低滲透儲層水氣交替注入方式室內(nèi)試驗研究

喬紅軍 （陜西延長石油 （集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075）

任曉娟 （西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安710065）

閆鳳平，張建國 （延長油田股份有限公司，陜西 延安716005）

高志亮 （陜西延長石油 （集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075）

已有研究表明[1，2]，油藏水氣交替驅(qū)油方法一般可提高原油采收率5%～10%左右，是油藏開發(fā)的一個有效方法。水氣交替注入方式是指在水氣交替注入過程中水和氣交替注入的順序，即是氣水交替注入，還是水氣交替注入。但是哪種注入方式對油藏開發(fā)具有較好的開發(fā)效果，目前還沒有明確的認(rèn)識。有研究認(rèn)為[3，4]氣水交替注入效果好于水氣交替注入，但也有研究發(fā)現(xiàn)[5]，水、氣注入順序的變化對最終采收率影響不大。由于水氣交替注入方式對儲層流體的飽和度分布、流體的流度均有較大的影響，因此研究水氣交替注入方式對提高原油采收率具有重要意義。筆者擬通過室內(nèi)試驗，探討水氣交替注入方式對某區(qū)塊低滲儲層巖心驅(qū)油效率和相對流度的影響。

1 試驗方法

1）試驗巖心 試驗選用某區(qū)塊長6儲層天然巖心，儲層巖性主要為細(xì)粒長石砂巖和中－細(xì)粒長石砂巖?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔、溶蝕孔和粒內(nèi)溶孔，同時局部發(fā)育微裂縫。巖心孔隙度在9.10%～11.1%，滲透率在0.504～3.67mD。

2）試驗流體 試驗中使用的模擬油為模擬地層原油黏度用儲層原油與煤油配制而成，模擬油的密度為0.81g/cm3，黏度為4.05mPa·s；使用的模擬地層水密度為1.02g/cm3，黏度為0.96mPa·s，水型為CaCl2型，呈弱酸性；注入氣體為氮氣；試驗溫度為25℃。

2 試驗步驟

首先，將試驗巖心清洗、干燥、氣測滲透率和抽空 （加壓）飽和模擬地層水，油驅(qū)水至束縛水狀態(tài)。然后，進(jìn)行水氣 （或氣水）交替注入試驗，方法參考標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—1999《油水相對滲透率測定方法非穩(wěn)態(tài)法》、SY/T 6339—1998《油氣相對滲透率測定非穩(wěn)態(tài)法》及SY/T 5336—1997《巖心常規(guī)分析方法》。水、氣交替注入為2個周期。試驗中氣油比大于30m3/m3時，含水率大于95%時轉(zhuǎn)注氣或注水。

3 室內(nèi)試驗結(jié)果及分析

3.1 注入方式對驅(qū)油效率的影響

3.1.1 氮氣、水交替注入方式

氮氣、水交替注入方式即先注氮氣后注水的驅(qū)替方式。4塊巖心 （編號為A－1，A－2，A－3，A－4）的氣水交替試驗結(jié)果見圖1和表1。結(jié)果表明，第1周期中氮氣很快突破，無氣期驅(qū)油效率平均為4.95%，當(dāng)氣油比大于30m3/m3時，隨著氣體的注入驅(qū)油效率增加明顯變緩，此時氣體的注入體積倍數(shù)在0.57～0.96PV （標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)）范圍，平均驅(qū)油效率為10.7%，此時轉(zhuǎn)注水；轉(zhuǎn)注水后，驅(qū)油效率隨注入體積倍數(shù)的增加急劇增加，注水量在0.56～1.22PV范圍時，含水率為95%，驅(qū)油效率隨注水體積倍數(shù)的變化增加緩慢，此時驅(qū)油效率平均達(dá)到43.7%，較注氣階段平均提高了33.0%，然后進(jìn)入第2周期的氣水交替；第2周期中，注氣后驅(qū)油效率開始有一微小增加后，隨注氣體積倍數(shù)的增加驅(qū)油效率基本不變，此時巖心平均驅(qū)油效率為46.8%，比上一周期平均提高3.1%，此時，注氣體積倍數(shù)在0.63～1.56PV范圍；轉(zhuǎn)注水后，除滲透率較高的A－1巖心驅(qū)油效率沒有增加，其他巖心驅(qū)油效率開始有小幅增加后，隨注水體積倍數(shù)的增加驅(qū)油效率基本不變，此時巖心平均驅(qū)油效率為48.3%，較注氣階段平均提高了2.5%。

可以看出，氣水交替注入第1周期中驅(qū)油效率隨注入流體體積倍數(shù)的增加，提高幅度最大，第1周期的驅(qū)油效率占最終驅(qū)油效率的90.5%，其中注氣階段對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)平均占22.2%，注水階段平均占68.3%；第2周期中氣水交替注入的驅(qū)油效率增加幅度明顯變小，第2周期的驅(qū)油效率占最終驅(qū)油效率的9.5%，其中注氣階段對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)平均占6.4%，注水階段平均占3.1%，說明水驅(qū)過程對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)遠(yuǎn)大于氣驅(qū)過程對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)。3.1.2 水、氮氣交替注入方式

圖1 氮氣、水交替巖心注入體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系

表1 氮氣、水交替注入方式驅(qū)油效率和相對流度變化

水、氮氣交替注入方式即先注水后注氮氣的驅(qū)替方式。4塊巖心 （編號為A－5、A－6、A－7、A－8）的水氣交替試驗結(jié)果 （圖2，表2）表明，第1周期中，注水時驅(qū)油效率隨注入體積倍數(shù)增加急劇上升，至注入體積倍數(shù)在0.64～0.67PV范圍時增幅趨緩，此時含水率為95%，該水驅(qū)階段無水驅(qū)油效率平均為38.3%，水驅(qū)平均驅(qū)油效率為42.6%，轉(zhuǎn)注氣后，隨注入體積倍數(shù)增加驅(qū)油效率僅有小幅增加，當(dāng)注入體積倍數(shù)在1.44～1.56PV范圍，巖心驅(qū)油效率平均為50.3%，驅(qū)油效率較注水增加幅度平均為7.7%，然后轉(zhuǎn)注水進(jìn)入第2水氣交替周期；第2周期中，除A－7巖心驅(qū)油效率沒有增加，其他巖心驅(qū)油效率均有小幅增加，平均增加4.9%，此時，注入體積倍數(shù)平均在2.04～2.85PV范圍，轉(zhuǎn)注氣后，除A－6巖心驅(qū)油效率沒有增加外，其他巖心驅(qū)油效率均較注水平均提高1.1%，此時，注入體積倍數(shù)在2.79～3.99PV?？梢钥闯觯c氣水交替過程相比，水氣交替注入第1周期驅(qū)油效率占最終驅(qū)油效率的絕大部分，平均為91.8%，其中注水階段對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)平均為77.7%，注氣階段平均為14.1%；而第2周期中水氣交替注入驅(qū)油效率顯著變小，第2周期平均驅(qū)油效率占最終驅(qū)油效率的8.2%，其中注水階段平均占6.8%，注氣階段平均占1.4%，同樣水驅(qū)過程對驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)明顯大于氣驅(qū)過程。兩種注入方式的試驗結(jié)果對比表明，水、氮氣交替注入方式較氮氣、水交替注入方式驅(qū)油效率高出6.5%，因此該儲層水、氮氣交替注入方式驅(qū)油效率優(yōu)于氮氣、水交替注入方式；同時可以看出，注水過程對水氣或氣水交替過程的驅(qū)油效率貢獻(xiàn)最大，驅(qū)油效率在第1個周期后，增幅均明顯下降，因此搞好低滲儲層的先期注水工作對提高低滲儲層的最終采收率具有重要作用。

圖2 水、氮氣交替巖心注入體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系

表2 水、氮氣交替注入體積倍數(shù)與驅(qū)油效率和相對流度變化

3.2 不同注入方式下相對流度的變化

文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)[6～8]，低滲儲層水氣交替注入過程中壓力較高，存在水轉(zhuǎn)氣時的注入困難問題，因此對這一問題也進(jìn)行了試驗研究，用相對流度研究了巖心中流體流動阻力的變化。相對流度是相對滲透率與黏度的比值，它反映了巖心內(nèi)某相介質(zhì)單位滲透率下的流動能力。計算公式如下：

式中：λow、λog分別為油水、油氣相對流度，（mPa·s）－1；Kro、Krw、Krg分別為油相、水相、氣相相對滲透率，1；μo、μw、μg分別為油相、水相、氣相黏度，mPa·s。

3.2.1 氮氣、水交替注入方式

4塊巖心 （編號為A－1、A－2、A－3、A－4）的氣水交替注入試驗結(jié)果 （表1）表明，第1周期中相對流度先隨注入體積倍數(shù)的增加迅速上升，比開始注氣時提高50.3%，此時平均注入體積倍數(shù)為0.7PV；轉(zhuǎn)注水后相對流度急劇下降，初始轉(zhuǎn)注時相對流動較注氣時平均相對流動下降66.9%，注水結(jié)束時相對流度比轉(zhuǎn)注水初期時下降了91.3%，此時，平均注入體積倍數(shù)為1.54PV。第2周期中，注氣相對流度比第1周期注氣時平均下降了85.8%，此時，平均注入體積倍數(shù)為2.61PV；轉(zhuǎn)注水時相對流度再次下降，比第1周期注氣平均下降了91.3%，此時，平均注入體積倍數(shù)為3.30PV；同時在第1周期轉(zhuǎn)注水時，A－2和A－3巖心相對流度比A－1和A－4巖心相對流度下降快，平均快3.2%。但第2周期轉(zhuǎn)注水時，A－2和A－3巖心相對流度比A－1和A－4巖心相對流度下降少，平均少1.6%。從整體分析，該注入方式，除第1周期注氣以外，其他注入過程相對流度均很低。

3.2.2 水、氮氣交替注入方式

4塊巖心 （編號為A－5、A－6、A－7、A－8）的水氣交替注入試驗結(jié)果表明 （表2），第1周期注水時，相對流度隨注入體積倍數(shù)有所降低，注水結(jié)束時相對流度降低為初始的58.71%，此時，平均注入體積倍數(shù)為0.66PV；轉(zhuǎn)注氣后相對流度急劇增加，注氣結(jié)束時相對流度是初始注氣時的1.51倍，比注水時平均增加40.1%，此時，平均注入體積倍數(shù)為1.48PV。第2周期注水時，相對流度較前期注氣明顯下降，平均降低了20.9%，此時，平均注入體積倍數(shù)為2.41PV；轉(zhuǎn)注氣后相對流度再次增加，比第1周期注水平均增加55.7%，比注氣平均增加26.1%，此時，平均注入體積倍數(shù)為3.34PV。

總體分析表明，在該注入方式下巖心內(nèi)流體相對流度呈上升趨勢。除A－8巖心外，其他巖心內(nèi)注入介質(zhì)的相對流度均隨著注入體積倍數(shù)的增加而增加。A－6和A－7巖心比A－5和A－8巖心相對流度提高得快一些，平均快22.6%，說明滲透率高的巖心比滲透率低的巖心相對流度提高的幅度大，巖心滲透率對其相對流度有一定的影響。

以上試驗結(jié)果對比表明，水氣交替注入方式不同，注入流體相對流度變化除第1周期以外，其他過程相對流度大小及變化基本相同，相對流度均較低，注氣轉(zhuǎn)注水時相對流度降低幅度在1～2倍之間，即氣轉(zhuǎn)水時注入壓力提高幅度可達(dá)1～2倍，由于低滲儲層注入壓力較高，因此水氣交替方式的確存在注入問題需要解決。然而，由于交替注入相對流度比單純注水和注氣流度低，因此利用該性質(zhì)可以降低儲層注水、注氣過程中的水竄或氣竄，提高注入介質(zhì)的波及效率，從而提高剩余油采收率。

4 結(jié)論

1）在該試驗條件下，水、氮氣交替注入方式比氮氣、水交替注入方式驅(qū)油效率平均高6.5%。

2）無論哪種注入方式，水驅(qū)過程對最終驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)最大，在該試驗條件下，平均貢獻(xiàn)大于68.3%，因此搞好低滲儲層的先期注水工作對提高低滲儲層的最終采收率具有重要作用。

3）水氣交替或氣水交替注入第1周期的驅(qū)油效率均占最終驅(qū)油效率的90%以上。

4）水氣或氣水交替注入時相對流度均明顯小于純注水和注氣1～2倍，存在注水轉(zhuǎn)注氣困難問題，同時利用該性質(zhì)可在一定程度上解決水竄和氣竄問題。

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