別在巖心剖面上進(jìn)行刻蝕，再用不滲透耐高溫聚四氟乙烯塑料薄襯墊嵌合還原為圓柱狀巖心，從而制備成TK404井地質(zhì)模型的全直徑巖心模型，如圖1所示。用以考察高溫高壓條件下注氣替油的效率及影響因素的研究。

圖1 全直徑巖心外視情況與剖開情況Fig.1Outward appearance and profile of the full diameter core

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5542-2000“地層原油物性分析方法”，應(yīng)用TK410井的原油樣品，加一部分TK410井脫出的氣，在地層溫度124.1℃下按泡點(diǎn)壓力21.31 MPa配樣，配制成符合要求的流體樣品。

1.2 實(shí)驗(yàn)測(cè)試流程

1.2.1 實(shí)驗(yàn)過程

1）裝配和清洗。如圖2所示，根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行設(shè)備裝配連接。然后用石油醚清洗巖心，再用氮?dú)獯蹈桑詈笥谜婵毡贸榭諑r心。

圖2 全直徑巖心實(shí)驗(yàn)流程Fig.2Flow of full diameter core experiment

2）飽和地層原油。首先注入不含氣原油，充滿巖心并使壓力高于泡點(diǎn)壓力以免地層原油脫氣，再注入地層原油，使壓力穩(wěn)定在40 MPa，溫度為124℃，記錄注入的壓力、體積，排出油的體積。未填充石英砂時(shí)，孔隙體積為155.6 cm3，填充石英砂后，孔隙體積為94.8 cm3，建立含束縛水體系時(shí)束縛水飽和度為37%。

3）驅(qū)替過程。巖心如圖2水平放置，首先從底部注水進(jìn)行驅(qū)替，在上側(cè)產(chǎn)出，當(dāng)產(chǎn)液含水率達(dá)到98%時(shí)停止水驅(qū)，并連接入口至裝有1 000 mL地層水的容器以模擬邊底水體。然后從產(chǎn)液出口反向注入一定量氣體進(jìn)行燜井，開始衰竭開采，反復(fù)數(shù)次后結(jié)束。

1.2.2 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

注N2、CO2提高采收率可分為混相驅(qū)和非混相驅(qū)兩種類型。N2、CO2混相驅(qū)是多次接觸混相過程，其主要機(jī)理是在高壓下通過蒸發(fā)作用從原油中提取輕烴和中間烴，達(dá)到與原油混相。實(shí)驗(yàn)室復(fù)配原油的N2、CO2最小混相壓力測(cè)驗(yàn)值均大于60 MPa。本次實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)注氮?dú)馔掏聣毫?5 MPa，達(dá)不到最低混相壓力。實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)為N2、CO2非混相驅(qū)，本次實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)方案（表1）。

前三組模型注入速度、燜井時(shí)間以及吞吐次數(shù)都相同，用來對(duì)比分析不同地層條件下注N2吞吐替油過程，第四組和第五組模型吞吐次數(shù)不同，降壓方式不同，對(duì)比分析不同降壓方式和吞吐次數(shù)對(duì)吞吐效果的影響，最后兩組注入氣種類不同，對(duì)比分析不同種類注入氣對(duì)吞吐效果的影響。

2 實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果分析

2.1 填充石英砂及建立束縛水對(duì)采出程度的影響

方案（一）、（二）和（三）采用相同的驅(qū)替方式，都是水驅(qū)+三個(gè)周期氮?dú)馔掏?，每次吞吐壓降都是?5 MPa下降到40 MPa，氮?dú)庾⑷胨俣染鶠? cm3/min，燜井時(shí)間均為4 h。方案（二）、（三）使用石英砂進(jìn)行裝填，方案（三）通過原油驅(qū)替地層水建立了含束縛水系統(tǒng)。統(tǒng)計(jì)該三組模型的單個(gè)周期采出程度與累計(jì)采出程度數(shù)據(jù)，如表2所示。

根據(jù)表2繪制曲線，得到前三組模型的吞吐周期與周期采出程度、累計(jì)采出程度關(guān)系曲線（圖3）。如圖3 所示，經(jīng)過3個(gè)吞吐輪次后，方案（二）的累計(jì)采出程度要高于方案（一）。這是因?yàn)樘畛涫⑸昂?，模型中形成多孔介質(zhì)，減緩了氣液界面推進(jìn)速度，延遲了氣體突破時(shí)間。建立束縛水飽和度后，由于巖心中可動(dòng)用油體積的減小和賈敏效應(yīng)帶來的額外阻力，使得方案（三）累計(jì)采出程度要低于方案（二）。

表1 高溫高壓注氣吞吐替油實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)Table 1Experiment scheme of puff and huff at high pressure and temperature

表2 前三組方案的采出程度統(tǒng)計(jì)Table 2Oil recovery degree of the first three scheme

圖3前三組模型的吞吐周期與周期采出程度、累計(jì)采出程度關(guān)系曲線Fig.3Relation between the cycle time of the puff and huff with the oil recovery degree and cumulative oil recovery degree of the first three model

2.2 降壓方式對(duì)采出程度的影響

從燜井后的平均地層壓力降低到生產(chǎn)時(shí)的井底壓力，可以一次降壓或分級(jí)降壓。為了研究降壓方式對(duì)吞吐效果的影響，設(shè)計(jì)了兩組實(shí)驗(yàn)，即方案（三）和方案（四）的兩組實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)吞吐的次數(shù)和降壓方式不同，前者壓力變化為55→47→40 MPa，后者壓力變化為55→52→49→46→43→40 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。

分析表3可知，壓力變化為55→52→49→46→43→40 MPa的吞吐替油，其每個(gè)周期的采出程度都要高于壓力變化為55→47→40 MPa的吞吐替油的周期采出程度，說明降壓次數(shù)越多，周期采出程度越高。

2.3 吞吐次數(shù)與注N2量的關(guān)系

將四組實(shí)驗(yàn)中的累計(jì)注N2量與吞吐累計(jì)采出程度的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表4所示，分析累計(jì)采出程度與吞吐次數(shù)的關(guān)系。

根據(jù)表4繪制曲線，得到四組模型的累計(jì)注N2量與累計(jì)采出程度關(guān)系曲線（圖4）。從圖4可知，隨著累計(jì)注N2量的增加，除了方案（三）的累計(jì)采出程度增加幅度較為平緩?fù)?，其他三組模型的累計(jì)采出程度隨著注N2量的增加而增加，并且增加幅度較大，說明：方案（三）此時(shí)的吞吐效果不好，繼續(xù)吞吐效果不大，不適宜繼續(xù)進(jìn)行注N2吞吐替油提高采收率；而其他三組模型增幅較大，還未見增幅變平緩，模型中還有能量可以繼續(xù)進(jìn)行注N2吞吐。此外，四組模型從生產(chǎn)井注N2達(dá)到相同的壓力55 MPa，隨著吞吐次數(shù)的增加，N2注入量也在不斷增加，越到后面注入的N2量越大，實(shí)際生產(chǎn)過程中還要考慮N2注入量的問題來確定吞吐次數(shù)。

表3 不同降壓方式下采出程度統(tǒng)計(jì)Table 3Oil recovery degree under different pressure release methods

表4 四組模型累計(jì)注N2量與累計(jì)采出程度關(guān)系Table 4Relation between nitrogen injection number and cumulative oil recovery of four models

圖4 四組模型的累計(jì)注N2量與累計(jì)采出程度關(guān)系曲線Fig.4Relation between nitrogen injection number and cumulative oil recovery of four models

2.4 不同種類注入氣的影響

將方案（四）和方案（五）的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表5所示。兩組模型除開注入氣類型不同外，吞吐次數(shù)、壓降變化、燜井時(shí)間、注入速度等都相同。

分析表5周期采出程度可以看出，注入N2吞吐和注入CO2吞吐的周期采出程度都經(jīng)歷一個(gè)先下降后上升的過程。區(qū)別在于注N2吞吐的周期采出程度的上升趨勢(shì)明顯，說明模型能夠繼續(xù)注N2進(jìn)行吞吐，增加吞吐次數(shù)；注CO2吞吐下降后略微上升，整體趨勢(shì)是趨于平緩的，進(jìn)行注CO2吞吐將失效。再對(duì)比累計(jì)采出程度可知，注CO2吞吐的累計(jì)采出程度要高于注N2吞吐的累計(jì)采出程度，這是因?yàn)镃O2的膨脹系數(shù)大于N2的膨脹系數(shù)，與原油溶解N2相比，原油溶解CO2后體積膨脹得更大，能使更多剩余油恢復(fù)流動(dòng)被驅(qū)替出來；CO2和N2溶解于原油后均能降低原油黏度，且溶解CO2后原油黏度降低幅度大于溶解N2后原油降低幅度，原油溶解CO2后的流動(dòng)性比溶解N2后的流動(dòng)性強(qiáng)，因此，能采出更多的剩余油。

表5 不同注入氣吞吐采出程度統(tǒng)計(jì)Table 5Oil recovery degree of different gas injection puff and huff

3 結(jié)論

通過全直徑巖心高溫高壓注氣吞吐替油實(shí)驗(yàn)研究取得以下認(rèn)知：

1）模型是水平放置，縫洞中存在氣液分離，存在指進(jìn)現(xiàn)象。填充石英砂后，模型中形成多孔介質(zhì)，能夠減緩多孔介質(zhì)中氣液界面推進(jìn)速度、延遲氣體突破時(shí)間。

2）不同的降壓方式對(duì)N2吞吐的采出程度也有很大影響，降壓次數(shù)越多，采出程度越高。

3）隨著吞吐次數(shù)的增加，要達(dá)到相同的實(shí)驗(yàn)壓力所需的N2量也增加，實(shí)際生產(chǎn)時(shí)考慮N2注入量來確定吞吐次數(shù)。

4）在高溫高壓下，注入的N2與原油接觸后一般會(huì)部分溶于原油中，使原油體積膨脹，把小縫、洞及連通性好的部分微裂縫里的原油驅(qū)替出來；此外注入N2后，在模型中形成束縛氣飽和度，改善模型中的滲透條件，使束縛水飽和度發(fā)生變化，模型中的含水飽和度及水相相對(duì)滲透率降低，在一定程度上提高水驅(qū)波及體積。

5）對(duì)比注CO2和注N2吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果，發(fā)現(xiàn)注CO2能更多的采出剩余油，采出程度比注N2吞吐采出程度要好。

[1]劉中春.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率技術(shù)途徑[J].油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（6）:66-68.

[2]呂愛民.碳酸鹽巖縫洞型油藏油藏工程方法研究[D].山東：中國石油大學(xué)（華東），2007.

[3]李陽.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)理論及方法[J].石油學(xué)報(bào)，2013，34（1）:115-121.

[4]肖陽，康博，鄧興梁，等.縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏不同開發(fā)方式全直徑物理模擬研究[J].新疆石油天然氣，2012，8（1）: 58-61.

[5]湯妍冰，黃江濤.以TK404井為例淺析注氣提高采收率在塔河4區(qū)的應(yīng)用[J].價(jià)值工程，2013，32（14）:311-312.

（編輯：尹淑容）

Research on gas injection puff and huff displacement of full diameter core in fracture-vug carbonate reservoir

Zhao Lei1,Pan Yi1,Liu Xueli2,Hui Jian2and Chen Liqun3
(1.State Key Laboratory of South West Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China；2.Northwest Company,SINOPEC,Urumchi,Xinjiang 830011,China；3.Research Institute of Exploration and Development,Tarim Oilfield Company,CNPC,Korla,Xinjiang 841000,China)

The major reservoir space of fracture-vug carbonate reservoir includes large caves,dissolved pores and fractures.In wa?ter injection development stage,water breakthrough is fast in the oil production wells and the recovery efficiency is low.The full di?ameter outcrop core of Tahe are cut into half,and made sewing and hole in each half based on geological model of well-TK404.The samples are made by oil and gas in site.In different injection gas types and puff and huff times,different ways to reduce pressure and different ways of filling conditions,the recovery efficiency of full diameter core physical experiment was researched.The result showed that N2and CO2have great oil increase effects when puff and huff,and the slower depressurizing rate and the filled porous media can improve oil recovery in the experiment.

fracture-vug reservoir,gas injection puff and huff displacement,full diameter core experiment,enhanced oil recovery

TE357

A

2014-10-09。

趙磊（1988—），男，在讀碩士研究生，油氣田開發(fā)方向的研究。