低滲、特低滲輕質(zhì)油藏溶解氣驅(qū)氣體流動臨界飽和度研究
——以中原油田為例

高志飛，許 尋，王 坤，袁廣均

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457000）

中國低滲透石油資源儲量豐富，遠景儲量占全國石油資源總量的49.00%，高效開發(fā)低滲特低滲儲層具有重要戰(zhàn)略意義[1-3]。低滲特低滲儲層開發(fā)主要受注水困難等因素影響，早期依靠天然能量開采，中后期需要補充能量開采，補充能量的時機主要根據(jù)礦場生產(chǎn)情況確定。劉玉明等通過對低滲油田不同開采方式進行室內(nèi)長巖心實驗評價，認為WZ11-7低滲油田不宜采用衰竭方式開發(fā)，建議采用早期注外輸氣和液化氣段塞補充地層能量[4]；黃興等通過對低滲孔洞型碳酸鹽巖油藏開展長巖心衰竭物理模擬，指出低于泡點壓力時氣體是非連續(xù)相，導致氣油比不能迅速增加，且在優(yōu)化開發(fā)方式調(diào)整時機上提出地層壓力為泡點壓力的0.80倍時為最佳壓力[5]；穆龍新等對蘇丹地區(qū)砂巖油藏衰竭式開發(fā)特征研究認為，壓力降至泡點壓力的0.80倍時轉(zhuǎn)注水開發(fā)能獲得最大采收率[6]，但對于相關內(nèi)容的機理并沒有展開介紹；趙瑞東等針對稀油及稠油氣相的異相成核研究表明，氣泡優(yōu)先在多孔介質(zhì)表面形成，氣泡在稀油中的生長速度較快，容易形成連續(xù)氣相[7]；鹿騰等運用物理模擬及數(shù)值模擬方法研究稠油溶解氣驅(qū)過程中氣泡形成的微觀機理，指出賈敏效應等會造成氣泡暫時滯留于孔喉中[8]；L.P. Dake 曾指出均質(zhì)儲層溶解氣驅(qū)氣體流動臨界飽和度一般為孔隙體積的5.00%，也可能高達孔隙體積的15.00%[9]；吳浩君等的研究結(jié)果表明，近臨界油藏廢棄壓力為18.00 MPa時油的采收率可達到39.10%[10]；董炳陽對低滲揮發(fā)性油藏的研究表明，室內(nèi)長巖心衰竭開采至19.80 MPa時形成游離氣[11]。本文通過模擬兩組天然巖心拼接的長巖心物理模型，模擬了低滲、特低滲油藏的彈性-衰竭開發(fā)過程，研究該類油藏溶解氣驅(qū)過程中的氣體流動臨界飽和度特征，為確定該類油藏溶解氣驅(qū)過程中氣體流動臨界飽和度提供了一種簡易且準確的方法。

1 實驗樣品、方法及流程

1.1 實驗樣品

本實驗選取中原油田兩個區(qū)塊的樣品開展對比研究。物理模型基礎數(shù)據(jù)見表1，地層油數(shù)據(jù)顯示樣品1為高泡點壓力揮發(fā)性輕質(zhì)原油，樣品2為輕質(zhì)黑油；巖石物性數(shù)據(jù)顯示，樣品1拼接長巖心的調(diào)和滲透率為20.74×10-3μm2，樣品2拼接長巖心的調(diào)和滲透率為4.24×10-3μm2。

表1 模型基礎數(shù)據(jù)

1.2 實驗方法及流程

對兩組樣品的地層油開展高壓物性測試分析，分別進行單次閃蒸、恒質(zhì)膨脹、多級脫氣等實驗，執(zhí)行標準為GB/T 26981-2011，所使用的的儀器主要有HB PVT300/100型多功能PVT分析儀、HB高溫高壓落球黏度計、Agilent 7890GC氣相色譜儀、DA-100振蕩式密度計、Ruska氣量計、梅特勒AE200電子天平。

長巖心衰竭實驗所用的長巖心模型為目標區(qū)塊的天然巖心。鉆取目的層直徑2.5 cm、長度5.0～9.0 cm不等的天然巖心，按布拉法則拼接成總長100.0 cm的長巖心，為避免巖心末端效應的影響，巖心末端使用濾紙減弱末端效應。儀器主要有長巖心夾持器、ISCO 100DX注入泵、Ruska氣量計、梅特勒AE200電子天平。長巖心衰竭實驗流程見圖1。

圖1 長巖心衰竭實驗流程

實驗步驟：

（1）將清洗好的巖心按照布拉法則排序，依次置于長巖心夾持器中，加熱至地層溫度。

（2）分別從注入、采出兩端抽真空24 h，飽和地層水并標定系統(tǒng)體積壓力關系。

（3）在一定壓力下，用石油醚驅(qū)替地層水直至不出水為止。

（4）逐步提高回壓壓力、環(huán)壓壓力及入口壓力，使入口壓力及出口壓力達到地層壓力。

（5）在地層壓力下用地層油驅(qū)替石油醚，直至采出端氣油比與PVT測試氣油比一致。

（6）關閉注入端，通過回壓泵控制出口壓力，通過環(huán)壓泵控制環(huán)壓壓力，保持環(huán)壓始終比巖心內(nèi)流體壓力高4.00～5.00 MPa；開始彈性-衰竭開采模擬，當流體壓力大于泡點壓力時每次下降4.00～5.00 MPa，當流體壓力小于泡點壓力時每次降低2.00 MPa左右，待入口壓力與出口壓力一致，記錄時間、壓力、油重、氣量、大氣壓、室溫等數(shù)據(jù)。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 PVT實驗結(jié)果

利用PVT分析儀分別對樣品1、樣品2的地層油開展單次閃蒸、恒質(zhì)膨脹、原油黏度測試和多級脫氣等實驗，樣品1、樣品2的PVT數(shù)據(jù)如圖2所示。由于PVT分析不需要測量黑油油藏恒質(zhì)膨脹過程中的液相體積含量、氣相黏度等數(shù)據(jù)，故實驗中沒有相關的數(shù)據(jù)；而液相體積含量對分析長巖心實驗中液相體積和兩相流動能力具有重要作用，因此本文使用Schlumberger公司的PVTPro PVTz2014.1相態(tài)模擬軟件，在擬合樣品泡點壓力、相對體積、地面死油密度等實驗數(shù)據(jù)的基礎上，對恒質(zhì)膨脹實驗的液相體積含量及氣體黏度進行預測（圖2）。

圖2a為樣品1的PVT分析數(shù)據(jù)。多級脫氣實驗的液相氣油比在泡點壓力以下時隨著壓力降低而降低，在29.62 MPa時氣油比降低至234.20 Scm3/g。恒質(zhì)膨脹實驗液相含量曲線表明，在29.62 MPa時液相含量占雙相體積的62.25%，即氣相占雙相體積的37.75%。

圖2b為樣品2的PVT分析數(shù)據(jù)。多級脫氣實驗的液相氣油比在泡點壓力以下時隨著壓力降低而降低，在11.34 MPa時氣油比降低至103.81 Scm3/g。恒質(zhì)膨脹實驗液相含量曲線表明，在11.34 MPa時液相含量占雙相體積的54.56%，即氣相占雙相體積的45.44%。

圖2 樣品PVT分析數(shù)據(jù)

泡點壓力以下時，氣相黏度隨壓力降低而減小，液相黏度隨壓力降低而增加，氣、液兩相黏度隨壓力降低呈相反的趨勢，液相黏度整體較氣相黏度高一個數(shù)量級，且隨壓力降低黏度差變大，氣相較液相更容易流動。

2.2 長巖心衰竭實驗結(jié)果

圖3為樣品1和樣品2的長巖心衰竭實驗結(jié)果。利用長巖心衰竭實驗，分別研究了時間與氣油比、采出程度、壓力的關系。

當流體壓力高于泡點壓力時，兩組樣品的氣油比與原始氣油比基本一致；低于泡點壓力時，氣油比先降低，當壓力足夠低時，氣油比迅速增加，拐點對應的氣體飽和度值為氣體流動臨界飽和度，對應壓力為“擬泡點”壓力[12-13]。

樣品1壓力低于其泡點壓力41.95 MPa時，由彈性開采進入衰竭開采階段，氣油比從高于泡點壓力時的431.00 Scm3/g逐漸降至29.21 MPa時的190.89 Scm3/g，此時壓力為泡點壓力的69.63%，然后氣油比在壓力為27.31 MPa時開始快速增加，表明壓力為27.31 MPa時長巖心中產(chǎn)生游離態(tài)天然氣，即29.21 MPa更接近樣品1的擬泡點壓力，約為飽和壓力（泡點壓力）的0.70倍；采出程度曲線顯示，樣品1在擬泡點壓力時采出程度為31.30%，最終采收率可達到53.54%（圖3a）。

樣品2壓力低于其泡點壓力21.43 MPa時，氣油比從高于泡點壓力時的185.34 Scm3/g逐漸降低至10.25 MPa時的128.90 Scm3/g，此時壓力為泡點壓力的47.84%，然后氣油比在壓力為8.49 MPa時開始快速增加，表明壓力為8.49 MPa時長巖心中產(chǎn)出游離態(tài)天然氣，即10.25 MPa更接近樣品2的擬泡點壓力，約為飽和壓力（泡點壓力）的0.48倍；采出程度曲線顯示，樣品2在擬泡點壓力時采出程度為47.40%，最終采收率可達到56.75%（圖3b）。

圖3 樣品長巖心衰竭實驗結(jié)果

2.3 實驗結(jié)果分析

PVT多級脫氣實驗表明，地層流體的溶解氣在壓力低于泡點壓力時，地層油（液相）溶解氣含量即氣油比隨壓力減小而降低；對比長巖心實驗的氣油比與多級脫氣實驗的氣油比（圖4），當壓力在擬泡點壓力以上時，兩組樣品的長巖心氣油比與PVT多級脫氣實驗中地層油的氣油比（溶解氣）基本重合，說明地層油在巖心中的溶解氣含量與多級脫氣實驗中地層油的溶解氣一致。多級脫氣與長巖心衰竭不同之處在于多級脫氣在一定壓力下只排氣頂，不采地層油，所測得的氣油比反映了液相的氣油比；而長巖心實驗地層壓力在擬泡點壓力以上時，采出油和油溶氣，氣油比和PVT的液相氣油比一致，說明束縛氣受多孔介質(zhì)吸附[14-16]不參與流動，在擬泡點壓力以下時，氣油比大于PVT的液相氣油比，長巖心采出地層油和可流動氣。

圖4 長巖心衰竭實驗與PVT實驗的氣油比對比

PVT恒質(zhì)膨脹實驗，又稱恒組成膨脹實驗，在沒有原油采出的情況下，測試樣品的高壓物性參數(shù)，并與PVT恒質(zhì)膨脹實驗結(jié)果類比。假設長巖心降壓過程中采出的油和氣仍存在于系統(tǒng)中，表1顯示兩組長巖心束縛水飽和度分別為37.00%和32.00%，按照恒質(zhì)膨脹分析的氣相占油氣兩相的比例分別為37.75%和45.44%，折算其在長巖心油、氣、束縛水三相中的占比，樣品1中地層壓力為29.62 MPa時氣相在巖心中的飽和度為23.78%，樣品2中地層壓力為11.34 MPa時氣相在巖心中的飽和度為30.90%，即在衰竭過程中，氣體流動臨界飽和度達到23.78%和30.90%時仍未參與巖心中流體的流動，遠高于L.P. Dake等提出的15.00%[9]。

3 結(jié)論

（1）在長巖心實驗中，地層油隨著地層壓力降低，氣油比首先低于原始氣油比，當?shù)貙訅毫Φ陀跀M泡點壓力時，氣油比則開始增加。當?shù)貙訅毫μ幱谂蔹c壓力與擬泡點壓力之間時，產(chǎn)生的非游離態(tài)的天然氣在低滲巖心中最大占孔隙體積的23.78%，在特低滲巖心中最大占孔隙體積的30.90%。

（2）擬泡點壓力值與儲層巖石物性和流體物性相關，在低滲揮發(fā)性油藏中擬泡點壓力為泡點壓力的0.70倍，而特低滲黑油油藏的擬泡點壓力為泡點壓力的0.48倍，以氣體流動臨界飽和度對應的擬泡點壓力為二次開發(fā)的最小壓力，遠低于現(xiàn)有文獻中的數(shù)值（泡點壓力的0.80倍）。

（3）兩組實驗結(jié)果表明，揮發(fā)性油藏在地層壓力低于擬泡點壓力時，采收率有較大的增加空間，而黑油油藏原油揮發(fā)能力較弱，在低于擬泡點壓力時采收率增加較少。為保證地層能量利用率，建議礦場開發(fā)時油藏井底流壓保持在擬泡點壓力以上。