高含水油藏注氣驅(qū)提高采收率技術(shù)研究

敖文君，孔麗萍，王成勝，2，陳士佳，2，田津杰，闞 亮

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027)

高含水油藏注氣驅(qū)提高采收率技術(shù)研究

敖文君1，孔麗萍1，王成勝1，2，陳士佳1，2，田津杰1，闞 亮1

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027)

針對高含水中后期油藏以及注水困難的水敏油藏難以實現(xiàn)高效開發(fā)與持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的問題，通過PVT釜高壓物性實驗與長細管驅(qū)替實驗進行了注富氣與CO2驅(qū)提高采收率室內(nèi)評價研究。實驗對原油進行了PVT高壓物性分析，研究了注入不同摩爾分數(shù)比例的CO2和富氣時，原油飽和壓力、降黏效果和膨脹能力的變化規(guī)律，并對比分析采用連續(xù)注氣與交替注氣下，高含水油藏的驅(qū)油效果。長細管實驗對比分析了注CO2和富氣在原油中的最小混相壓力及混相驅(qū)替效率，CO2在原油中的最小混相壓力為14.27 MPa，富氣在原油中的混相壓力為34.74 MPa。對原油物性與驅(qū)油效率的分析表明，注富氣可以較好地提高輕質(zhì)油藏原油的采收率。與水驅(qū)相比，采用連續(xù)注氣與交替注入，富氣驅(qū)均可以提高采收率28%以上，且交替注入的效果更好。

原油物性 CO2驅(qū) 富氣驅(qū) 驅(qū)替效率 輕質(zhì)油藏

我國低滲透油藏資源儲量豐富，但當(dāng)注水開發(fā)進入中后期以后，注水壓力會不斷升高，吸水能力不斷下降，且當(dāng)儲層中有水敏性黏土礦物時，遇水易膨脹，堵塞孔隙，降低儲層滲透率，繼續(xù)注水很難保持高效穩(wěn)產(chǎn)。因注氣不會與儲層礦物發(fā)生反應(yīng)，現(xiàn)已成為國內(nèi)外除熱采之外發(fā)展較快的提高采收率方法[1-3]。全世界正在進行的注氣采油項目中共有188個，其中注CO2采油項目高達122個，占65%，注烴類氣采油項目38個，占20%。在2000年，美國進行了5項烴類混相驅(qū)和1項非混相礦場試驗，截至目前，注烴氣項目已占美國注氣項目的10%以上[4，5]。加拿大在2010年實施烴類混相驅(qū)項目28項試驗，占總注氣項目的71%，產(chǎn)量提高3519 m3/d[6，7]。阿爾及利亞的Zarzaitine油田在水驅(qū)后進行注烴氣驅(qū)，驅(qū)油效率提高8.9%[8]。除此之外，巴西、印尼等國家也進行了注烴氣的技術(shù)研究與現(xiàn)場試驗，并取得了較好的效果，其采收率一般可以提高8%～15%，生產(chǎn)壽命一般為12～20年[9]。

我國由于受到氣源和壓縮機制備等條件的制約，注烴類氣驅(qū)發(fā)展起步較晚，且很長一段時間都處于小型礦場試驗和室內(nèi)研究。但隨著注氣工藝技術(shù)的不斷發(fā)展與提高，注烴氣提高采收率技術(shù)有了很大的提高，目前，國內(nèi)已有吐哈、長慶、大慶、新疆等多個油田實施過注烴氣礦場試驗[10-12]，并取得了很好的效果。

烴類氣一般分為貧氣、富氣、以及液化氣，由于這些氣體具有油藏原油的某些特性[13-14]，能夠很大程度的降低界面張力、使原油膨脹和降低原油黏度等來提高采收率，并且在注入時不會對地層產(chǎn)生傷害，不必進行處理，不腐蝕管線等優(yōu)點而被認為是很有潛力的方法。

1 流體性質(zhì)

試驗所用的原油和天然氣都取自于某一油井，依據(jù)開發(fā)初期該油藏區(qū)塊的原始PVT數(shù)據(jù)及汽油比和目前地層壓力、溫度等資料，進行了原油配制，原油飽和壓力為18.15 MPa，單次脫氣原油溶解氣油比為136.839 m3/m3，地層油體積系數(shù)1.350，地層油平均溶解氣體系數(shù)7.539 m3/(m3·MPa)，地層油體積收縮率25.926%，活油密度0.695 g/cm3，死油密度(20.0℃，0.101 MPa)0.815 g/cm3。死油摩爾質(zhì)量203.568，活油黏度0.989 mPa·s，死油黏度2.531 mPa·s，地層壓力為25 MPa，地層溫度為61.7 ℃。其中活油是指在地層壓力下溶解有氣體的液態(tài)烴，死油是指油氣藏?zé)N類流體經(jīng)單次脫氣到大氣條件下所得到的液態(tài)烴。對原油的物性分析，可知在原始地層條件下為揮發(fā)油。試驗井流物與注入富氣的組分組成見表1。

表1 井流物與富氣的摩爾組成

2 高壓物性實驗

根據(jù)研究的需要，開展了富氣和CO2對流體相態(tài)影響實驗，分別測試了注不同摩爾分數(shù)(與原油體積相比)富氣和CO2氣體對流體膨脹能力、飽和壓力、黏度的影響，其高壓物性測量主要系統(tǒng)由PVT斧、氣體體積計量計以及毛細管黏度計等設(shè)備組成，此外還包括真空泵、壓力泵及其相應(yīng)的設(shè)備軟件等。實驗溫度為61.7 ℃，CO2精度為99.99%。

2.1 對流體相態(tài)的影響

圖1與圖2分別為注入不同比例CO2和富氣時，液相相對體積與壓力的關(guān)系(P-V關(guān)系)。通過對比可以看出，在不同的注氣比例下，圖1與圖2其曲線的變化趨勢基本相同，即在一定的注氣比例下，隨著壓力的降低，初始階段，相對體積曲線比較平緩，但當(dāng)壓力降低到某一點后，曲線會迅速上升。該點所對應(yīng)的壓力即為泡點壓力。在泡點壓力以下，流體會產(chǎn)生相變，從純液相向氣液兩相轉(zhuǎn)變，所以當(dāng)壓力低于泡點壓力以后，壓力繼續(xù)降低，則相對體積增大的速率逐漸變大。在另一方面，隨著注氣比例的增大，曲線在轉(zhuǎn)折點更加平滑，且向右偏移，表明隨著注氣量的增加，泡點壓力逐漸增大。當(dāng)泡點壓力升高時，不僅會提高氣體在原油中的溶解能力，同時也會使注入氣對原油的抽提和萃取作用增強[15]，有利于進行混相驅(qū)提高采收率。

圖1 注入不同摩爾分數(shù)CO2下的P-V關(guān)系

圖2 注入不同摩爾分數(shù)富氣下的P-V關(guān)系

2.2 對原油物性的影響

在同一油藏溫度下，通過PVT高壓物性測定儀，分別測定了在不同注氣比例下，CO2和富氣對原油飽和壓力，黏度以及體積系數(shù)的影響，并進行了對比分析，如圖3、4、5所示。

圖3 注入不同摩爾分數(shù)飽和壓力對比

由圖3可以看出，對于兩種氣體，飽和壓力隨注氣量的增加而逐漸升高，但在相同的注入比例下，注富氣比注CO2飽和壓力升高的更多。飽和壓力隨富氣注入量增加而升高速度加劇，而隨CO2注入量升高變化比較緩慢，當(dāng)注入富氣含量達到50%時，泡點壓力由原來的18.15 MPa上升到39.91 MPa，而注入60%比例的CO2氣體時，泡點壓力只有25.081 MPa，表明CO2在原油中的溶解能力要比富氣好，因此在進行富氣驅(qū)提高采收率的過程中，在設(shè)備要求與經(jīng)濟條件允許的范圍內(nèi)，要選取適當(dāng)?shù)淖⒏粴獗壤?，得到最佳?jīng)濟效益下的泡點壓力。

圖4 注入不同摩爾分數(shù)下原油黏度變化對比

圖5 注入不同摩爾分數(shù)體積系數(shù)對比

圖4和圖5為原油在不同注氣比例下的黏度與體積系數(shù)的值。目的是為了通過曲線關(guān)系，對比分析注CO2與富氣對原油的降黏效果和膨脹能力的影響規(guī)律。由圖4可以看出，隨著注氣量的增加，黏度都呈下降的趨勢，說明隨著注氣量的增加，兩種氣體抽提和萃取原油輕質(zhì)組分逐漸增多，原油中因為輕質(zhì)組分被抽提，同時注入氣溶于原油，使得原油溶解重質(zhì)組分的能力降低，原油中的重質(zhì)組分也相對減少，原油的性質(zhì)也逐漸變好。通過對比可以看出，在相同注入比例下，注富氣比注CO2可以更好地降低原油黏度，這是因為富氣具有原油的某些特性，但在富氣注入比例小于40%的過程中，黏度下降很快，當(dāng)原油中富氣含量達到40%時，黏度由原來的0.951 8 mPa·s降到了0.538 8 mPa·s，幾乎降了44%。當(dāng)富氣注入比例大于40%以后，黏度下降很平緩且逐漸趨于恒定，表明繼續(xù)加大注氣量，富氣很難繼續(xù)溶解，對黏度影響不大。即在富氣注入比例為40%左右時降黏效果最好。由圖5可以看出，對于兩種氣體，隨著注入量的不斷增加，原油的體積系數(shù)增加，并且注入比例越大，膨脹程度越大，但是在相同的注入比例下，注富氣比注CO2可使原油體積膨脹的更大。當(dāng)原油中含CO2和富氣的量都是50%時，在注富氣下，原油體積系數(shù)增大了45.5%，而在注CO2下，原油膨脹系數(shù)僅僅增大了26.7%，說明注富氣可以更好地提高原油的膨脹能力。

原油黏度的降低使原油的流動能力大大提高，同時也很好的改善了油水流度比，有利于擴大波及體積。而原油體積的膨脹，不僅可以有效地增加地層彈性能力，還有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，使驅(qū)油效率升高，從而提高油藏最終采收率[16-21]。因此富氣驅(qū)也可以很好的改善油藏流體性質(zhì)，提高原油產(chǎn)量，但富氣的注入量不是越多越好，因為當(dāng)富氣注入量過多時，泡點壓力也會隨之升高，且黏度也不會一直降下去，所以對于不同的油田，應(yīng)優(yōu)選注富氣的最佳比例，才可以得到最好的驅(qū)替效果。

3 驅(qū)替實驗

3.1 長細管驅(qū)替實驗

為了確定CO2與富氣在原油中的最小混相壓力，研究了油藏注CO2和富氣的驅(qū)油效率。該實驗中所使用的長細管內(nèi)徑6 mm，長度20 m，內(nèi)部用石英砂填充，氣測滲透率20.2×103μm2，孔隙度為37.2%。

最小混相壓力的測定[22]：

(1)地層原油樣品的飽和

①將細管用石油醚洗凈，然后用N2氣體進行排空，當(dāng)出口端不再有液體產(chǎn)生，且氣流穩(wěn)定后停止注氣，最后將細管烘干10 h以上。

②用環(huán)己烷充滿整個細管，恒定到實驗溫度與實驗壓力，實驗壓力高于原油飽和壓力。

③保持實驗壓力和實驗溫度下，用地層原油樣品緩慢頂替細管中的環(huán)己烷，當(dāng)原油樣品驅(qū)替2.0孔隙體積后，在出口端測定氣油比，氣油比不變時，飽和完成。

(2)驅(qū)替實驗

①用經(jīng)驗公式計算最小混相壓力，然后從高到低選取6個回壓測試點。

②將注入氣(CO2或富氣)恒定到實驗溫度下，在實驗壓力和恒定注入速度下，緩慢驅(qū)替細管中原油，產(chǎn)出氣液由電腦記錄。

③當(dāng)累積注入1.2倍孔隙體積后，觀察出口產(chǎn)液量，不再產(chǎn)油后，停止驅(qū)替。

④重復(fù)不同壓力下的驅(qū)替實驗與數(shù)據(jù)處理。

3.2 長細管驅(qū)替實驗結(jié)果與討論

3.2.1 最小混相壓力

由圖6可知，隨著壓力的降低，采收率曲線開始變得平緩，當(dāng)壓力降低到一定程度后，出現(xiàn)轉(zhuǎn)折點，再降低壓力，采收率曲線迅速下降，則此轉(zhuǎn)折點處的壓力為最小混相壓力，表明驅(qū)替由混相驅(qū)替轉(zhuǎn)變?yōu)榉腔煜囹?qū)替。由圖6可得出，CO2驅(qū)的最小混相壓力為14.27 MPa，在高于最小混相壓力后，細管驅(qū)替實驗的最終采收率約為92.02%。由于富氣在原油中的溶解能力比CO2差，富氣驅(qū)時，所測得的最小混相壓力也比CO2的高，為34.74 MPa，最終采收率為90.26%。因此，富氣驅(qū)更適合地層壓力相對比較高的油藏。

圖6 細管測定最小混相壓力

圖7 注氣量與注入效率的關(guān)系

3.2.2 驅(qū)替效果分析

圖7為注CO2與注富氣時，兩者混相驅(qū)替驅(qū)油效率的對比，可以看出，在CO2與富氣都進行混相驅(qū)替的過程中，隨著注氣量的增加，兩者的采收率都增加，雖然在相同注氣量下，CO2的采收率要略高于富氣驅(qū)的采收率。但是驅(qū)替完成后，CO2驅(qū)與富氣驅(qū)最終的采收率相差不大，CO2驅(qū)的最終采收率為90.49%。富氣驅(qū)的最終采收率為90.12%。同時最終的累計注入量富氣驅(qū)也只比CO2驅(qū)多了0.05 PV?？梢?，如果在油藏條件允許的情況下，采用富氣驅(qū)仍然可以很好的提高原油采收率。

3.3 長巖心驅(qū)替實驗

為了對比分析中高含水期油藏注富氣相比水驅(qū)提高的采收率程度，進行的長巖心物理模擬。巖心長度99.6 cm，直徑2.5 cm，平均水測滲透率25.42×103μm2，孔隙度22.8%，孔隙體積111.4 cm3，實驗壓力25 MPa，實驗溫度為61.7 ℃。實驗方案：①水驅(qū)含水100%后，連續(xù)注入0.45 PV富氣，再后續(xù)水驅(qū)至100%；②水驅(qū)含水100%后，交替3次注入0.15 PV的富氣和水，再后續(xù)水驅(qū)至100%。實驗結(jié)果如圖8所示。

圖8 連續(xù)注入0.45 PV富氣的驅(qū)油效果

圖9 交替注入0.45 PV富氣的驅(qū)油效果

圖8與圖9對比分析了兩種不同注氣方式下，中高含水油藏富氣驅(qū)的驅(qū)油效果與含水率的變化規(guī)律。對于連續(xù)氣驅(qū)，其采收率從水驅(qū)的44.72%提高到73.69%，提高采收率28.97%；交替注入下，采收率相比水驅(qū)提高31.42%。這些表明目前地層溫度與地層壓力下，高含水油藏后期，兩種注氣方式都可以很大程度的提高采收率，這正是因為富氣驅(qū)過程中富氣溶于原油后，降低原油黏度和提高原油的膨脹能力，使原來的不可動油變成可動油，在氣體的快速注入，被氣體推動與攜帶出來。

通過對比兩種注氣方式的驅(qū)油效果，交替注入比連續(xù)注入提高采收率2.45%，交替注入的效果更好，產(chǎn)生這種現(xiàn)象的原因是，交替注入可以更好的減弱油氣粘度的差異，所產(chǎn)生的氣體指進現(xiàn)象更小，延緩了氣體的突破時間，并有效的控制的氣竄[23，24]，同時交替注入使油藏內(nèi)的三相流動相態(tài)及相對滲透率發(fā)生變化，提高了驅(qū)油效率。因此，交替注入不僅可以很好的控制驅(qū)替前緣的流度比與氣體的指進與氣竄，同時擴大了波及效率最終更大程度的提高了原油采收率[25，26]。

4 結(jié)論

(1)富氣由于具有原油的一些特性，在富氣驅(qū)過程中，不會與地層及地層水產(chǎn)生反應(yīng)，不會對地層造成傷害，并可以很大程度的降低原油黏度和提高原油的膨脹能力，但并不是注入富氣量越多越好，當(dāng)注入富氣量太多，同時會導(dǎo)致泡點壓力升高很多，對于不同的油藏條件，應(yīng)選取合適的富氣注入比例。

(2)由于富氣在原油中的溶解能力比CO2差，進行富氣驅(qū)時，富氣驅(qū)的最小混相壓力比CO2驅(qū)高很多，因此，富氣混相驅(qū)更適合地層壓力較高的油層。

(3)與CO2驅(qū)相比，富氣驅(qū)可以更好地抽提和萃取原油中的輕質(zhì)組分，從而使原油性質(zhì)得到更好的改善，提高原油的流動性和原油采收率。

(4)油藏水驅(qū)后進行連續(xù)注氣與與交替注入都可以很大程度地進一步提高采出程度，但交替注入具有跟好的驅(qū)油效果。

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(編輯 王建年)

江蘇油田首次應(yīng)用小套管機械防砂工藝獲成功

“排量260 L/min，砂比1%，砂量20 L，泵壓1 MPa，施工正常?！?016年11月1日，在江蘇油田采油一廠側(cè)周43-6A井施工現(xiàn)場，技術(shù)人員正緊盯著各項參數(shù)的變化。

“泵壓5MPa，砂已充填到位，停泵、投球打丟手！”隨著水泥車正打壓15 MPa，壓力突降，丟手成功，江蘇油田首口小套管機械防砂工藝在側(cè)周43-6A井取得成功。

側(cè)周43-6A井是2015年9月新投的側(cè)鉆井，初期日產(chǎn)油10 t，投產(chǎn)后因地層出砂，到今年9月份產(chǎn)量下降至1.3 t，不到半年的時間內(nèi)檢泵兩次，期間通過擠抑砂劑、下繞絲篩管防砂等措施也未能從根本上解決油層出砂問題。

研究人員結(jié)合該井懸掛小套管井井筒空間小，內(nèi)徑只有82 mm的實際，引進特殊尺寸工具以滿足小套管內(nèi)防砂需求，并針對該井的井筒現(xiàn)狀，制定出最佳施工方案：決定對側(cè)周43-6A井實行地層擠壓充填和套管內(nèi)礫石充填的二合一方案。

由于井眼小，配套工具受限，填砂施工難度大、風(fēng)險高，稍有不慎就有砂卡管柱的風(fēng)險。為確保施工一次性成功，技術(shù)人員嚴把施工質(zhì)量關(guān)，經(jīng)過8 h緊張有序的施工，側(cè)周43-6A井防砂施工取得了成功，為治理江蘇油田小套管內(nèi)油層出砂拓寬了途徑。

摘編自《油氣勘探開發(fā)科技周刊》2016年11月16日

Study on enhanced oil recovery in high water-cut reservoir by gas flooding

Ao Wenjun1,Kong Liping1,Wang Chengsheng1,2,Chen Shijia1,2,Tian Jinjie1,Kan Liang1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.，Tianjin300452,China;2.KeyEORlaboratoryofCNOOC，Beijing100027,China)

The PVT high pressure physical properties of crude oil were tested and analyzed.When various mole fraction proportional CO2and enriched-gas were injected,it was studied on the change rules in the oil saturation pressure,the viscosity-reducing effect,and the swelling capacity.And the displacement effect of high water-cut oil reservoir was comparatively analyzed under the condition of continuous and water altering gas injections.The research results showed that under the condition of same injected gas volume,compared with CO2injection,the enriched-gas injection increased the oil saturation pressure,but greatly reduce the crude oil viscosity and improve the swelling capacity.Therefore the enriched-gas injection can improve the physical properties of crude oil better.Though the long slim tube experiments,it was comparatively analyzed the minimum miscible pressure (MMP) and miscible flooding efficiency of injected CO2and enriched-gas.The MMP of CO2and enriched-gas in the crude oil are 14.27 MPa and 34.74 MPa,respectively.The analyses on the physical properties of crude oil and the oil displacement efficiency showed that the enriched-gas flooding could very well enhance oil recovery of light oil reservoir,but for different reservoir characteristics,the effect of enriched-gas flooding on the bubble point pressure should be considered in the process of enriched-gas injection.Compared with water flooding,the enriched-gas flooding can enhance the oil recovery rate of more than 28% with continuous and water altering gas injections,and the effect of water altering gas injection was better

physical property;CO2flooding;enriched-gas flooding;efficiency of displacement;light oil reservoir

2016-07-14；改回日期：2016-08-22。

敖文君(1989—)，工程師，現(xiàn)從事提高采收率技術(shù)研究工作，電話：13323350217，E-mail：wenjunao@126.com。

中國海洋石油總公司“海上典型底水稠油油藏?zé)岵膳涮坠に嚰夹g(shù)研究”(CNOOC-KJ 125 2011ZX05024 NFCJF 2012-03)；國家自然科學(xué)基金項目“CO2在多孔介質(zhì)中的擴散速度與前緣位置的研究”(51274217)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.04.012

TE357.7

A