不同注入氣體下低滲油藏注氣開發(fā)室內(nèi)評(píng)價(jià)

趙 楠， 王 磊， 孫 雷， 張 輝， 羅 軍

(1.中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司, 湛江 524057； 2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 成都 610500)

烏石17-2油田位于南海北部灣盆地烏石凹陷的東部，是典型的復(fù)雜斷塊油藏。其主要儲(chǔ)層位于始新統(tǒng)流沙港組三段，發(fā)育來(lái)自東北部物源扇三角洲沉積，全區(qū)以低滲儲(chǔ)層為主，非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔隙度平均18.1%，滲透率平均28.52 mD。地層壓力25～30 MPa，地層溫度120～150 ℃。原油品質(zhì)較好，密度低(0.75～0.85 g/cm3)，黏度低(0.78～5.21 mPa·s)，含硫量低(0.01%～0.1%)，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)低(1.2%～5.3%)。油藏驅(qū)動(dòng)類型為溶解氣驅(qū)動(dòng)、弱邊水驅(qū)動(dòng)，天然能量有限，需補(bǔ)充能量進(jìn)行開發(fā)。但敏感性實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果表明本油田具有較強(qiáng)水敏性。水敏指數(shù)0.736～0.969，為強(qiáng)-極強(qiáng)水敏儲(chǔ)層，注水開發(fā)面臨較強(qiáng)的儲(chǔ)層敏感性傷害問題。

注氣開發(fā)作為低滲油藏重要的開發(fā)技術(shù)手段之一，可以有效提高注入能力，避免儲(chǔ)層配伍性等種種問題，越來(lái)越受到國(guó)內(nèi)外研究學(xué)者重視[1-3]。室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)作為方案設(shè)計(jì)基礎(chǔ)，是注氣開發(fā)關(guān)鍵一環(huán)，在此過程中氣源選擇尤為關(guān)鍵，前人評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)往往側(cè)重于單一氣體，比如CO2、伴生氣、空氣等[4-6]，而對(duì)于多種不同注入氣體之間開發(fā)效果評(píng)價(jià)及對(duì)比分析鮮有報(bào)道。為了進(jìn)一步探索低滲油藏合理的能量補(bǔ)充方式，確定科學(xué)有效的注氣形式，從室內(nèi)實(shí)驗(yàn)角度出發(fā)，分別對(duì)N2、CO2、烴類氣三種不同氣體進(jìn)行了相態(tài)實(shí)驗(yàn)、細(xì)管實(shí)驗(yàn)、長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究及效果評(píng)價(jià)。闡述了不同氣驅(qū)下其提高采收率機(jī)理，并對(duì)氣體之間的開發(fā)效果進(jìn)行對(duì)比分析，為油田開發(fā)方式的選擇提供依據(jù)，對(duì)注氣方案設(shè)計(jì)具有重大意義，也為類似油藏的開發(fā)提供指導(dǎo)及借鑒意義。

1 樣品及研究方法

1.1 實(shí)驗(yàn)流體

實(shí)驗(yàn)用油按國(guó)標(biāo)SY/T 5543—2009進(jìn)行配制，地層條件下溶解氣油比為141 m3/m3，按標(biāo)準(zhǔn)配樣后用于實(shí)驗(yàn)測(cè)試。脫氣原油組分見表1。配制后的地層油高壓物性為飽和壓力19.77 MPa、原油體積系數(shù)1.488 m3/m3、黏度0.705 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用烴類氣采用地層原油單次脫氣后伴生氣，組分見表2，甲烷含量較高，非烴含量較少。實(shí)驗(yàn)用氮?dú)饧兌葹?9.5%、二氧化碳?xì)饧兌?9.99%，均為高純品。

表1 脫氣原油組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 1 Degassed crude oil composition data

表2 烴類氣組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 2 Hydrocarbon gas composition data

1.2 注氣膨脹實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)設(shè)備選用加拿大DBR公司生產(chǎn)的JEFRI型號(hào)多功能地層流體分析儀。該設(shè)備測(cè)量溫度范圍為-30～200 ℃，壓力范圍為0.1～70 MPa。本裝置的可視高溫高壓PVT觀測(cè)室可以隨時(shí)給出流體相態(tài)變化過程中的觀測(cè)圖像。

注氣實(shí)驗(yàn)過程：在地層條件下按照設(shè)計(jì)要求將不同比例(摩爾分?jǐn)?shù)10%～60%)的三種類氣體(N2、烴類氣、CO2)加入到原油當(dāng)中，要求每次加氣后加壓使得注入氣體完全溶解并呈現(xiàn)單相飽和狀態(tài)。通過高壓物性參數(shù)計(jì)算可以獲取不同注入氣體條件下原油性質(zhì)的變化規(guī)律。實(shí)驗(yàn)裝置流程圖見圖1。

圖1 地層流體相態(tài)實(shí)驗(yàn)裝置流程圖Fig.1 Flow chart of formation fluid phase state experimental device

1.3 最小混相壓力實(shí)驗(yàn)

最小混相壓力(MMP)是研究注氣開發(fā)能否混相的重要參數(shù)。求取MMP一般通過理論計(jì)算、實(shí)驗(yàn)研究、數(shù)值模擬等等多種手段，一般而言，理論計(jì)算及數(shù)值模擬精準(zhǔn)度都不高，實(shí)驗(yàn)研究仍是主要技術(shù)手段。實(shí)驗(yàn)測(cè)定方法包括細(xì)管實(shí)驗(yàn)、升泡儀法、界面張力消失法等[7-11]，本次研究采用細(xì)管實(shí)驗(yàn)法。

實(shí)驗(yàn)采用20 m長(zhǎng)、直徑4.4 mm的充填型長(zhǎng)細(xì)管進(jìn)行氣體與原油的混相實(shí)驗(yàn)研究，MMP由注入壓力以及注入一定體積后驅(qū)替的原油采收率之間的關(guān)系確定。實(shí)驗(yàn)裝置及流程圖見圖2。實(shí)驗(yàn)過程如下：①首先采用石油醚清洗細(xì)管，然后采用高壓N2真空干燥待用； ②在設(shè)計(jì)好的溫壓條件下(地層溫度120 ℃左右，壓力分別取21、25、29、31、40 MPa)飽和原油(先死油后模擬地層油置換)； ③選用不同氣體按照要求速度進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)同時(shí)調(diào)節(jié)驅(qū)替壓力至設(shè)計(jì)壓力，注入0.4倍孔隙體積(以下簡(jiǎn)稱PV)之前驅(qū)替速度為0.2 mL/min，注入0.4 PV氣體后，提高至0.4 mL/min，出口端觀測(cè)到無(wú)原油采出時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)； ④采出端油樣冷凝分離后每隔一定時(shí)間進(jìn)行計(jì)量，并利用氣相色譜儀分析采出氣組成。

1為驅(qū)替泵； 2為死油；3為地層油； 4為注入氣；5為細(xì)管；6為觀察窗；7為回壓閥；8為分離器；9為氣量計(jì)；10為恒溫空氣浴圖2 實(shí)驗(yàn)裝置和流程圖Fig.2 Experimental device and flow chart

1.4 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)是研究注氣提高采收率的最主要手段。通常實(shí)驗(yàn)僅僅采用短巖心，但受巖心長(zhǎng)度制約，短巖心往往驅(qū)替不均勻，突破時(shí)間短，難以達(dá)到較高實(shí)驗(yàn)精度要求。而長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)很好地解決了這個(gè)問題。本次采用巖樣均來(lái)自烏石17-2油田，實(shí)驗(yàn)裝置使用加拿大Hycal型長(zhǎng)巖心驅(qū)替裝置并對(duì)長(zhǎng)巖心夾持器部分進(jìn)行一定改進(jìn)使其滿足地層溫壓實(shí)驗(yàn)條件要求 (圖3)。

圖3 長(zhǎng)巖心驅(qū)替巖心夾持器Fig.3 The core holder of long core displacement experiment

實(shí)驗(yàn)過程如下：①對(duì)常規(guī)短巖心清洗、打磨、烘干后測(cè)定物性參數(shù)，以其滿足調(diào)和平均方式為原則進(jìn)行排序通過濾紙連接后放入巖心夾持器中備用并連接好管線,如表3給出了烴類氣驅(qū)長(zhǎng)巖性組合數(shù)據(jù)；②在地層溫度下建立束縛水飽和度(Sw=43%)，用配置好的活油驅(qū)替巖心，每隔一定時(shí)間記錄油量和氣量，計(jì)算生產(chǎn)氣油比，驅(qū)替氣油比穩(wěn)定，測(cè)試束縛水條件下的油相有效滲透率，此時(shí)原油飽和完畢;③在巖心入口端恒壓注入不同氣體進(jìn)行驅(qū)替，同時(shí)控制采出端壓力，每注入0.1倍烴類孔隙體積(以下簡(jiǎn)稱HCPV)記錄注入壓力和流速，并在出口處記錄時(shí)間、始端壓力、末端壓力、環(huán)壓、油產(chǎn)量、氣產(chǎn)量、采出程度等，直至不再產(chǎn)油，停止驅(qū)替，記算累積采出程度。

表3 長(zhǎng)巖心組合數(shù)據(jù)Table 3 Long core combination data

2 結(jié)果及討論

2.1 地層流體相態(tài)特征研究

圖4給出了不同注氣量下注入烴類氣、N2、CO2三種氣體后原油高壓物性參數(shù)變化曲線?？梢缘贸鋈缦陆Y(jié)果。

圖4 地層流體注不同氣體下原油高壓物性參數(shù)變化曲線Fig.4 Gas-oil ratio change curve after hydrocarbon gas, N2 or CO2 injection

(1)飽和壓力：飽和壓力隨注入量的增加而增大，相同注入量下，烴類氣和CO2要接近一下而N2體系飽和壓力明顯要高。烴類氣和CO2飽和壓力整體上升幅度較小，N2飽和壓力整體上升幅度很大，尤其在高注氣量下，注N2飽和壓力上升越來(lái)越快，而注烴類氣和CO2上升幅度較為平緩。在最大注氣量下(烴類氣和CO260%、N250%)飽和壓力分別為不注氣時(shí)的1.6、1.5、3.3倍。這表明在升壓初期烴類氣和CO2更容易溶于地層油，后期增幅不大，由于N2難溶于地層原油，所以使得飽和壓力急劇上升，從而導(dǎo)致最小混相壓力的增加。

(2)膨脹系數(shù)：隨著注入量的增加，三種體系膨脹系數(shù)均隨之升高，注氣能增加地層原油的彈性膨脹能，從而有助于地層驅(qū)油。注烴類氣和CO2膨脹系數(shù)接近，且均大于注N2，膨脹系數(shù)整體上升幅度中等，至最大注氣量(60%)時(shí)，注烴類氣、CO2、N2膨脹系數(shù)分別升高至1.7、1.6、1.2，整體上烴類氣增溶膨脹能力略好于CO2，而兩者均明顯好于N2。

(3)黏度及氣油比：體系黏度與注入量成反比而氣油比成正比。從圖4中可以看出氣油比變化曲線幾乎重合，無(wú)差異性，而黏度曲線變化較為明顯，降黏效果顯著。至最大注氣量(60%)時(shí)，注烴類氣、CO2、N2原油黏度分別降低至不注氣時(shí)的43.1%、51.3%、67.4%，三種氣體降黏效果為烴類氣最好，其次為CO2，最差為N2。

注入氣體后，由于氣體與原油之間的接觸，其一溶解作用使得原油黏度降低，有助于改善原油品質(zhì)，處于驅(qū)替前沿位置氣體富化后性質(zhì)與地層原油趨于一致，兩相間界面張力在一定地層壓力下降低為超低界面張力從而實(shí)現(xiàn)油氣混溶；其二原油溶氣后體積膨脹,更易于把孔隙中原油驅(qū)替出來(lái)，驅(qū)油效率將明顯提高[12-14]。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，N2其對(duì)原油的降黏及膨脹能力有限，而烴類氣、CO2與地層原油相態(tài)配伍性明顯要好得多。

2.2 不同注入氣體最小混相壓力

以烴類氣為例，對(duì)細(xì)管實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析。其不同驅(qū)替壓力下，采出程度以及氣油比隨注入體積的關(guān)系如圖5、圖6所示，可以得到如下結(jié)果。

圖5 烴類氣驅(qū)下地層原油采出程度變化曲線Fig.5 Change curve of oil recovery degree under hydrocarbon gas drive

圖6 烴類氣驅(qū)下測(cè)試氣油比變化曲線Fig.6 Change curve of testing gas oil ratio under hydrocarbon gas drive

(1)非混相驅(qū)：驅(qū)替壓力為21 MPa時(shí)，在注氣量為0.49HCPV時(shí)采出程度曲線趨于平緩，隨后低幅增加至58.26%，氣油比上升，注入氣開始突破；驅(qū)替壓力為25 MPa時(shí)，采出程度曲線在注氣量為0.69HCPV時(shí)才開始平緩升高，最終至77.86%，與21 MPa驅(qū)替時(shí)相比，突破時(shí)間要晚一些，但整個(gè)過程仍呈現(xiàn)出明顯非混相驅(qū)特征。

(2)近混相-混相驅(qū)：注入壓力為29、31 MPa時(shí)，突破時(shí)機(jī)均在0.88HCPV左右，最終采出程度大于90%，壓力越高，驅(qū)替過程越接近于混相驅(qū)替。圖7給出烴類氣驅(qū)細(xì)管采出端非混相及混相特征圖像觀測(cè)結(jié)果。從圖7中可以明顯觀測(cè)到混相與非混相區(qū)別，即混相時(shí)由于界面張力的大幅降低，油氣界面消失，圖像呈現(xiàn)出微乳過渡帶。

圖7 烴類氣驅(qū)非混相與混相特征圖像Fig.7 The immiscible and miscible characteristic image by hydrocarbon gas injected

根據(jù)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果求得地層原油注伴生氣最小混相壓力為27.52 MPa。

三種氣體最小混相壓力見圖8。CO2驅(qū)可以得出類似烴類氣相似結(jié)果，21、25 MPa時(shí)，分別在0.5HCPV、0.7HCPV時(shí)突破，29、31 MPa時(shí)，采出程度均在90%以上，求得注CO2最小混相壓力MMP為27.13 MPa。

圖8 不同注入氣體的最小混相壓力Fig.8 The minimum miscible pressure of different injected gases

而注N2驅(qū)替時(shí)，即使把驅(qū)替壓力提升至40 MPa以上，采收率并沒有達(dá)到90%，未能通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)。當(dāng)驅(qū)替壓力為21、25、29、31 MPa時(shí)，對(duì)應(yīng)采出程度分別為36.07%、49.18%、60.86%、66.89%，呈線性增加狀態(tài)，而壓力繼續(xù)升高至40 MPa時(shí)， 采出程度為71.00%，繼續(xù)增壓采出程度增幅變緩，幾乎不再增加，壓力過高后反而細(xì)管實(shí)驗(yàn)中氣竄現(xiàn)象明顯，氣油比上升迅速，整個(gè)過程表現(xiàn)出明顯的非混相驅(qū)特性。這也進(jìn)一步證實(shí)了N2極難在地下儲(chǔ)層條件下實(shí)現(xiàn)混相或者近混相驅(qū)，而更多的是起到補(bǔ)充地層能量的作用。

圖9 驅(qū)油效率、氣油比與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系Fig.9 Relationship between oil displacement efficiency,gas-oil ratio and injection pore volume multiple

2.3 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析及對(duì)比

圖9(a)給出了長(zhǎng)巖心烴類氣、CO2、N2非混相驅(qū)驅(qū)油效率、氣油比隨注入體積變化曲線?？梢钥闯觯悮怏w驅(qū)替表現(xiàn)特征一致，地層原油采出程度均隨著注氣量的增加而增加，未突破前氣油比保持在原始值附近，而突破后，氣油比上升迅速，而采出程度增幅不大，最終采出程度逐漸趨于穩(wěn)定。對(duì)比三種氣體，烴類氣驅(qū)、CO2、N2最終采出程度分別為44.1%、46.0%、36.3%，當(dāng)注氣突破時(shí)注入體積分別為0.43PV、0.48PV、0.36PV，此時(shí)采出程度分別為38.3%、39.4%、31.5%，三種體系在注氣突破前采出地層原油部分，均屬于非混相驅(qū)油。從結(jié)果來(lái)看，CO2采出量最高，其次為烴類氣，兩者相對(duì)接近，N2效果最差。

由于N2難以在地層條件下形成混相-近混相驅(qū)替，圖9(b)僅給出了烴類氣、CO2兩者近混相驅(qū)驅(qū)油效率、氣油比隨注入體積變化曲線。可以看出地層原油采出程度均隨著注氣量的增加而不斷增加，整個(gè)過程氣油比上升較慢，突破要晚，為(0.70～0.80PV)，而突破后，仍能采出大量原油，烴類氣驅(qū)、CO2驅(qū)最終采出程度分別為66.7%、69.0%，最終采出程度高。從驅(qū)油結(jié)果來(lái)看，CO2略好于烴類氣。

對(duì)比混相驅(qū)和非混相驅(qū)，可以看出對(duì)于非混相驅(qū)，突破時(shí)間要早，氣體突破前采出近90%左右的原油，突破后幾無(wú)產(chǎn)出，這是因?yàn)闊o(wú)論何種氣體，非混相驅(qū)機(jī)理是降黏和使原油膨脹，而往往這些作用發(fā)生在體系相互接觸過程中，氣竄以后基本為無(wú)效注氣。因此對(duì)于非混相驅(qū)而言，延遲注氣突破時(shí)間是決定油藏采收率的關(guān)鍵。而在混相、近混相條件下由于地層流體-氣體體系互溶，界面張力降為極低，有利于減少氣體的指進(jìn)，因此近混相驅(qū)氣體突破要比非混相驅(qū)晚得多。同時(shí)接觸面積內(nèi)混相的形成也極大降低了殘余油的飽和度，故氣體突破以后，仍能采出近30%左右的原油，與非混相驅(qū)相比，驅(qū)油效率要高近25%。

對(duì)比三種氣體，可以看出，N2在地層條件下主要表現(xiàn)為非混相驅(qū)，而其對(duì)原油的降黏及膨脹能力最弱，更多的是維持地層能量，效果最差。對(duì)比烴類氣與CO2，可以發(fā)現(xiàn)無(wú)論混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，在相同注入量下，突破前烴類氣驅(qū)效果要好于CO2驅(qū)；而突破后CO2驅(qū)反而要好于烴類氣驅(qū)。

這主要是由于突破前，降低原油黏度與提高原油膨脹性是主要的驅(qū)油機(jī)理，而烴類氣的降黏及膨脹性能要好于CO2，而隨著注入量的增多，除去兩者均可以通過混相達(dá)到互溶進(jìn)而提高洗油效率外，CO2還會(huì)逐步溶于水中[15]，油水流度比得以改善，從而增加水驅(qū)面積，故在驅(qū)替后期CO2的優(yōu)勢(shì)有所體現(xiàn)，可以達(dá)到較高的采出程度。

3 結(jié)論

(1)N2在地層條件下主要表現(xiàn)為非混相驅(qū)，其對(duì)原油降黏及膨脹能力有限，更多的是起到保持地層能量的作用，后期氣竄現(xiàn)象明顯，注氣突破較早，室內(nèi)驅(qū)油效率僅為36.3%，開發(fā)效果差。烴類氣、CO2與地層原油相態(tài)配伍性要好，最小混相壓力要低，分別為27.52、27.13 MPa，地層條件下易形成近混相驅(qū)，注氣突破時(shí)間晚，驅(qū)油效率高，分別為66.7%、69.0%，開發(fā)效果好。

(2)非混相驅(qū)的降黏和膨脹作用主要發(fā)生在注氣突破前，其采出近90%左右的原油，而突破后幾無(wú)產(chǎn)出，基本為無(wú)效注氣。因此對(duì)于非混相驅(qū)而言，如何延緩注氣突破時(shí)間是決定油藏最終采收率的關(guān)鍵。而混相、近混相驅(qū)由于界面張力降低，體系互溶，氣體突破要晚得多，同時(shí)接觸面積內(nèi)混相的形成也極大降低了殘余油的飽和度，氣體突破以后，仍有近30%左右的原油得以采出，驅(qū)油效率要高于非混相驅(qū)近25%。

(3)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)表明烴類氣驅(qū)、CO2驅(qū)可作為烏石17-2油田低滲強(qiáng)水敏儲(chǔ)層優(yōu)選能量補(bǔ)充方式。