全直徑礫巖長巖心水驅(qū)后煙道氣驅(qū)油與埋存實(shí)驗(yàn)

韓海水 ，李實(shí) ，馬德勝 ，姬澤敏 ，俞宏偉 ，陳興隆

（1. 提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

近年來，隨著以新疆、遼河油田為代表的火驅(qū)技術(shù)的迅速發(fā)展，油田火驅(qū)開發(fā)中產(chǎn)生的煙道氣如何妥善處理已成為一大難題。受強(qiáng)非均質(zhì)性影響，新疆火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)附近的礫巖水驅(qū)稀油油藏地層壓力下降快、采收率低，亟需探索可行的提高采收率技術(shù)[1]。若成功實(shí)施煙道氣驅(qū)，可實(shí)現(xiàn)提高采收率與煙道氣的有效埋存，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。受注入氣性質(zhì)所限，煙道氣驅(qū)油效果比 CO2差，但煙道氣驅(qū)節(jié)省了提純 CO2的復(fù)雜工藝和高昂成本，同時(shí)實(shí)現(xiàn)煙道氣的封存和資源的合理利用[2-7]。因此，煙道氣驅(qū)技術(shù)具有廣闊的應(yīng)用前景[8-13]。

實(shí)驗(yàn)室通常采用長巖心物理模擬來研究氣驅(qū)油的驅(qū)油特征和驅(qū)油效果，長巖心模型通常采用多塊直徑為2.5 cm或3.8 cm的巖心拼接而成[2,14-16]。如李向良[14]、郭永偉[15]、張艷玉[16]等學(xué)者在這方面進(jìn)行了大量研究。但目前該類研究多針對(duì)砂巖油藏，其組成顆粒分布均勻，非均質(zhì)性較弱，而對(duì)于礫巖或縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)集層，其中的礫石或縫洞尺寸可達(dá)2～3 cm，非均質(zhì)性極強(qiáng)，小尺寸巖心難以代表儲(chǔ)集層的物性特征。同時(shí)由于取心位置不同，巖心孔滲特征各異，實(shí)驗(yàn)結(jié)論差別大，不能反映儲(chǔ)集層的真實(shí)滲流特點(diǎn)。

增加巖心直徑至10 cm，可降低非均質(zhì)性的影響，改善模擬效果。如程信芳等[17]用直徑10 cm、長度5 cm的巖心模擬了大慶油田某各向異性儲(chǔ)集層水驅(qū)特征；樊建明等[18]用全直徑巖心研究了儲(chǔ)集層孔隙介質(zhì)對(duì) CO2注入地層后相態(tài)的影響情況；趙磊等[19]用全直徑巖心研究了塔河某縫洞型碳酸鹽巖油藏注 N2、CO2的吞吐效果。然而以上實(shí)驗(yàn)均采用單塊全直徑巖心，長度仍不能滿足模擬氣驅(qū)驅(qū)替特征和滲流效果的要求。特別是高溫、高壓全直徑長巖心氣驅(qū)模擬方面，鮮有文獻(xiàn)報(bào)道。

新疆油田某礫巖油藏目前處于水驅(qū)開發(fā)階段，地層壓力下降快、采出程度低，亟需探索有效提高采收率的開發(fā)方式。本文選取多塊直徑為10 cm的全直徑巖心拼接成長巖心模型，模擬油藏衰竭、水驅(qū)、注煙道氣驅(qū)、CO2驅(qū)等的全開發(fā)過程，總結(jié)各階段的注采特征，評(píng)價(jià)煙道氣驅(qū)的驅(qū)替特征和開發(fā)效果。

1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

①巖心：實(shí)驗(yàn)所用巖心均為新疆H油田現(xiàn)場油井目的層段所取的真實(shí)巖心，選取破損相對(duì)較少的巖心進(jìn)行編號(hào)、修整，拼接成長巖心組（見圖 1）。各段巖心長度和氣測滲透率見表1，拼接巖心總長52.3 cm，根據(jù)長度與滲透率的加權(quán)平均計(jì)算，巖心組的氣測滲透率為 44.6×10-3μm2。

圖1 全直徑巖心及拼接示意圖

表1 巖心組各段巖心長度與氣測滲透率

對(duì)巖心組進(jìn)行飽和地層水、飽和原油等實(shí)驗(yàn)，確定巖心組孔隙度、含油飽和度、水測滲透率等參數(shù)。測得飽和地層水體積為649.52 mL，飽和油過程中產(chǎn)出水384 mL，計(jì)算巖心組平均流動(dòng)孔隙度為15.82%，烴類孔隙體積（HCPV）384 mL，初始含油飽和度為59.12%；水測巖心滲透率流速0.2 mL/min時(shí)，壓差穩(wěn)定在0.64 MPa，據(jù)達(dá)西公式，巖心水測滲透率為 34.7×10-3μm2。

②模擬地層油：參照新疆 H油田地層原油原始PVT資料，實(shí)驗(yàn)室利用井口脫氣油和天然氣復(fù)配形成模擬地層油。在地層溫度42 ℃條件下，地層油飽和壓力為11.8 MPa，溶解氣油比48 m3/m3，地層油黏度6.38 mPa·s，地層油密度0.825 6 g/cm3，地層油體積系數(shù)1.086，屬于典型的黑油油藏原油。

③飽和水與注入水：原始資料顯示，地層水礦化度為16 102 mg/L。而根據(jù)現(xiàn)場資料，注入水礦化度為5 265.32 mg/L。實(shí)驗(yàn)過程中飽和水采用地層水，水驅(qū)和水-氣交替驅(qū)用水采用注入水，二者的主要離子含量見表2。

表2 地層水和注入水的主要礦物離子構(gòu)成

④火驅(qū)煙道氣：主要組成為氮?dú)?、二氧化碳、甲烷，其主要組分構(gòu)成見表3。利用高溫高壓升泡儀，分別觀察42 ℃和15，26，35 MPa條件下，煙道氣泡在原油中上升的形態(tài)變化（見圖2），結(jié)果表明全過程中氣泡清晰可見，未能完全消失，基本判定煙道氣與原油的混相壓力大于35 MPa，在地層條件下屬于非混相驅(qū)替。

表3 煙道氣主要組分構(gòu)成

圖2 煙道氣氣泡在原油中上升過程

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置為中國自主研發(fā)的高溫高壓全直徑長巖心驅(qū)替系統(tǒng)，該裝置最高承壓70 MPa、最高耐溫150 ℃、最大夾持巖心長度2 m、最大夾持巖心直徑10 cm。裝置由全直徑巖心夾持主體系統(tǒng)，高精度、高溫、高壓驅(qū)替泵系統(tǒng)，回壓控制和精確計(jì)量系統(tǒng)等 3部分構(gòu)成（見圖3）。該驅(qū)替裝置通過多點(diǎn)控溫、測溫、加熱實(shí)現(xiàn)巖心組在實(shí)驗(yàn)過程中溫度的穩(wěn)定、均衡，溫度誤差小于±0.1 ℃。高精度的回壓控制系統(tǒng)和驅(qū)替泵組合可控制壓力誤差小于±0.1 MPa，體積誤差小于±0.01 mL。驅(qū)替泵可實(shí)現(xiàn)恒壓、恒速、定體積等多種工作模式。

圖3 全直徑長巖心實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)2組驅(qū)替方案。2組方案的差別為：第1組實(shí)驗(yàn)方案為水驅(qū)至不再產(chǎn)油后，轉(zhuǎn)煙道氣驅(qū)再轉(zhuǎn)水-氣交替驅(qū)；第 2組方案為水驅(qū)至中期，提壓后轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū)，具體細(xì)節(jié)見表4。

表4 實(shí)驗(yàn)方案

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

在開始驅(qū)替實(shí)驗(yàn)前，首先將編號(hào)的巖心按順序裝配，巖心之間增加多層濾紙，盡量減小流體在巖心間堆積或不均勻分布對(duì)滲流的影響。巖心完成裝配后，連接實(shí)驗(yàn)流程，試壓30 MPa，試溫42 ℃，確認(rèn)模型無泄漏。然后在此基礎(chǔ)上開展2組方案的實(shí)驗(yàn)。

根據(jù)方案設(shè)計(jì)，第 1組實(shí)驗(yàn)方案具體步驟為：①先后使用甲醇和石油醚清洗巖心中的水和油，直至產(chǎn)出液再次清澈透明，最后用氮?dú)獯蹈?，抽真空；②在地層溫?2 ℃，地層壓力15.02 MPa下，先進(jìn)行飽和水再進(jìn)行飽和油，飽和結(jié)束后靜置老化 1個(gè)月；③關(guān)閉模型入口，緩慢調(diào)節(jié)連接出口的回壓閥，經(jīng)多級(jí)降壓至8.11 MPa，模擬油藏衰竭開發(fā)過程；④保持出口壓力8.22 MPa實(shí)施水驅(qū)，驅(qū)替壓差約3 MPa，含水100%時(shí)（不再產(chǎn)油）結(jié)束水驅(qū)階段；⑤保持出口壓力 8.22 MPa，進(jìn)行連續(xù)煙道氣驅(qū)，在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時(shí)結(jié)束連續(xù)氣驅(qū)；⑥保持出口壓力8.22 MPa進(jìn)行煙道氣-水交替驅(qū)替（氣水比2∶1）在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時(shí)結(jié)束氣-水交替驅(qū)；⑦關(guān)閉出口閥門進(jìn)行埋存實(shí)驗(yàn)，增壓至模型壓力20 MPa；⑧降低出口壓力至8.22 MPa進(jìn)行CO2氣驅(qū)，在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時(shí)結(jié)束，停止注入 CO2；⑨連續(xù)注入煙道氣，并對(duì)產(chǎn)出氣進(jìn)行間斷取樣，共取氣樣 6次，檢測氣樣中H2S含量，研究H2S在巖心中的滯留情況。

第2組實(shí)驗(yàn)方案具體步驟為：①重復(fù)第1組實(shí)驗(yàn)方案的①—③步；②在采出程度24.79%時(shí)結(jié)束水驅(qū)，同時(shí)調(diào)節(jié)出口回壓閥提高模型壓力至12 MPa；③保持出口壓力12 MPa進(jìn)行煙道氣-水交替驅(qū)替（氣水比2∶1），在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時(shí)結(jié)束氣-水交替驅(qū)；④連續(xù)注入煙道氣，至總注入量為7倍HCPV時(shí)結(jié)束。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1 煙道氣驅(qū)替效果

記錄實(shí)驗(yàn)過程中的注入水、煙道氣、產(chǎn)出液（油、氣、水）不同時(shí)刻的量，結(jié)合巖心組孔隙體積、烴類孔隙體積、初始原油飽和度等參數(shù)，對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行整理作圖（見圖4），同時(shí)統(tǒng)計(jì)不同實(shí)驗(yàn)階段的開發(fā)指標(biāo)（見表5）。

圖4 巖心驅(qū)替采出程度曲線

表5 不同開采方式下采出程度數(shù)據(jù)表

分析圖4、表5可知，煙道氣驅(qū)可以有效提高采收率，提高幅度因驅(qū)替方式的不同差別較大，相比之下，第2組實(shí)驗(yàn)方案的開發(fā)效果較好，具體如下。

①實(shí)驗(yàn)所用礫巖巖心組，衰竭開發(fā)采收率為3.25%～3.66%，水驅(qū)開發(fā)最終采收率41.34%。

②第 1組實(shí)驗(yàn)方案，水驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)連續(xù)煙道氣驅(qū)效果不佳，僅能提高采收率 0.55%，再轉(zhuǎn)氣-水交替驅(qū)無任何效果。

③第2組實(shí)驗(yàn)方案，水驅(qū)到采出程度24.79%時(shí)直接轉(zhuǎn)氣-水交替驅(qū)，提高采收率效果顯著，最終采收率達(dá)到50.21%，比第1組實(shí)驗(yàn)方案的氣-水交替驅(qū)采收率提高了8.32%。

④第2組實(shí)驗(yàn)方案在氣-水總驅(qū)替1.67倍HCPV時(shí)采出程度達(dá)到50.21%，而第1組實(shí)驗(yàn)方案氣-水總驅(qū)替達(dá)到2.38倍HCPV時(shí)，采出程度只達(dá)到41.89%?？梢姷?組實(shí)驗(yàn)方案增大了波及體積，提高了開發(fā)效率。

⑤衰竭、水驅(qū)、煙道氣驅(qū)等開發(fā)方式結(jié)束后，繼續(xù)CO2驅(qū)仍可提高采收率6.63%。

2.2 煙道氣埋存量的計(jì)算

煙道氣埋存量的計(jì)算步驟：①采用相關(guān)文獻(xiàn)方法[20]，計(jì)算煙道氣視臨界溫度為 158.686 7，視臨界壓力為4.106 2；②根據(jù)（1）和（2）式[20]計(jì)算對(duì)比溫度、對(duì)比壓力；③查圖版獲得相應(yīng)溫度、壓力下的氣體偏差系數(shù)；④根據(jù)（3）式計(jì)算埋存體積；⑤換算成埋存量（質(zhì)量）。

開發(fā)過程（衰竭、注水、注氣、氣-水交替）中的煙道氣埋存體積、油藏開發(fā)結(jié)束后期煙道氣埋存量可由下式計(jì)算。

通過計(jì)算得煙道氣埋存體積、各階段的煙道氣埋存量（見表 6），驅(qū)油過程中煙道氣滯留在巖心內(nèi)部的體積為11.899 L，實(shí)驗(yàn)結(jié)束后期煙道氣總埋存量（壓力20.15 MPa）79.594 g，單位孔隙體積埋存量為 0.123 g/cm3，煙道氣埋存效果較好。

2.3 H2S的安全性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)過程中多次收集產(chǎn)出氣樣品，并應(yīng)用RAE硫化氫采樣泵及檢測管系統(tǒng)（型號(hào)LP-1200）進(jìn)行檢測（見表7），發(fā)現(xiàn)氣樣中均不含有硫化氫。

分析認(rèn)為多孔介質(zhì)以及束縛水均可吸附或溶解注入煙道氣中的硫化氫，這與實(shí)驗(yàn)結(jié)果相吻合。在驅(qū)油過程中，煙道氣中的硫化氫（摩爾分?jǐn)?shù)0.06%）完全被多孔介質(zhì)和束縛水吸收，煙道氣中有害氣體硫化氫可被安全有效埋存。

表6 煙道氣壓縮因子及埋存量計(jì)算表

表7 產(chǎn)出氣中硫化氫含量

3 分析與討論

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明水驅(qū)后煙道氣驅(qū)可以進(jìn)一步提高采收率，但選擇合適的注氣時(shí)機(jī)是取得較好開發(fā)效果的關(guān)鍵因素。第 1組實(shí)驗(yàn)方案在水驅(qū)結(jié)束（采出程度41.34%）后轉(zhuǎn)注煙道氣，提高采收率極其有限（僅為0.55%），開發(fā)效果較差；第 2組實(shí)驗(yàn)方案在水驅(qū)開發(fā)中期（采出程度24.79%）轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū)，較第1組提高采收率 8.32%（由 41.89%提高至 50.21%），取得了較好的開發(fā)效果。

分析認(rèn)為，礫巖油藏具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性（見圖5），大孔道、小孔道、喉道及其連通關(guān)系也較為復(fù)雜。第 1組實(shí)驗(yàn)方案經(jīng)過完全水驅(qū)后，巖心內(nèi)部形成穩(wěn)定的優(yōu)勢滲流通道，再進(jìn)行煙道氣驅(qū)或煙道氣-水交替驅(qū)替，注入的氣、水將沿已形成的滲流通道流動(dòng)，與原油接觸有限，波及效率很低，提高采收率幅度小，不能取得較好的效果。

圖5 礫巖巖心顆粒及孔隙結(jié)構(gòu)

第 2組實(shí)驗(yàn)方案在水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道尚未完全形成時(shí)（采出程度24.79%）轉(zhuǎn)為煙道氣-水交替注入，此時(shí)整體滲流阻力大，煙道氣在水段塞后端緩慢推進(jìn)，有效減緩氣竄，擴(kuò)大波及體積，提高采收率效果明顯。

礫巖中最大礫石的尺寸可達(dá)3 cm，而小的顆粒與砂巖顆粒類似，只有0.1 mm，級(jí)別相差較大。這種差異導(dǎo)致孔隙半徑分布范圍廣、孔隙分選性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，因而滲流特征復(fù)雜。其滲流與波及特征在傳統(tǒng)小直徑巖心（直徑2.5 cm或3.8 cm）驅(qū)替裝置中無法得到真實(shí)反映。全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)可避免其中大的礫石堵塞滲流通道，更大程度地模擬礫巖油藏的真實(shí)驅(qū)替特征和滲流特點(diǎn)。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果還表明在水驅(qū)、煙道氣驅(qū)完全結(jié)束后，進(jìn)一步向油藏中注入CO2，仍然可以有效提高采收率。煙道氣中N2占76.97%，N2不與原油發(fā)生組分交換，故注入的大部分煙道氣沿早期形成的水驅(qū)優(yōu)勢通道快速氣竄，多為無效循環(huán)。CO2驅(qū)替具有多方面的優(yōu)勢[21]：①具有較強(qiáng)的溶解、萃取作用，CO2在原油中不斷溶解，油水界面張力減小，可降低原油黏度；②CO2溶解于地層水中，使水碳酸化，水的黏度增加，改善油水流度比；③CO2溶于地層水所形成的碳酸水可與巖石中的碳酸鹽膠結(jié)物反應(yīng)，改善地層滲透率等。因此，水驅(qū)結(jié)束后優(yōu)勢通道雖已形成，但 CO2在優(yōu)勢通道內(nèi)流動(dòng)時(shí)仍可以與周圍的剩余油進(jìn)行組分交換，采出一部分原油。

4 結(jié)論

全直徑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)可避免巖心中大的礫石堵塞滲流通道，更大程度地模擬礫巖油藏的真實(shí)驅(qū)替特征和滲流特點(diǎn)。

火驅(qū)產(chǎn)出煙道氣可應(yīng)用于礫巖油藏水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率，取得較好開發(fā)效果的關(guān)鍵是選擇合理的注氣時(shí)機(jī)、注氣壓力、注氣方式。

水驅(qū)中期優(yōu)勢滲流通道尚未完全形成，此時(shí)適當(dāng)提高油藏壓力后轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū)可避免煙道氣過早氣竄而形成無效循環(huán)，較大幅度提高采收率。

煙道氣-水交替過程中，儲(chǔ)集層可有效吸收煙道氣中有害氣體硫化氫，同時(shí)可實(shí)現(xiàn)煙道氣的安全有效埋存。

符號(hào)注釋：

GOR——生產(chǎn)氣油比，cm3/cm3；i——?dú)怏w組分編號(hào)；j——煙道氣組分編號(hào)；m——?dú)怏w組分?jǐn)?shù)量；M——煙道氣中某組分的摩爾質(zhì)量，g/mol；Ms——煙道氣埋存量，g；n——煙道氣組分?jǐn)?shù)量；p——?dú)怏w壓力，MPa；p0——大氣壓力，MPa；p1——實(shí)驗(yàn)壓力，MPa；pc——?dú)怏w中某組分臨界壓力，MPa；pinj——驅(qū)替時(shí)注入氣體壓力，MPa；ppc——?dú)怏w視臨界壓力，MPa；ppr——?dú)怏w視對(duì)比壓力，無因次；y——?dú)怏w中某組分的摩爾分?jǐn)?shù)，%；T——?dú)怏w溫度，K；T0——室溫，K；T1——實(shí)驗(yàn)溫度，K；Tc——?dú)怏w中某組分臨界溫度，K；Tpc——?dú)怏w視臨界溫度，K；Tpr——?dú)怏w視對(duì)比溫度，無因次；V——煙道氣埋存體積，cm3；V0——p0、T0條件下氣體體積，cm3；V1——p1、T1條件下氣體體積，cm3；Vf——煙道氣驅(qū)替過程的埋存體積，cm3；Vg,inj——驅(qū)替時(shí)注入氣體體積，cm3；Vg,pro——開發(fā)結(jié)束時(shí)采出氣體積，cm3；Vo——開發(fā)結(jié)束時(shí)采出油體積，cm3；Z0——p0、T0條件下氣體偏差系數(shù)，無因次；Z1——p1、T1條件下氣體偏差系數(shù)，無因次；Zinj——驅(qū)替時(shí)注入氣體偏差系數(shù)，無因次。