碳酸鹽巖頂部注氣重力驅(qū)提高采收率實驗研究

劉子恒

（大慶油田第一采油廠第七油礦地質(zhì)工藝隊，黑龍江大慶163000）

現(xiàn)有油氣藏構(gòu)造特征資料顯示，我國存在很大部分背斜構(gòu)造、斷鼻構(gòu)造、鹽丘構(gòu)造、潛山構(gòu)造油藏，這類油藏普遍特點表現(xiàn)為地層傾角相對較大、油層縱向分布高、油藏深度大等特點[1]。注水開發(fā)過程中，由于油水重力差異和流度差異作用，在一定程度上誘發(fā)舌進現(xiàn)象，油藏頂部滯留一部分未能開發(fā)的“閣樓油”，造成水驅(qū)波及系數(shù)降低，降低最終采收率。

針對此類油藏，選用頂部注氣重力驅(qū)的方式能取得較好的開發(fā)效果，所獲得的采收率均高于同類非混相驅(qū)替方式[2?3]。我國頂部注氣重力驅(qū)開發(fā)方式開展較晚，1986年華北油田[4?5]在雁翎油田的北山頭開展頂部注氮氣非混相驅(qū)替現(xiàn)場實驗，在潛山頂部形成次生氣頂，利用重力分異作用驅(qū)替頂部“閣樓油”向下移動。張艷玉等[6]利用現(xiàn)有的江蘇油田歐北區(qū)塊生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，建立了頂部注氮氣驅(qū)替滲流數(shù)值模型，分析各開發(fā)參數(shù)對驅(qū)替過程的影響，同時評價區(qū)塊開發(fā)提高采收率的潛力，并提出了適合同類油藏的開發(fā)模式。B.Rostami等[7]對低滲油藏氣頂重力驅(qū)提高采收率進行試驗研究，分析注氣速率對驅(qū)替效率和黏性力的影響，優(yōu)選注氣速率，在保證重力分異作用的前提下提高驅(qū)替效率。梁淑賢等[8]對頂部注氣驅(qū)開發(fā)模型進行評價，指出油氣界面穩(wěn)定性是能否成功實施頂部注氣穩(wěn)定重力驅(qū)的關(guān)鍵因素，提出“注采兼顧、分區(qū)控制”的開發(fā)新技術(shù)，并以中西部一油藏為例進行研究，結(jié)果顯示較水驅(qū)采收率提高14.9%。胡蓉蓉等[9]以塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏為例，研究頂部注氣重力驅(qū)提高采收率機理，對比分析混相驅(qū)和非混相驅(qū)過程，結(jié)果顯示非混相驅(qū)替過程能更好地利用重力分異效果，對微小孔徑中原油具有更好的驅(qū)替效果，礦場應(yīng)用結(jié)果顯示首輪注氮氣后采出程度增加了0.51%。D.Nguyen等[10]對加拿大重油進行了頂部注氣重力驅(qū)實驗研究，對比分析不同重油稀釋劑和潤濕性對驅(qū)替過程的影響，表明大規(guī)模使用添加劑在一定程度上影響產(chǎn)出原油的脫水過程。常元昊等[11]對高傾角低滲斷塊油藏頂部注氣驅(qū)進行研究，對比分析氣體輔助重力驅(qū)和頂部人工氣頂驅(qū)，數(shù)值模擬結(jié)果顯示人工氣頂驅(qū)針對這類油藏具有更好的開發(fā)效果。W.Zhou等[12]對加拿大Alberta的重油進行了蒸汽輔助重力驅(qū)研究，主要評價束縛水遷移率對蒸汽輔助重力驅(qū)影響，表明一定的束縛水遷移率能協(xié)助蒸汽熱量傳遞，增大最終采收率。周煒等[13]通過分析油藏地質(zhì)參數(shù)和開發(fā)參數(shù)，對頂部注氣重力驅(qū)技術(shù)適用條件進行探討，結(jié)合國內(nèi)首個底水油藏頂部注氣重力驅(qū)現(xiàn)場實驗數(shù)據(jù)，提出“分區(qū)控壓限產(chǎn)、追蹤界面調(diào)整”的開發(fā)技術(shù)政策。盛聰?shù)萚14]對底水錐進嚴重的中高滲砂巖稀油油藏進行頂部注氣開發(fā)模擬研究，優(yōu)化注采參數(shù)和生產(chǎn)方式，實現(xiàn)頂部注氣壓錐和原油的二次聚集，采收率提高8.9%。

考慮到目前國內(nèi)對頂部重力驅(qū)的實驗研究較少，本文充分研究頂部重力非混相驅(qū)提高采收率驅(qū)油機理，制備具有原位碳酸鹽巖儲層屬性的巖心，通過氮氣驅(qū)替實驗，對不同注氣速率下注采開發(fā)過程進行分析研究。

1 頂部重力非混相驅(qū)油機理

隨著大傾角底水油藏水平井開發(fā)過程持續(xù)進行，油水界面不斷向上移動[15]?？紤]到油水兩相流度差異，兩相滲流過程將會誘發(fā)嚴重底水錐進現(xiàn)象，造成油井提前見水，油水同產(chǎn)后期在油藏頂部滯留部分“閣樓油”，影響油藏最終開發(fā)效果。此時，選用頂部注氣非混相重力驅(qū)替方式開發(fā)油藏，能有效提高油藏開發(fā)效果。頂部注氣非混相重力驅(qū)替提高采收率原理示意如圖1所示。

圖1 頂部注氣重力驅(qū)油機理Fig.1 The mechanism of gravity displacement by top gas injection

頂部注氣非混相重力驅(qū)提高采收率機理大致分為：（1）氣頂膨脹補充地層能量，非混相氣體注入地層后能增大油藏壓力，增大單井產(chǎn)量；（2）氣驅(qū)微小孔徑中殘余油，考慮到巖石的潤濕特性，水驅(qū)開發(fā)過程中，小孔徑滲流毛細管阻力偏大，造成部分原油殘余在小孔徑中，選用氣驅(qū)的方式能降低毛細管滲流阻力對驅(qū)替過程的影響，更好驅(qū)替小孔徑中殘余油相；（3）頂部重力分異過程，主要針對油氣密度差異較油水大，注氣過程形成氣?水界面在推動原油向底部移動的同時還能降低油水界面，在一定程度上弱化底水錐進的影響。

2 實驗部分

2.1 地層原油制備

現(xiàn)階段頂部注氣重力驅(qū)替過程中，為了保證室內(nèi)驅(qū)替實驗?zāi)芨觅N近真實油藏頂部注氣非混相重力驅(qū)過程，實驗過程中必須制備符合真實的地層溫?壓條件的原油進行實驗。配置的地層原油在60℃條件下測得密度為0.85 g/cm3，黏度為12.80 mPa·s，氣油比為88.50 m3/m3，體積系數(shù)為1.15，溶解氣體積比為V（CH4）/V（C3H8)=3∶1。

配置地層原油過程中，在反應(yīng)釜體系混合脫氣原油和溶質(zhì)氣體，設(shè)定反應(yīng)釜體系溫度為60℃，逐步升高反應(yīng)釜體系壓力值至泡點壓力之上，靜置后獲得單一相液體，所用溶質(zhì)氣體為19.0 g甲烷和17.4 g丙烷混合氣體。

2.2 巖心制備

實驗所用巖心為碳酸鹽巖，通過線切割儀器制備成直徑25 mm標準巖樣，分段拼接巖心長度為240 mm，之后循環(huán)使用CO2氣體和甲苯溶液在巖心清洗儀器中進行多輪次沖洗。利用高溫烘箱烘干巖心樣品，標定烘箱溫度值為150℃，確保每次烘干時超過10 h，之后針對烘干的巖心樣品進行水流滲流實驗，依據(jù)達西滲流定律計算最終滲透率值，標定多組注水速率，測定巖樣的絕對滲透率，結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同注水速率下的計算巖心滲透率Fig.2 Core permeability measured at different water injection rate

進行12組水流滲流實驗，結(jié)果顯示滲透率值均在8.5~9.1 mD波動，波動幅度較小，計算12組滲透率數(shù)據(jù)的標準差值為0.12，按照算數(shù)加權(quán)求得滲透率均值為8.7 mD。制備的長巖心絕對滲透率為8.7 mD，巖心長度24 cm，巖心截面積4.91 cm2，束縛水飽和度23.7%。

測定巖心束縛水飽和度步驟如下：（1）利用前期制備好的干巖樣，放置在垂直放置的巖心夾持器中，標定上覆壓差為1.5 MPa，考慮到泡點壓力值為13 MPa，標定的回壓值為16 MPa，標定夾持器溫度值為60℃；（2）使用PC?200平流泵進行水流滲流實驗，注水方式選擇底部注水，標定注水速率為2 mL/h，注水體積為5倍巖心孔隙體積；（3）考慮到地層原油密度值低于水相密度，油驅(qū)水的過程采用頂部注油方式進行，標定注油速率為2 mL/h，注油體積為5倍的孔隙體積。后期束縛水飽和度通過驅(qū)替出水相體積計算得出。

2.3 頂部注氣重力非混相驅(qū)實驗

2.3.1 實驗流程 頂部注氣驅(qū)替實驗由四個模塊組成：動力模塊、驅(qū)替模塊、抽真空模塊和數(shù)據(jù)記錄模塊。實驗步驟為：（1）將實驗制備的巖心置于巖心夾持器中，檢查裝置氣密性；（2）對巖心夾持器進行抽真空實驗，負壓值?0.09 MPa，持續(xù)時間60 s；（3）設(shè)定回壓閥值為16 MPa，加壓在巖心中飽和地層原油48 h；（4）低壓差啟動驅(qū)替，標定注氣壓力值分別為1、2、5、10 mL/h；（5）記錄驅(qū)替全過程氣體流量和排出液體質(zhì)量。實驗流程如圖3所示。

圖3 頂部注氣驅(qū)替實驗流程Fig.3 The flow chart of displacement by top gas injection

2.3.2 重力驅(qū)評價 為評價重力分異作用對非混相注氣驅(qū)替過程的影響，先進行兩組對比實驗?？紤]到所用巖心絕對滲透率（8.7 mD）較低，巖心中油相重力垂直沉降速率較低，具體值通過式（1）計算得出：

式中，v為巖心中油相重力沉降速率，m/s；ρo為巖心中油相密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；K為巖心絕對滲透率，m2；μ為巖心中油相黏度，Pa·s。

帶入數(shù)據(jù)，計算得巖心中重力沉降速率值為5.67×10?9m/s。由式（2）將沉降速率換算成體積流量。

式中，q為重力沉降流量，mL/h；A為巖心截面積，cm2；φ為巖心孔隙度，無量綱。帶入重力沉降速率值5.67×10?9m/s，巖心截面積A=4.91 cm2，孔隙度為0.18，油相體積流量為1.81×10?3mL/h。在考慮自重沉降的基礎(chǔ)上，標定注氣流量為5、10 mL/h，對比分析頂部注氣非混相驅(qū)替過程和水平注氣非混相驅(qū)替過程，考慮到N2與地層原油的混相壓力值大于50 MPa，標定頂部注氣所用氣源為N2。記錄驅(qū)替全過程采收率隨注氣體積變換關(guān)系數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖4所示。

由圖4可知，在注氣體積達到1.5 PV時，出口端面不再有油相產(chǎn)出，表明氣驅(qū)采收率已經(jīng)獲得最大值。注氣非混相驅(qū)初期，隨著注氣體積增加，氣驅(qū)采出程度快速增大，在注氣體積達到0.3 PV時，采出程度增幅瞬時降低，表明活塞驅(qū)替過程被打破，氣體突破到出口端面，采出程度逐漸穩(wěn)定維持不變。對比分析5、10 mL/h注氣非混相驅(qū)全過程采出程度變化，顯示在相同的注氣體積下，頂部注氣驅(qū)替采出程度高于水平注氣驅(qū)替過程，且隨著注氣體積的增大而增大，直至最終驅(qū)替過程結(jié)束后穩(wěn)定在較高值。對比實驗表明，頂部注氣驅(qū)效果優(yōu)于水平注氣驅(qū)，是因為在重力作用下會引發(fā)薄膜流動[16?17]，增大頂部注氣驅(qū)的最終采收率。

圖4 不同注氣速率下采出程度隨注氣PV數(shù)變化Fig.4 The change of recovery with the volume of injected gas under different gas injection rate

2.3.3 最優(yōu)注氣速率優(yōu)選 在頂部注氣重力非混相驅(qū)最優(yōu)注氣速率優(yōu)選過程中，結(jié)合重力作用進行頂部注氣非混相驅(qū)替實驗，標定初始注氣速率為1 mL/h，標定四組注氣速率分別為1、2、5、10 mL/h，進行四組不同注氣速率下的頂部注氣非混相驅(qū)替實驗，記錄驅(qū)替全過程持續(xù)時間和階段采收率，各組實驗獲得采收率如圖5所示。由圖5可知，在較低的注氣速率下能夠獲得相對高的氣驅(qū)采收率。隨著采氣速率持續(xù)降低，氣驅(qū)采收率增幅逐漸降低，原因是降低注氣速率能很好地增大重力分異作用，延長氣體突破時間；而驅(qū)替全過程持續(xù)時間增幅明顯增大，表明持續(xù)降低注氣速率增大采收率存在界限注氣速率值。統(tǒng)計四組注氣速率下最終采收率和驅(qū)替全過程持續(xù)時間，結(jié)果見表1。

由表1可知，當注氣速率從10 mL/h降低到5 mL/h時，注氣速率降幅50%，采收率增幅約為16%，當注氣速率從5 mL/h降低到2 mL/h時，注氣速率降幅60%，采收率增幅約為23%，當注氣速率從2 mL/h降低到1 mL/h時，注氣速率降幅50%，采收率增幅約為5%，考慮到后期持續(xù)降低注氣速率，毛管力作用程度加劇，同時考慮到時間成本，確定采收率增幅為23%時的注氣速率為最優(yōu)注氣速率，即標定最優(yōu)注氣速率為2 mL/h。

圖5 不同注氣速率下采收率隨時間變化Fig.5 The change of recovery with time under different gas injection rate

表1 不同注氣速率下參數(shù)Table 1 Parameter statistics under different gas injection rates

3 結(jié)論

（1）針對低滲碳酸鹽巖巖心進行頂部注氣非混相驅(qū)替實驗研究，對比分析不同注氣速率下頂部注氣驅(qū)替和水平注氣驅(qū)替全過程，實驗結(jié)果表明重力分異作用促進巖心中氣?油非混相驅(qū)替過程，即頂部注氣過程能增大最終采收率。

（2）針對頂部注氣非混相驅(qū)替過程，分別記錄四組注氣驅(qū)替全過程采出程度隨時間變化關(guān)系，結(jié)果顯示隨著注氣速率的降低，氣驅(qū)最終采收率逐漸增大，但氣驅(qū)的全過程持續(xù)時間增幅明顯，通過標定氣驅(qū)采收率的增幅與注氣速率降幅變化關(guān)系，確定最優(yōu)注氣速率為2 mL/h。

（3）碳酸鹽巖頂部注氣非混響驅(qū)替開發(fā)過程，增大注氣速率能增大驅(qū)替效率，而降低注氣速率則能增大重力分異能力。實際現(xiàn)場開發(fā)過程必須綜合考慮各因素影響，在保證綜合采收率的前提下降低時間成本，標定最優(yōu)注氣速率，獲得最優(yōu)的開發(fā)效率。