塔河油田稠油油藏天然氣驅(qū)可行性研究

劉 磊 張 帥 曹 暢 廖志勇 程仲富 郭繼香

(1.中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京 102249； 2.中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田為縫洞型碳酸鹽巖油藏，其具有儲層埋藏深、儲滲能力低、非均質(zhì)性極強的特點，油藏儲集空間以大型溶洞為主，滲流通道以裂縫型通道為主，這類油藏自身能量不足，開發(fā)過程中產(chǎn)量遞減快，一次采油采收率較低[1-3]。塔河油田二次采油以注水替油提高采收率技術(shù)為主導，但是隨著注水輪次的增加，注水替油效果變差，注水替油失效井已增加至百分之三十，且繼衰竭式開采、注水開采后，部分區(qū)塊油藏的采收率仍不足百分之十，剩余油開采潛力巨大[4，5]。對于縫洞型油藏，注水失效后采用注氣開采具有較好的提高采收率效果，目前注氣已經(jīng)成為美國碳酸鹽巖油藏主要的提高采收率技術(shù)[5-8]。

國內(nèi)外對于碳酸鹽巖油藏使用的氣驅(qū)提高原油采收率方法主要是二氧化碳驅(qū)，但是塔河油田不具備二氧化碳驅(qū)的氣源條件，因此于2012年開始開展注氮氣驅(qū)油試驗，截至2015年底已累計增油75.2萬噸，取得了較好的效果[4，9]。相較于注氮氣驅(qū)油，天然氣在原油中的溶解度遠大于氮氣，天然氣溶于原油后原油黏度顯著降低，體積明顯膨脹，且更易與原油形成混相帶，具有氮氣驅(qū)不具備的優(yōu)點，因此進行塔河油田天然氣驅(qū)可行性研究對于提高深層稠油采收率具有重大意義。

1 稠油注天然氣室內(nèi)實驗評價

1.1 稠油注天然氣提高采收率機理

稠油注天然氣提高采收率技術(shù)是將天然氣在高壓條件下注入地層，天然氣溶入地層原油后，原油黏度降低，流動性提高；原油體積膨脹，驅(qū)動能量增強；形成油氣混相帶，界面張力降低，驅(qū)替阻力減小[10]。為了論證塔河油田稠油油藏天然氣驅(qū)的可行性，采用12區(qū)TH12340井原油和計轉(zhuǎn)站天然氣進行稠油注天然氣室內(nèi)評價實驗。

1.2 稠油油樣基本物性

利用Haake Mars Ⅲ型流變儀和D-SY-05型石油密度計測定油樣在50℃和130℃下的黏度和密度，油樣在各溫度下的黏度和密度見表1。

表1 實驗油樣黏度和密度

1.3 稠油注天然氣靜態(tài)混溶實驗

利用流變儀密閉單元測量系統(tǒng)在130℃條件下對油樣進行不同壓力下的注天然氣溶解實驗研究，結(jié)果如表2和圖1、圖2所示。

表2 實驗油樣注天然氣混溶后物性參數(shù)

圖1 稠油降黏率隨天然氣溶解度變化關(guān)系

圖2 稠油體積系數(shù)隨天然氣溶解度變化關(guān)系

從表2稠油TH12340注天然氣后流體物性參數(shù)可以看出，隨著飽和壓力的增加，天然氣溶解度隨之增加，混溶后稠油的黏度和密度呈降低趨勢。從圖1和圖2可以看出，隨著溶解度的增加，混溶后稠油的降黏率和體積系數(shù)隨之增加，當飽和壓力達到塔河地層條件(130℃、65MPa)時，混溶后稠油的降黏率達到80%，體積系數(shù)達到1.16，效果非常顯著，因此塔河油田稠油油藏天然氣驅(qū)在原理上是可行的。

2 結(jié)論和建議

(1)室內(nèi)實驗結(jié)果證明，天然氣能溶解于塔河稠油中，且天然氣溶入稠油后，可以有效降低地層條件下的稠油黏度，提高其流動性，使稠油體積膨脹，增強其驅(qū)動力，從而提高稠油采收率。

(2)為現(xiàn)場注天然氣提高稠油采收率提供了理論依據(jù)，對于注氣后稠油的生產(chǎn)連續(xù)性和穩(wěn)定性需要進一步進行稠油井注天然氣現(xiàn)場試驗。