氣水同注驅(qū)油技術(shù)提高采收率物理模擬

馬云飛，趙鳳蘭，侯吉瑞，端祥剛，李　實(shí)

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京102249；3.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

氣水同注驅(qū)油技術(shù)提高采收率物理模擬

馬云飛1，2，3，趙鳳蘭1，2，3，侯吉瑞1，2，3，端祥剛1，2，3，李實(shí)4

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室低滲油田提高采收率應(yīng)用基礎(chǔ)理論研究室，北京102249；3.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

為了研究氣水同注驅(qū)油技術(shù)擴(kuò)大水驅(qū)波及體積提高采收率的適應(yīng)性，通過室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，評價(jià)了氮?dú)狻偷獨(dú)狻钚运?種體系作為驅(qū)油劑的驅(qū)油效果，并探討了各自的滲透率適應(yīng)界限和驅(qū)油機(jī)理。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)滲透率為5×10-3～100×10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻Ⅲw系的流度降低因子隨滲透率的增大而減?。划?dāng)滲透率為5×10-3～40× 10-3μm2時(shí)，該體系可有效增大水驅(qū)波及效率，提高采出程度35.1%～16.8%。由于流度降低因子與采出程度增值匹配性良好，可將其作為表征氣水同注體系擴(kuò)大波及體積能力的重要指標(biāo)之一。當(dāng)滲透率為30×10-3～500×10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻钚运Ⅲw系可有效增大滲流阻力，擴(kuò)大波及體積，提高采出程度22.6%～19.4%。因此，氮?dú)狻Ⅲw系適用于滲透率小于40×10-3μm2的地層，氮?dú)狻钚运Ⅲw系適用于滲透率為30×10-3～500×10-3μm2的地層。

氣水同注波及體積流度降低因子滲透率適應(yīng)性提高采收率

將水驅(qū)與氣驅(qū)相結(jié)合，可充分發(fā)揮各自的特點(diǎn)和優(yōu)勢，目前已形成氣水交替注入、氣水同注、氣與活性水交替注入以及泡沫輔助水氣交替等技術(shù)，并逐步成為油藏提高采收率的有效途徑［1］。隨著近年來中國發(fā)現(xiàn)低滲透油藏比例的增加，氣水交替注入技術(shù)應(yīng)用日趨廣泛［2］。該技術(shù)通過控制流度以增大波及體積和提高微觀驅(qū)油效率［3］。但是仍存在一些弊端，如氣水注入工作制度的交替變化造成氣水切換困難，以及對注入氣流度控制能力不足等［4-6］。氣水同注（或稱水氣同注）技術(shù)作為提高采收率的新技術(shù)，可以有效克服氣水交替注入的缺點(diǎn)，該技術(shù)利用重力差異，水和氣分離推進(jìn)，可以獲得單一驅(qū)替相所無法得到的縱向波及系數(shù)［7-9］。此外，氣水同注技術(shù)利用孔道中的賈敏效應(yīng)，增大滲流阻力，形成微觀堵塞，對于防止氣竄和增大波及體積具有明顯的效果。該技術(shù)環(huán)保、經(jīng)濟(jì)，合理利用了采出氣，可在一定程度上提高波及效率和驅(qū)油效率，并且能夠保持油藏壓力，具有實(shí)際應(yīng)用價(jià)值，目前已經(jīng)在北海一些油田得到了現(xiàn)場應(yīng)用［10］。如果在水中加入表面活性劑，形成活性水與氣同注，則可形成更加穩(wěn)定的氣泡，相比于普通水與氣同注，氣—活性水體系粘度更大，因此滲流阻力更高，更穩(wěn)定的氣泡提供了更有效的氣阻效應(yīng)［11］，且除了賈敏效應(yīng)之外，溶液中的表面活性劑可降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率［12］。為此，筆者考察了不同滲透率巖心中氮?dú)狻Ⅲw系和氮?dú)狻榛蛩徕c（SDS）活性水同注體系的驅(qū)油效果和滲流阻力增加幅度，研究了體系流度降低因子隨滲透率的變化規(guī)律，并確定了2種體系的滲透率適用范圍。

1　實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)儀器包括CS200A型氣體質(zhì)量流量控制器、HAS-100HSB型恒壓恒速泵、HW-Ⅱ型自控恒溫箱和壓力采集系統(tǒng)等。

實(shí)驗(yàn)用油為由大慶油區(qū)薩爾圖油田脫氣脫水原油與航空煤油配制的模擬油，其密度為0.845 g/ mL，45℃時(shí)粘度為24.1 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為去離子水和礦化度為6 778 mg/L的模擬地層水。實(shí)驗(yàn)試劑主要包括十二烷基硫酸鈉（分析純）和純度為99.5%的壓縮高純氮?dú)狻?/p>

實(shí)驗(yàn)巖心為人工壓制模型，長度為30 cm，截面為4.5 cm×4.5 cm，巖心孔隙度為12.31%～33.02%，滲透率為5.25×10-3～4 560.60×10-3μm2（表1）。

表1　實(shí)驗(yàn)巖心基本參數(shù)和設(shè)計(jì)的注入速度Table1　Basic core parameters and designed injection rate

1.2實(shí)驗(yàn)步驟與參數(shù)設(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)步驟 實(shí)驗(yàn)步驟主要分為5步：①稱取3.0 g十二烷基硫酸鈉，將其溶解于200 mL去離子水中，機(jī)械攪拌4 h，待完全溶解后，用模擬地層水稀釋至1 000 mL，即配制得到質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的SDS活性水溶液；②按照圖1安裝物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置；③對巖心施加圍壓，抽真空后飽和地層水，測定水相滲透率；④飽和油，建立束縛水飽和度，老化24 h；⑤進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，在溫度恒定為45℃的條件下，先以設(shè)計(jì)的注入速度（表1）進(jìn)行一次水驅(qū)，至產(chǎn)液含水率大于98%，再注入1.5倍孔隙體積的氮?dú)狻虻獨(dú)狻钚运⒍稳罄m(xù)水驅(qū)至含水率大于98%為止。實(shí)驗(yàn)過程中實(shí)時(shí)監(jiān)測并記錄入口壓力、注入氣體流量、出口油水體積和出口氣體流量。

圖1　氣水同注物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1　Facility of SWAG physical simulation experiment

參數(shù)設(shè)計(jì)趙金省等研究發(fā)現(xiàn)，在氣液比、注入速度和滲透率3個(gè)因素中，滲透率對流度降低因子的影響最大［13-15］，因此對滲透率為5×10-3～5 000× 10-3μm2的巖心進(jìn)行對比實(shí)驗(yàn)。Sohrabi等研究表明，氣水同注的氣液比對驅(qū)油效果存在一定影響，當(dāng)氣液比較低時(shí)，賈敏效應(yīng)不明顯，采出程度低；當(dāng)氣液比較高時(shí)，容易產(chǎn)生氣竄，最佳氣液比為0.3～1.0［16］。在氣液比可滿足較高流度降低因子的情況下，考慮注入性，將氣水同注的氣液比定為1∶1（入口壓力下）。

控制氣水同注氣液比時(shí)，水可以近似視為不可壓縮流體，氮?dú)怏w積須以實(shí)際氣體狀態(tài)方程折算為入口壓力下的體積，計(jì)算式為

式中：Qz為入口壓力下的氮?dú)饬髁?，mL/min；Zz為入口壓力下的氮?dú)鈮嚎s因子；p0為大氣壓力，kPa；Q0為大氣壓力下的氣體流量，mL/min；Z0為大氣壓力下氮?dú)鈮嚎s因子；pz為入口壓力，kPa。

由于入口壓力是變化的，為了維持穩(wěn)定的氣液比，需要根據(jù)壓力的變化及時(shí)調(diào)整氮?dú)獾淖⑷胨俣?。根?jù)實(shí)驗(yàn)所用巖心的滲透率和孔隙度，設(shè)計(jì)了相應(yīng)的注入速度（表1）。

2　實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

將泡沫驅(qū)穩(wěn)定壓力與相同條件下水驅(qū)穩(wěn)定壓力的比值定義為泡沫驅(qū)流度降低因子［13，17］。與此類似，將氣水同注平穩(wěn)壓差與相同條件下水驅(qū)平穩(wěn)壓差的比值定義為氣水同注流度降低因子，用以表征氣水同注體系增加水驅(qū)滲流阻力的能力。

2.1氮?dú)狻Ⅲw系

氮?dú)狻Ⅲw系滲透率與采出程度的實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：對于滲透率為5.25×10-3μm2的巖心，水驅(qū)采出程度僅為28.4%，注入氮?dú)狻Ⅲw系后最終采收率達(dá)63.5%，比一次水驅(qū)提高了35.1%；對于滲透率為40.3×10-3μm2的巖心，水驅(qū)采出程度為37.6%，注入氮?dú)狻Ⅲw系后最終采收率為54.4%，比一次水驅(qū)提高了16.8%；當(dāng)巖心滲透率為107.7×10-3μm2時(shí)，水驅(qū)采出程度為44.0%，注入氮?dú)狻Ⅲw系后最終采收率為44.6%，比一次水驅(qū)僅提高了0.6%。由驅(qū)替壓差曲線（圖2）可以看出，當(dāng)巖心滲透率為5.25×10-3和40.3×10-3μm2時(shí)，注入氮?dú)狻Ⅲw系后，驅(qū)替壓差比水驅(qū)顯著提高，在后續(xù)水驅(qū)中仍能維持較高的驅(qū)替壓差；巖心滲透率為107.7×10-3μm2時(shí)，注入氮?dú)狻Ⅲw系后，驅(qū)替壓差沒有明顯提升。說明當(dāng)滲透率小于40×10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻Ⅲw系可有效提高滲流阻力，擴(kuò)大波及體積，提高采收率效果良好；當(dāng)滲透率大于100×10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻Ⅲw系無法通過增加滲流阻力而擴(kuò)大波及體積。

氣水同注提高采收率的機(jī)理是：由于水與氣存在重力差異，會形成分流［18］，相對密度小的氣體波及巖心上層，相對密度大的液體波及巖心下層，從而獲得單一相驅(qū)替無法得到的波及體積［19］。同時(shí)，由于注入流體優(yōu)先進(jìn)入大的孔隙喉道，氣泡在其中產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，提高了大孔道的滲流阻力，從而迫使液體進(jìn)入水驅(qū)未波及到的較小的孔隙喉道中。

圖2　不同滲透率巖心氮?dú)狻Ⅲw系驅(qū)替壓差曲線Fig.2　Displacement pressure drop curve of the nitrogen-water system under different permeabilities

由氮?dú)狻Ⅲw系流度降低因子和采出程度增值隨滲透率變化曲線（圖3）可看出：當(dāng)滲透率分別為5.25×10-3，40.30×10-3和107.71×10-3μm2時(shí)，流度降低因子分別為3.74，1.92和1.04，采出程度增值分別為35.1%，16.8%和0.6%，表明流度降低因子和采出程度增值均隨滲透率的增大而降低，兩者呈現(xiàn)相似趨勢。說明當(dāng)滲透率為5×10-3～100×10-3μm2時(shí)，采用氮?dú)狻Ⅲw系驅(qū)油，流度降低因子可作為表征氣水同注體系擴(kuò)大波及體積能力的重要指標(biāo)，同時(shí)還說明氮?dú)狻Ⅲw系適用于滲透率較低的地層，在本次實(shí)驗(yàn)條件下，滲透率適用范圍為5×10-3～40×10-3μm2。

圖3　氮?dú)狻Ⅲw系流度降低因子和采出程度增值與滲透率的關(guān)系Fig.3　Mobility reduction factor and recovery degree increment of the nitrogen-water system under different permeabilities

2.2氮?dú)狻钚运Ⅲw系

由于氮?dú)狻Ⅲw系在滲透率大于100× 10-3μm2后無法有效提高采收率，考慮到表面活性劑對氣泡的穩(wěn)定作用以及提高洗油效率的能力，研究了氮?dú)狻钚运Ⅲw系提高采收率的效果。

由圖4可以看出：當(dāng)滲透率由31.00×10-3μm2增至4 560.60×10-3μm2時(shí)，驅(qū)替壓差曲線呈現(xiàn)相似的變化規(guī)律，在一次水驅(qū)驅(qū)替壓差穩(wěn)定后轉(zhuǎn)入氮?dú)狻钚运?，隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，驅(qū)替壓差快速上升，滲流阻力明顯增大；在后續(xù)水驅(qū)過程中，驅(qū)替壓差也沒有迅速降低，說明氮?dú)狻钚运纬傻膬上囿w系在多孔介質(zhì)中具備一定的穩(wěn)定性。盡管巖心宏觀為均質(zhì)，但微觀孔隙并非完全均勻，孔喉半徑有所差別，氮?dú)馀c活性水形成的泡沫在運(yùn)移過程中遇小孔道發(fā)生堵塞滯留，阻力增大，壓差提高，當(dāng)壓差升至可克服賈敏效應(yīng)時(shí)，泡沫通過，阻力減小，繼而壓差降低，泡沫滯留堵塞到通過孔道的過程，宏觀上表現(xiàn)為驅(qū)替壓差的波動。

圖4　氮?dú)狻钚运Ⅲw系不同滲透率下的驅(qū)替壓差Fig.4　Displacement pressure drop curve of the nitrogen-active water system under different permeabilities

與氮?dú)狻Ⅲw系相同，氮?dú)狻钚运Ⅲw系也可顯著增大滲流阻力，提高波及系數(shù)，較之于前者，氮?dú)狻钚运Ⅲw系在注入巖心后受到多孔介質(zhì)的剪切作用，可生成更穩(wěn)定的泡沫，產(chǎn)生更有效的賈敏效應(yīng)，從而有效減弱指進(jìn)，防止竄流，提高波及系數(shù)。此外，溶液中表面活性劑能降低油水界面張力，提高洗油效率。

當(dāng)滲透率分別為31.00×10-3，127.20×10-3，480.10×10-3，959.40×10-3和4 560.60×10-3μm2時(shí)，一次水驅(qū)采出程度依次為36.0%，38.3%，44.4%，46.7%和48.3%，呈現(xiàn)遞增規(guī)律；5塊巖心注入氮?dú)狻钚运Ⅲw系后續(xù)水驅(qū)后的采出程度增值分別為22.6%，21.3%，19.4%，16.9%和8.3%，呈現(xiàn)遞減規(guī)律（圖5），而且當(dāng)滲透率大于500×10-3μm2后，采出程度增值迅速下降。說明滲透率越高，巖心平均孔喉半徑越大，氮?dú)狻钚运Ⅲw系形成的氣泡對半徑越大的孔喉的氣阻效應(yīng)越不理想，控制流度的能力越差，所以巖心滲透率越高，氮?dú)狻钚运?qū)替壓差越低，后續(xù)水驅(qū)時(shí)壓力下降越快，采出程度增值就越小。特別是當(dāng)滲透率大于500×10-3μm2后，提高采收率效果明顯變差。

圖5　氮?dú)狻钚运Ⅲw系采出程度增值與滲透率的關(guān)系Fig.5　Relationship of permeability and recovery degree increment of the nitrogen-water system

2.3滲透率適應(yīng)界限

通過對比分析氮?dú)狻Ⅲw系和氮?dú)狻钚运Ⅲw系在滲透率相近的巖心中的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，以確定2種體系的滲透率適應(yīng)界限。

對比巖心S02與F01的實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：注入氮?dú)狻c氮?dú)狻钚运w系后，驅(qū)替壓差均可升至約1 000 kPa，由于表面活性劑的存在，氮?dú)狻钚运w系在推進(jìn)過程中比氮?dú)狻w系更穩(wěn)定，表現(xiàn)為壓力維持情況更好；氮?dú)狻钚运Ⅲw系采出程度增值比氮?dú)狻Ⅲw系高出5.8%。這說明當(dāng)滲透率為30×10-3～40×10-3μm2時(shí)，兩者皆適用，且氮?dú)狻钚运Ⅲw系增油效果更好。

分析巖心S03的實(shí)驗(yàn)結(jié)果得知：當(dāng)滲透率為100×10-3μm2左右時(shí)，氮?dú)狻Ⅲw系驅(qū)替壓差比水驅(qū)無明顯升高，這是因?yàn)楫?dāng)儲層滲透率大于100×10-3μm2時(shí)，其孔喉半徑遠(yuǎn)大于氮?dú)狻Ⅲw系形成的氣泡半徑，氣體很快從優(yōu)勢通道竄逸，無法形成有效的氣阻效應(yīng)，注入的流體無法波及到狹小孔喉中的剩余油。較之于水驅(qū)，采出程度也僅提高了0.6%，氮?dú)狻Ⅲw系在滲透率大于100× 10-3μm2時(shí)不適用。而在巖心F02實(shí)驗(yàn)中，氮?dú)狻钚运Ⅱ?qū)替壓差顯著增大，且采出程度比水驅(qū)提高了21.3%，說明當(dāng)巖心滲透率大于100×10-3μm2后，氮?dú)狻钚运Ⅲw系可以提供足夠大的滲流阻力，降低流度，波及到水驅(qū)未波及到的剩余油，其驅(qū)油效果明顯優(yōu)于氮?dú)狻Ⅲw系。

綜上所述，氮?dú)狻偷獨(dú)狻钚运?種同注體系的采出程度增值均隨滲透率的增大而下降；但2種體系的最終采收率變化趨勢不同，氮?dú)狻Ⅲw系最終采收率隨滲透率的增大而降低，氮?dú)狻钚运Ⅲw系最終采收率先隨滲透率的增大而增大，當(dāng)滲透率大于約1 000×10-3μm2時(shí)下降。氮?dú)狻Ⅲw系在滲透率小于40×10-3μm2的巖心中驅(qū)油效果良好，當(dāng)滲透率大于40×10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻钚运Ⅲw系驅(qū)油效果明顯優(yōu)于氮?dú)狻Ⅲw系；氮?dú)狻钚运Ⅲw系采出程度在滲透率為480×10-3μm2時(shí)最高，此后最終采收率和采出程度增值均有所下降，特別是當(dāng)滲透率大于1 000× 10-3μm2時(shí)，氮?dú)狻钚运Ⅲw系提高采收率效果明顯下降。因此，氮?dú)狻Ⅲw系適用于滲透率小于40×10-3μm2的地層，氮?dú)狻钚运Ⅲw系適用于滲透率為30×10-3～500×10-3μm2的地層。

3　結(jié)論

作為一種擴(kuò)大水驅(qū)波及體積的提高采收率技術(shù)，氣水同注技術(shù)在一定的滲透率范圍內(nèi)可以有效控制流度，啟動水驅(qū)后剩余油，從而提高采收率。氣水同注體系的采出程度增值隨著巖心滲透率的增大呈下降趨勢。本次實(shí)驗(yàn)采用的氮?dú)狻Ⅲw系適用于滲透率為5×10-3～40×10-3μm2的地層，在該滲透率范圍內(nèi)提高采出程度35.1%～16.8%；氮?dú)狻钚运Ⅲw系適用于滲透率為30×10-3～500× 10-3μm2的地層，在該滲透率范圍中提高采出程度22.6%～19.4%。水驅(qū)后氮?dú)狻Ⅲw系流度降低因子隨著巖心滲透率的增大而減小，可作為表征氣水同注體系擴(kuò)大波及體積能力的重要指標(biāo)。氮?dú)狻钚运Ⅲw系提高采收率機(jī)理復(fù)雜，其中擴(kuò)大波及系數(shù)的能力無法單純用流度降低因子來表征，如何描述有待于進(jìn)一步研究。

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編輯常迎梅

Physical simulation of enhancing oil recovery by simultaneous water and gas injection flooding

Ma Yunfei1，2，3，Zhao Fenglan1，2，3，Hou Jirui1，2，3，Duan Xianggang1，2，3，Li Shi4

（1.Research Institute of Enhanced Oil Recovery，China University of Petroleum（Beijing），Beijing City，102249，China；2.Basic Theory Laboratory of Enhanced Oil Recovery in Low Permeability Oilfield，Key Laboratory of Tertiary oil Recovery，PetroChina，Beijing City，102249，China；3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，Beijing City，102249，China；4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Beijing City，100083，China）

Dynamic simulation experiments were operated so as to evaluate the recovery efficiency of the two types of simultaneous water and gas injection（SWAG）systems：the nitrogen-water system and the nitrogen-active water system.Their enhanced oil recovery mechanism and permeability adaptability were probed as well.The result suggests that the mobility reduction factor（MRF）of the nitrogen-water system reduces as permeability rises when it ranges from 5×10-3to 100×10-3μm2.The nitrogen-water system can enlarge swept volume and improve recovery efficiency by 35.1%-16.8%after water flooding in the scope of 5×10-3to 40×10-3μm2.MRF can be used as a criterion to evaluate the sweep efficiency enlarging ability of SWAG for it matches well with recovery degree.When permeability ranges from 30×10-3to 500×10-3μm2，the nitrogen-active water system can improve percolation resistance effectively and enhance recovery degree by 22.6%-19.4% after water flooding.Therefore，the nitrogen-water system can be adapted to the formation with permeability under 40×10-3μm2，whereas the nitrogen-active water system may be applied to the formation with the permeability between 30×10-3and 500×10-3μm2.

simultaneous water and gas injection；sweep efficiency；mobility reduction factor；permeability adaptability；EOR

TE357

A

1009-9603（2015）05-0089-05

2015-07-03。

馬云飛（1989—），男，內(nèi)蒙古呼和浩特人，在讀博士研究生，從事提高采收率與采油化學(xué)方面的研究。聯(lián)系電話：18811391456，E-mail：myf1989mm@163.com。

國家科技重大專項(xiàng)“油田開采后期提高采收率技術(shù)”（2011ZX05009-004），國家科技支撐計(jì)劃“CO2埋存與提高采收率評價(jià)研究”（2012BAC26B02）。