低滲特低滲油層富氣—氮氣復合驅(qū)

陳濤平， 畢佳琪， 孫 文， 趙 斌

(1. 東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318； 2. 中國石油華北油田分公司 采油三廠，河北 任丘 062552 )

0 引言

在中國近期探明的原油地質(zhì)儲量中，低滲特低滲油層儲量占比在總儲量的一半以上[1]，低滲特低滲油層將是未來一段時間原油生產(chǎn)的主力油層。由于低滲特低滲油層物性差、自然產(chǎn)能低等，在注水開發(fā)過程中常出現(xiàn)注水困難、產(chǎn)量遞減快等問題，導致低滲特低滲油層的原油采收率遠低于期望值[2-3]。相較于注水開發(fā)，注氣開發(fā)可以在更大程度上提高低滲特低滲油層的原油采收率，其中混相氣驅(qū)占主導地位[4-5]。富氣是富含乙烷以上較重烴類的天然氣，具有原油的某些特性，不與油層巖石發(fā)生物理和化學反應，不污染油層，注富氣混相驅(qū)技術在理論上可以獲得大于90%的驅(qū)替效率。

在注烴類氣體提高采收率過程中，錢坤等[6]研究瀝青質(zhì)沉淀初始沉淀壓力，認為原油中瀝青質(zhì)初始沉淀壓力與注氣量之間呈線性關系；王生奎等[7]研究產(chǎn)出氣密度變化規(guī)律，提出富氣驅(qū)氣/水交替注入方法；徐芊[8]建立蒸發(fā)氣驅(qū)和凝析氣驅(qū)烴類體系相態(tài)閃蒸計算模型，認為向原油中注入重質(zhì)組分較多的氣體混相機理是凝析和蒸發(fā)雙重機理共同作用形成的近混相；王瓊[9]開展單管長巖心天然氣不同注入方式實驗，認為較早注氣、保持較高注入壓力并控制合理注入速度，可以有效提高驅(qū)油效率；楊雪[10]研究尺度響應對天然氣混相驅(qū)驅(qū)油效果的影響，井距為300～350 m時，注采井距越大，驅(qū)替效果越好；章楊等[11]利用物模實驗測定天然氣最小混相壓力，分析注入天然氣對原油高壓物性參數(shù)的影響，與衰竭式開發(fā)方式相比，天然氣驅(qū)能夠獲得更高的采收率和更好的開發(fā)效果。文獻[12-14]分析烴類氣體驅(qū)油過程中的組分質(zhì)量傳遞、相態(tài)變化、多次接觸混相機理及相態(tài)特征等，豐富烴類氣體提高采收率的基礎理論。

隨富氣驅(qū)油技術的發(fā)展，繼中原油田首次進行注天然氣驅(qū)油礦場試驗后，其他油田相繼進行注天然氣驅(qū)油可行性研究試驗。其中，長慶安塞油田注入80%的天然氣時，可以實現(xiàn)混相驅(qū)替，計算注天然氣采收率為26.3%，較水驅(qū)采收率增長超過5%[15]。中國富氣氣源相對充裕[16-17]，若全采用富氣驅(qū)油開發(fā)低滲特低滲油層，則開發(fā)成本較高。氮氣氣源豐富、成本低，但與原油混相壓力高、驅(qū)替效率有限[18]。根據(jù)細管模型數(shù)值模擬結(jié)果，人們提出注CO2前置段塞加N2頂替提高采收率方法[19-21]，以達到節(jié)約CO2、提高采收率的目的。文獻[22]數(shù)值模擬與物模實驗研究證實，在低滲特低滲油層中采用一次注入合理的CO2前置段塞加N2的驅(qū)油方式，可以減少CO2的用量，獲得與全注CO2相同的驅(qū)油效果。倘若采用前置富氣段塞加后續(xù)氮氣的復合驅(qū)，在低滲特低滲油層中也能夠發(fā)揮富氣驅(qū)和氮氣驅(qū)的雙重優(yōu)勢，將實現(xiàn)提高原油采收率且降低注氣開采成本的目的。筆者開展低滲特低滲油層富氣—氮氣復合驅(qū)研究，為開發(fā)低滲特低滲油層提供一種新的驅(qū)替方法。

1 富氣—原油最小混相壓力預測

利用理想細管模型及CMG油藏數(shù)值模擬軟件預測最小混相壓力簡捷可信[23]。為發(fā)揮富氣和氮氣驅(qū)油特點，優(yōu)選富氣—氮氣復合驅(qū)最佳注入方式，利用理想細管模型，研究不同富化程度富氣與原油最小混相壓力(MMP)。以YS油田的特低滲油層為背景，運用CMG油藏數(shù)值模擬軟件，建立長度×寬度×厚度為40.000 m×0.045 m×0.045 m的一維長細管理想模型，孔隙度為10.0%，空氣滲透率為1.06×10-3μm2，原油組成(C1+N2+CO2)摩爾分數(shù)為0.210 3，(C2～C6)摩爾分數(shù)為0.037 9，C7+摩爾分數(shù)為0.751 8，氣油比為22.3 m3/m3，原始含油飽和度為65%，地層原油密度為807.2 kg/m3，飽和壓力為4.704 MPa，油層溫度為90 ℃。

在一維長細管理想模型兩端分別設置一口注入井和一口采油井。注入井的富氣組成：N2體積分數(shù)為1.808%，CO2體積分數(shù)為0.404%，CH4體積分數(shù)為85.560%，C2～C4體積分數(shù)為12.190%，C5體積分數(shù)為0.038%，模擬計算不同注入壓力下注入氣體的原油采收率，繪制采收率與驅(qū)替壓力的關系曲線；曲線斜率突變處(拐點)對應的壓力為最小混相壓力(見圖1)，采用圖解法計算富氣的最小混相壓力為27.36 MPa。

為研究富氣中CH4體積分數(shù)對最小混相壓力的影響，固定富氣中N2、CO2和C5體積分數(shù)，改變CH4與C2～C4體積分數(shù)，計算富氣的最小混相壓力(見圖2)。由圖2可以看出，隨富氣中CH4體積分數(shù)的增加，富氣的最小混相壓力急劇增大。CH4不易溶于原油，富氣中的CH4體積分數(shù)增高，使富氣不易與原油形成混相，所以富氣中CH4的體積分數(shù)越高，富氣與原油混相所需壓力越高，即最小混相壓力越大。驅(qū)替壓力較低時，CH4體積分數(shù)低的富氣可形成混相驅(qū)，而CH4體積分數(shù)高的富氣達不到混相條件，因此在相同驅(qū)替壓力下，盡量注入CH4體積分數(shù)低、富化程度高的富氣，有助于提高原油采收率。富氣—氮氣復合驅(qū)不宜采用混合氣驅(qū)方式，應采用一次注入合理的富氣前置段塞，這樣才能有效地阻止后續(xù)氮氣的竄逸對最終采收率的影響[17-20]。

圖1 不同壓力時富氣驅(qū)油效率曲線Fig.1 Oil displacement efficiency curve of rich gas flooding at different pressures

圖2 不同CH4體積分數(shù)時富氣最小混相壓力曲線Fig.2 Minimum miscibility pressure curve of rich gas at different CH4 volume fractions

2 影響復合驅(qū)采收率因素

根據(jù)YS油田的特低滲油層性質(zhì)，所選巖石及油氣物性與富氣—原油最小混相壓力預測中的細管模型相同，壓力梯度為0.1 MPa/m，利用CMG油藏數(shù)值模擬軟件建立理想均質(zhì)、非均質(zhì)模型，開展富氣—氮氣復合驅(qū)數(shù)值模擬研究。

2.1 油層長厚比

為研究均質(zhì)油層長厚比對富氣驅(qū)最終采收率的影響，并與物理模擬實驗結(jié)果對比，選取滲透率為3×10-3μm2、孔隙度為10.0%的均質(zhì)模型，計算在厚度為1 cm、寬度為4 cm、不同長度的模型中持續(xù)注入富氣的最終采收率，結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，模型長厚比小于50時，采收率隨模型長厚比的增加而增大；模型長厚比超過50后，采收率增幅較小，為52.27%；模型長厚比超過300后，采收率趨于穩(wěn)定，基本不隨模型長厚比的增加而增大。YS油田實際油層長厚比為30，采收率為38.26%。

當油層長厚比小于50時，在驅(qū)替過程中，富氣易發(fā)生氣竄，造成富氣與原油接觸時間短而不易形成混相帶，導致驅(qū)替效率低、采收率不高；隨油層長厚比增加，富氣與原油接觸時間逐漸增大，更多的富氣與原油形成混相，驅(qū)替效率增加，采收率增大；當油層長厚比超過300時，地層呈長細管形狀，富氣與原油混相帶基本穩(wěn)定，采收率也保持穩(wěn)定。對于厚度小于井距2%的油層更有利于提高采收率。

2.2 富氣段塞尺寸

考慮YS油田實際油層長厚比，選取長度、寬度、厚度分別為30、4、1 cm的模型，油層滲透率為3×10-3μm2，孔隙度為10.0%，計算富氣—氮氣復合驅(qū)中注入不同PV數(shù)富氣的采收率，結(jié)果見圖4。由圖4可以看出，隨注入富氣PV數(shù)的增加，富氣—氮氣復合驅(qū)采收率先增大后不變，當PV數(shù)達到0.60時，采收率為53.63%；采收率受PV數(shù)影響較小，無明顯變化。這表明PV數(shù)小于0.60時，注入的富氣能夠完全與原油形成混相并發(fā)揮驅(qū)油作用，因此采收率隨注入富氣PV數(shù)的增加而增大。當PV數(shù)超過0.60時，先注入的富氣與原油充分接觸，萃取原油中的輕質(zhì)烴組分，達到混相而形成“油墻”，留下重質(zhì)烴組分；后注入的富氣接觸原油中的重質(zhì)烴組分含量多、輕質(zhì)烴組分含量少，使富氣無法發(fā)揮作用，因此采收率在PV數(shù)超過0.60時無明顯增長。

圖3 富氣驅(qū)采收率與長厚比關系曲線Fig.3 Relation curve between rich gas flooding recovery and length-thickness ratio

圖4 復合驅(qū)采收率與富氣注入PV數(shù)關系曲線Fig.4 Relation curve between recovery rate of compound flooding and rich gas injected PV number

2.3 滲透率

滲透率對富氣—氮氣復合驅(qū)采收率存在一定程度的影響，計算滲透率為3×10-3、6×10-3、9×10-3、30×10-3μm2的4種油層復合驅(qū)采收率與滲透率的關系曲線，結(jié)果見圖5。由圖5可以看出，不同滲透率富氣—氮氣復合驅(qū)采收率與注入富氣 PV數(shù)關系曲線的變化趨勢基本相同，當注入富氣PV數(shù)較小時，采收率隨PV數(shù)的增加而增大；當注入富氣PV數(shù)達到一定數(shù)值后，采收率達到最大并保持穩(wěn)定。對于不同滲透率，當注入富氣 PV數(shù)小于0.40時，各滲透率的采收率無明顯差異；當注入富氣 PV數(shù)大于0.40時，3×10-3μm2滲透率的采收率曲線高于其他滲透率的，30×10-3μm2滲透率的采收率曲線始終最低。

在同一注入富氣PV數(shù)下，滲透率越低，富氣在原油中的指進現(xiàn)象越弱，越不容易發(fā)生氣竄，越有利于富氣與原油混相，復合驅(qū)的驅(qū)替效率越高。因此，3×10-3μm2滲透率模型的采收率高于其他滲透率模型的。

2.4 滲透率級差

實際油層存在一定的非均質(zhì)性，采用雙層正韻律非均質(zhì)模型開展富氣—氮氣復合驅(qū)研究，以確定非均質(zhì)油層富氣—氮氣復合驅(qū)富氣段塞的合理尺寸。雙層非均質(zhì)模型中，低滲油層滲透率為3×10-3μm2，孔隙度為10.0%；滲透率級差為3.0時，高滲油層滲透率為9×10-3μm2，孔隙度為10.5%。當模型長厚比為30時，計算滲透率級差為1.5、2.0、2.5、3.0的4種油層復合驅(qū)采收率與滲透率級差的關系曲線，結(jié)果見圖6。由圖6可以看出，4種滲透率級差的正韻律非均質(zhì)模型復合驅(qū)采收率曲線的變化趨勢基本相同，當注入富氣PV數(shù)較小時，采收率隨注入富氣量的增加而增大；當注入富氣PV數(shù)達到一定數(shù)值后，采收率達到最大并保持穩(wěn)定；同一注入富氣PV數(shù)下，隨滲透率級差的增加，采收率增大；滲透率級差為1.5的采收率曲線高于其他3種級差的；滲透率級差越大，獲得最大采收率所需最大注入富氣PV數(shù)越小。

圖5 不同滲透率油層復合驅(qū)采收率Fig.5 Compound flooding recovery of reservoirs with different permeability

圖6 不同滲透率級差油層復合驅(qū)采收率Fig.6 Compound flooding recovery of reservoirs with different permeability levels

滲透率級差越大，油層層間非均質(zhì)性越強，富氣進入低滲層的量越少，大量的富氣進入高滲層，造成高滲層過早發(fā)生氣竄，因此滲透率級差越大的油層的采收率越低，獲得最大采收率所需最大注入富氣PV數(shù)越小。

3 復合驅(qū)實驗

為確定富氣—氮氣復合驅(qū)中富氣合理段塞尺寸及驅(qū)油效果，采用低滲、特低滲2類天然巖心進行復合驅(qū)實驗。

3.1 材料及方案

天然巖心物性參數(shù)見表1。飽和用油為YS油田S99-TX13井模擬油，原始溶解氣油比為22.3 m3/m3。實驗在恒溫、恒壓及完全混相條件下進行，出口回壓為28.60 MPa，實驗溫度為90 ℃；實驗結(jié)束條件為產(chǎn)出流體的氣油比大于1 500.0 m3/m3。驅(qū)替方案共5種：全氮氣驅(qū)；全富氣驅(qū)；分別先注入0.20、0.40、0.60 PV富氣，后續(xù)注氮氣驅(qū)。

3.2 結(jié)果分析

不同巖心及驅(qū)替方案的最終采收率與富氣段塞PV數(shù)關系見圖7。針對實驗所用巖心，用數(shù)值模擬的方法計算不同注入方案采收率的理論曲線，并與物模驅(qū)油實驗結(jié)果一并繪制于圖7。由圖7可以看出，低滲、特低滲巖心的數(shù)值模擬曲線與物理模擬驅(qū)油實驗結(jié)果吻合，表明數(shù)值模擬計算結(jié)果是可靠的。對于低滲、特低滲巖心，采用富氣前置段塞加氮氣復合驅(qū)的驅(qū)替方式可以獲得更好的驅(qū)替效果；隨富氣注入量的增加，富氣前置段塞加氮氣復合驅(qū)采收率不斷增加，當富氣段塞為0.60 PV時，可以獲得較好的效果，低滲、特低滲巖心復合驅(qū)采收率分別為65.91%和73.21%，接近于全富氣驅(qū)的采收率。

表1 天然巖心物性參數(shù)

圖7 低滲、特低滲巖心采收率與富氣段塞PV數(shù)關系曲線Fig.7 Relation curves between recovery and rich gas slug PV number in low-permeability and ultra-low-permeability cores

利用一維細管理想模型，進行富氣—氮氣復合驅(qū)的CH4、N2在油氣相中的動態(tài)分布數(shù)值模擬計算，結(jié)果見圖8，其中量綱一距離0處為注入端，距離1.0處為采出端。由圖8(a-b)可以看出，在很大范圍內(nèi)，氮氣和富氣在氣相中是以混合氣的形式存在，油相中氮氣摩爾分數(shù)較高，氮氣與混相前緣發(fā)生直接接觸，表明0.20～0.40 PV 富氣段塞過小，不能有效隔離氮氣對富氣混相前緣驅(qū)替的影響，采收率不高。0.50 PV富氣段塞加氮氣在驅(qū)替至0.73 PV(接近結(jié)束)時，有極少量氮氣逸竄至富氣前緣，富氣段塞有效隔離氮氣與富氣—原油混相帶，從注入端至產(chǎn)出端形成純氮氣段塞、富氣加氮氣混合帶、富氣加極少量氮氣混合帶、混相帶，氮氣基本不影響富氣段塞與原油之間的混相驅(qū)替(見圖8(c))。0.60 PV富氣段塞加氮氣在驅(qū)替至0.71 PV(基本結(jié)束)時，幾乎沒有氮氣竄逸至富氣前緣，富氣完全阻止氮氣竄逸對富氣混相前緣驅(qū)替的影響(見圖8(d))。

富氣、氮氣之間的擴散和彌散作用，以及富氣與油相之間密度、黏度的差異，導致在富氣前置段塞、氮氣推進驅(qū)替過程中不可避免地存在混合帶。因此，對于提高采收率效果，富氣前置段塞必須形成穩(wěn)定的中間帶，避免氮氣與富氣混合帶竄逸至富氣前緣。驅(qū)替過程的油氣相動態(tài)分布狀態(tài)表明，過小的富氣段塞不能阻止氮氣的竄逸對富氣段塞混相驅(qū)的影響，富氣段塞至少有0.50 PV才能有效阻止氮氣竄逸的影響。

4 五點法井網(wǎng)富氣段塞優(yōu)化

物模實驗研究證明，低滲、特低滲油層富氣—氮氣復合驅(qū)前置富氣段塞以0.60 PV為宜，而實際油田中注采井都是以井網(wǎng)形式存在的，因此，需確定實際油田井網(wǎng)條件下富氣—氮氣復合驅(qū)中富氣段塞的尺寸及驅(qū)油效果。

圖8 一維細管理想模型富氣、氮氣在油氣相中的動態(tài)分布Fig. 8 Dynamic distribution of rich gas and nitrogen in hydrocarbon phase in one-dimensional slim pipe model

4.1 低滲油層

利用CMG油藏數(shù)值模擬軟件建立井距為300 m的五點法井網(wǎng)單元模型，滲透率為30×10-3μm2，孔隙度為15.5%，溫度為90 ℃，壓力梯度為0.1 MPa/m，注入井井底壓力為40 MPa，生產(chǎn)井井底壓力為10 MPa，其余巖石及油氣物性與富氣—原油最小混相壓力預測中的細管模型相同。模型長度、寬度、厚度分別為212、212、10 m，網(wǎng)格劃分為106×106×5，網(wǎng)格步長為2.0 m。

按照極限氣油比1 500 m3/m3的約束條件，分別計算注入不同PV數(shù)富氣加氮氣復合驅(qū)，以及全部注入富氣驅(qū)時的采收率(見圖9(a))。由圖9(a)可知，在低滲油層五點法井網(wǎng)中，隨富氣注入PV數(shù)的增加，五點法井網(wǎng)單元富氣—氮氣復合驅(qū)的采收率先增大后保持穩(wěn)定，富氣驅(qū)的采收率持續(xù)增大；復合驅(qū)的采收率始終高于富氣驅(qū)的采收率。表明在富氣—氮氣復合驅(qū)中，后續(xù)注入的氮氣有效發(fā)揮補充能量的作用，驅(qū)動前置富氣段塞混相的原油，從而提高原油采收率。獲得相同采收率時，復合氣驅(qū)所需富氣PV數(shù)遠低于全富氣驅(qū)所需富氣PV數(shù)。相對于全富氣驅(qū)，富氣加氮氣復合驅(qū)既可以獲得較高的采收率，又能夠減少富氣用量。根據(jù)復合驅(qū)采收率曲線，注入0.60 PV 富氣段塞時，復合驅(qū)采收率已接近全富氣(0.80 PV)的最終采收率，可節(jié)約0.20 PV的富氣。因此，低滲油層五點法井網(wǎng)富氣—氮氣復合驅(qū)中，富氣的合理段塞為0.60 PV，采收率為51.46%。

4.2 特低滲油層

特低滲油層五點法井網(wǎng)單元模型滲透率為3×10-3μm2，孔隙度為10.0%，其余參數(shù)與富氣—原油最小混相壓力預測中的細管模型相同。按照極限氣油比1 500 m3/m3的約束條件，分別計算注入不同PV數(shù)富氣加氮氣復合驅(qū)，以及全部注入富氣驅(qū)時的采收率(見圖9(b))。由圖9(b)可知，在特低滲油層五點法井網(wǎng)中，隨富氣注入PV數(shù)的增加，五點法井網(wǎng)單元富氣—氮氣復合驅(qū)采收率的變化規(guī)律與低滲油層的類似。根據(jù)復合驅(qū)采收率曲線，注入0.60 PV 富氣時，復合驅(qū)采收率最高且超過全富氣(0.80 PV)的最終采收率。因此，特低滲油層五點法井網(wǎng)富氣—氮氣復合驅(qū)中，富氣的合理段塞為0.60 PV，采收率為50.88%。

圖9 低滲、特低滲油層五點法井網(wǎng)采收率與富氣注入PV數(shù)關系Fig.9 Relationship between recovery efficiency of five-point pattern and rich gas injected PV number in low-permeability and ultra-low-permeability reservoirs

5 結(jié)論

(1)富氣中CH4的體積分數(shù)越高，富氣—原油的最小混相壓力越高；盡量注入CH4體積分數(shù)低、富化程度高的富氣，有助于提高原油采收率。油層滲透率越低或滲透率級差越小，越有利于提高富氣—氮氣復合驅(qū)采收率；厚度小于井距2%的油層也有利于提高采收率。

(2)隨富氣注入量的增加，富氣—氮氣復合驅(qū)采收率不斷增加，當富氣段塞為0.60 PV時，可以獲得較好的效果，且相對于低滲巖心，特低滲巖心可以獲得更好的驅(qū)替效果。低滲、特低滲油層五點法井網(wǎng)中，富氣—氮氣復合驅(qū)中富氣的合理段塞為0.60 PV。