英東油田注氣驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

管奕婷 郭 平 汪周華 周琳淞 柴小穎

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 成都 610500；2.中國石油青海油田勘探開發(fā)研究院， 甘肅 敦煌 736202

注氣作為一種有效的提高采收率方法，正在成為極具潛力和發(fā)展前景的技術(shù)[1-3]。20世紀(jì)80至90年代，美國和加拿大的注氣技術(shù)已經(jīng)得到大范圍應(yīng)用。在美國，注氣項(xiàng)目中以CO2混相驅(qū)為主，而加拿大則以注入烴類溶劑混相驅(qū)為主導(dǎo)。我國陸上油田大多采用常規(guī)注水開采方式，注氣開采技術(shù)發(fā)展比較緩慢，但最近幾十年也開展了大量的氣驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究和礦場先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)。注氣提高采收率技術(shù)主要是指通過向地層原油中注入氣體，當(dāng)多相流動(dòng)時(shí)，原油與注入氣體之間就地出現(xiàn)組分傳質(zhì)作用，使油藏體系的一系列物理特征發(fā)生改變從而通過擴(kuò)大提高驅(qū)油效率和波及面積來提高采收率[4-5]。油田注氣過程中注入介質(zhì)主要有烴氣、CO2、N2、煙道氣。由于烴類氣體具有原油的某些特征，在原油中有一定的溶解度，能夠以相對較低的壓力與原油混相或者發(fā)展成混相且不傷害地層，所以注烴氣驅(qū)在油田注氣開發(fā)過程中具有一定的優(yōu)勢，特別適用于西部天然氣市場不好的油田[6-11]。

1 油藏概況

英東油田是青海油田在柴達(dá)木盆地的重大發(fā)現(xiàn)，其位于柴達(dá)木盆地西部茫崖坳陷區(qū)油砂山 — 大烏斯構(gòu)造帶油砂山地面構(gòu)造東段，西鄰尕斯庫勒油田、南鄰烏南油田，以上新統(tǒng)的上油砂山組和下油砂山組為主力層的受斷層控制的背斜油氣藏。英東油田具有埋藏深度較淺(平均低于2 400 m)、含油氣井段長等特點(diǎn)。巖芯分析顯示，其滲透率范圍為(0.1～500)×10-3μm2，平均125.9×10-3μm2；孔隙度集中分布在10%～23%，平均20.4%；粒度分選系數(shù)為1.28～8.20，平均2.30，分選性好，總體屬于中孔中滲儲(chǔ)層。該區(qū)域油藏流體物性較好，地面原油平均密度為0.842 gcm3，黏度為9.4 mPa·s，凝固點(diǎn)30 ℃，屬輕質(zhì)中黏常規(guī)油[12]。

該區(qū)塊油藏儲(chǔ)量大，油氣藏埋藏淺，但其也有油氣跨度長、層數(shù)多、地層水礦化度高且油氣層交錯(cuò)分布區(qū)分比較困難等特點(diǎn)[13]，為了進(jìn)一步提高該區(qū)塊的原油采收率，擬采用注天然氣開發(fā)。英東油田本身的天然氣資源豐富，所以為該區(qū)注烴氣混相驅(qū)技術(shù)提高原油采收率提供了有利條件。本次研究針對英東油田的以上特點(diǎn)，利用油田提供的天然巖芯和地層原油在室內(nèi)通過模擬地層條件進(jìn)行注烴氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究，評價(jià)該油藏注烴氣提高采收率的可行性。

2 注氣開發(fā)可行性室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)

細(xì)管實(shí)驗(yàn)是指在細(xì)管模型中進(jìn)行的模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，主要用于確定混相條件(MMC和MMP)。細(xì)管實(shí)驗(yàn)作為混相驅(qū)油田開發(fā)最重要的室內(nèi)基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)，它比較符合油層多孔介質(zhì)中油氣驅(qū)替過程的特征，并盡可能排除不利的流度比、黏性指進(jìn)、重力分離、巖性的非均質(zhì)等因素所帶來的影響。英東油田注氣驅(qū)最小混相壓力(MMP)實(shí)驗(yàn)是在美國Corelab公司的細(xì)管裝置和加拿大Hycal公司的長巖芯驅(qū)替裝置上共同完成。實(shí)驗(yàn)驅(qū)替劑為根據(jù)組成相似原則配置的伴生氣，其組成如表1所示。

表1 配制伴生氣組成分析

在英東區(qū)塊注干氣MMP實(shí)驗(yàn)中選取了5個(gè)驅(qū)替壓力點(diǎn)進(jìn)行測試，得出了注入氣體驅(qū)替到1.2倍孔隙體積(HCPV)時(shí)的驅(qū)油效率(表2)。

表2 不同壓力下氣驅(qū)采收率

在同一圖上繪出不同驅(qū)替壓力和驅(qū)油效率的關(guān)系，根據(jù)做出的非混相段和混相段的趨勢線，其交點(diǎn)對應(yīng)的壓力即為最小混相壓力。由圖1中兩個(gè)擬合公式可以解出，該區(qū)塊儲(chǔ)層注氣驅(qū)的最小混相壓力為31.8 MPa，高于地層破裂壓力30 MPa，因此，目前地層壓力條件下，該區(qū)塊注氣開發(fā)應(yīng)為非混相驅(qū)。

3 長巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及結(jié)果分析

3.1 實(shí)驗(yàn)裝置

長巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采用加拿大Hycal高溫高壓長巖芯驅(qū)替設(shè)備，該設(shè)備最高工作壓力和溫度為70 MPa和150 ℃，巖芯最長可達(dá)2 m。整個(gè)裝置主要由注入系統(tǒng)、長巖芯夾持系統(tǒng)和采出系統(tǒng)組成，具體實(shí)驗(yàn)流程圖如圖2所示。

圖1 最小混相壓力求解圖

圖2 長巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖

3.2 實(shí)驗(yàn)巖樣的制備

實(shí)驗(yàn)所用巖芯選取英東區(qū)塊有代表性的13塊天然巖芯(表3)，經(jīng)打磨、清洗、烘干后對巖芯的基本物性參數(shù)進(jìn)行測試，并采用滲透率調(diào)和平均的方式(式(1))排列每塊巖心的順序，然后再組合成長巖心巖樣。其長度為76.2 cm，直徑為2.4 cm，孔隙度體積為68.84 cm3，平均滲透率為215.4×10-3μm2。

(1)

3.3 實(shí)驗(yàn)地層流體的配制

表3 巖芯參數(shù)

表4 配制流體組成分析

(2)實(shí)驗(yàn)注入干氣為砂40井產(chǎn)出氣，由于氣量不足，選擇組成相似干氣代替，干氣組成及性質(zhì)對比分析見表1。

(3)為避免水敏效應(yīng)，地層水和注入水均根據(jù)英東101井地層水分析數(shù)據(jù)(表5)在室內(nèi)自行配制。水型為CaCl2型，總礦化度213 577 mgL。

表5 英東一號區(qū)塊英東101井地層水分析資料

3.4 長巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)溫度均為地層溫度45 ℃，實(shí)驗(yàn)驅(qū)替壓力為地層壓力15.5 MPa。每組實(shí)驗(yàn)如下進(jìn)行：(1)首先將巖芯按照排列順序裝進(jìn)膠皮筒中，對巖芯系統(tǒng)清洗、吹干、抽空，在低壓下飽和定量束縛水，然后再用死油加壓到15.5 MPa，連通系統(tǒng)及回壓閥，保持流動(dòng)系統(tǒng)通暢；(2)用配制好的油樣驅(qū)替(保持在15.5 MPa下)死油，一般采用較慢的速度驅(qū)4～5PV后，測試出口端氣油比與原始一樣時(shí)結(jié)束驅(qū)替。到此完成原始狀態(tài)建立過程；(3)接著進(jìn)行地層溫度下實(shí)施氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)及水驅(qū)后氣水交替驅(qū)3組實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)中記錄好驅(qū)替時(shí)間、泵讀數(shù)、注入壓力、注入速度、環(huán)壓和回壓，監(jiān)測采出氣油比和分離出的油量、氣量；(4)實(shí)驗(yàn)采用同一巖芯，每組實(shí)驗(yàn)結(jié)束后用石油醚和無水酒精清洗巖芯，接著用氮?dú)獯?，并烘干巖芯系統(tǒng)，然后重復(fù)(1)、(2)步驟，形成原始狀態(tài)后，進(jìn)行下一組實(shí)驗(yàn)。

3.5 長巖芯實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

實(shí)驗(yàn)根據(jù)原始地層壓力以及測試的最小混相壓力，模擬地層條件(地層壓力15.5 MPa，溫度45 ℃)，利用多級恒溫巖芯驅(qū)替系統(tǒng)完成3組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)：(1)氣驅(qū)；(2)氣水交替驅(qū)；(3)水驅(qū)后氣水交替驅(qū)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 長巖芯不同驅(qū)替方式的最終驅(qū)油效率 %

從長巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，水驅(qū)的采收率最低為46.3%，在水驅(qū)后進(jìn)行氣水交替驅(qū)采收率提高了9.21%，而直接進(jìn)行氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)與水驅(qū)相比采收率分別提高了3.90%和12.11%。由此可以看出，4種開發(fā)方式中其他3種開發(fā)方式均要好于水驅(qū)開發(fā)方式，且氣水交替驅(qū)能取得最好的開發(fā)效果。

通過3組實(shí)驗(yàn)測量出驅(qū)油效率、氣油比以及壓差在不同驅(qū)替倍數(shù)(HCPV)下的變化，結(jié)果見圖3 — 圖5。可以看出氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)、水驅(qū)后氣水交替驅(qū)3種開發(fā)方式呈現(xiàn)出如下特點(diǎn)：

圖3 驅(qū)替倍數(shù)與驅(qū)油效率

圖4 驅(qū)替倍數(shù)與氣油比

圖5 驅(qū)替倍數(shù)與驅(qū)替壓差

(1)在氣體突破之前，氣驅(qū)的采出程度高于其他兩種開發(fā)方式，當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到0.4HCPV時(shí)，氣體突破，氣油比有所增大并保持平穩(wěn)的上升，且驅(qū)替壓差達(dá)到最大值，氣體突破點(diǎn)驅(qū)油效率為43.8%，最終采收率為50.2%，在氣體突破后驅(qū)替壓差的值減小漸趨于0。

(2)直接進(jìn)行氣水交替實(shí)驗(yàn)過程中，當(dāng)氣水交替注入量達(dá)0.5HCPV 時(shí)水突破，此時(shí)的采收率為47.32%，氣在氣水交替注入量達(dá)0.6HCPV時(shí)突破，采收率為52.9%，氣體突破后氣油比迅速上升，且發(fā)生交替變化，當(dāng)注入氣體達(dá)2.2HCPV時(shí)最終采收率為58.41%。

(3)從水驅(qū)后氣水交替驅(qū)整個(gè)試驗(yàn)階段可以看出，在初期水驅(qū)過程中氣油比基本保持不變，驅(qū)替壓差隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加而上升，驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到0.5HCPV、出水驅(qū)替壓差達(dá)到1.07 MPa之后出現(xiàn)不穩(wěn)定的波動(dòng)變化，采出程度也出現(xiàn)了小幅的下降。在出水之后進(jìn)行氣水交替驅(qū)，采出程度繼續(xù)上升且在驅(qū)替倍數(shù)為0.9HCPV時(shí)超過直接氣驅(qū)，說明水驅(qū)后氣水交替驅(qū)的開采效果較直接氣驅(qū)效果更好。

總體來看，3種開發(fā)方式的采出程度隨著驅(qū)替倍數(shù)的增加呈直線上升趨勢，當(dāng)驅(qū)替倍數(shù)達(dá)到一定值時(shí)采出程度達(dá)到最大并趨于穩(wěn)定，直接進(jìn)行氣水交替驅(qū)的驅(qū)替效果最佳。氣水交替的過程中，由于氣水交替注入過程中氣相和液相交替驅(qū)掃不同的含油孔道，能夠有效地提高驅(qū)油效率，當(dāng)氣水交替注入時(shí)，產(chǎn)生氣相滲透率滯后效應(yīng)，并形成較大的滯留氣飽和度，降低氣相滲透率，水相主要驅(qū)掃油層中下部，而加入的氣相則會(huì)由于重力作用向上超覆，主要驅(qū)掃油層上部，從而提高驅(qū)油效率。

4 結(jié) 語

(1)通過5個(gè)驅(qū)替壓力點(diǎn)的測試可知，英東區(qū)塊注干氣驅(qū)最小混相壓力確定為31.8 MPa，高于其地層破裂壓力30 MPa，因此，在地層壓力條件下，該區(qū)塊的注氣開發(fā)方式應(yīng)為非混相驅(qū)。

(2)利用在現(xiàn)場取得的天然巖芯，模擬地層條件并進(jìn)行了注氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)以及水驅(qū)后氣水交替驅(qū)的實(shí)驗(yàn)，得出了不同驅(qū)替方式下的驅(qū)油效率?？傮w來看，3種開發(fā)方式與水驅(qū)相比采收率分別提高了3.91%、12.11%、9.21%，氣水交替驅(qū)的效果最佳，建議優(yōu)先選用氣水交替注入方式。

(3)通過對長巖芯實(shí)驗(yàn)結(jié)果的分析，英東油田注氣提高采收率是可行的，為英東區(qū)塊下一步的合理開發(fā)方案提供了重要的理論和實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

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