高溫高壓碳酸鹽巖油藏合理驅(qū)替方式及參數(shù)實驗研究

盧 川， 宋來明， 尚凡杰， 楊 莉， 楊仁鋒，郭 平， 杜建芬

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司, 北京 100028； 2.中海油國際有限公司, 北京 100028； 3.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院, 四川 成都 6105002)

0 引言

巴西M油田是中海油在南美洲最重要的海外資產(chǎn)，也是全球最大的深水碳酸鹽巖油田之一.該油田位于巴西桑托斯盆地超深水區(qū)域，水深超過2 000米.油田整體為北東-南西走向的背斜構(gòu)造，目的層為下白堊統(tǒng)湖相巨厚碳酸鹽巖，以中高滲儲層為主，非均質(zhì)性較強(qiáng).儲層孔隙度5.2%～26.5%，平均為20.7%；滲透率8.6～2 660 mD，平均為118.4 mD；油層厚度200～300 m.油藏整體呈現(xiàn)“四高”特性，即溫度高(80 ℃～90 ℃)、壓力高(61～65 MPa)，氣油比高(400 m3/m3)、伴生氣二氧化碳和甲烷含量高(86 mol%).針對上述特性，考慮伴生氣回注成為提高油田采收率、實現(xiàn)產(chǎn)出氣有效處理的選擇之一，而合理開發(fā)方式和驅(qū)替制度的選取成為編制油田開發(fā)方案面臨的關(guān)鍵問題.

目前，世界范圍內(nèi)碳酸鹽巖油藏主要分布于美洲、中東和中亞，尚無大規(guī)模注水注氣高速開發(fā)的先例和經(jīng)驗[1].中國碳酸巖鹽油田規(guī)模開發(fā)始于20世紀(jì)50年代，其中，以塔河油田為代表的巖溶縫洞型油藏是中國陸上碳酸鹽巖油藏開發(fā)的主戰(zhàn)場[2].采用初期衰竭開采，天然能量不足后注水補(bǔ)充能量開發(fā)，注水失效后注氣提高采收率的開發(fā)技術(shù)路徑，但目前注氣開發(fā)仍處于室內(nèi)實驗評價和先導(dǎo)區(qū)探索階段.中國海上碳酸鹽巖油田開發(fā)處于起步階段，以天然能量和注水開發(fā)為主.對于注氣和水氣交替等提高采收率的開發(fā)方式，由于海上的特殊性和復(fù)雜性，如平臺空間限制、氣源不穩(wěn)定等多種因素，相比陸上油田起步更晚[3,4].雖然在“十一五”、“十二五”期間開展了低滲砂巖油藏氣驅(qū)提高采收率技術(shù)的探索及應(yīng)用，但針對海上碳酸鹽巖油藏仍亟需解決注氣方式、注氣混相、注氣參數(shù)優(yōu)化設(shè)計等方面的關(guān)鍵制約問題.

國內(nèi)外學(xué)者關(guān)于注氣提高采收率已有較多研究，普遍認(rèn)為氣驅(qū)波及范圍內(nèi)剩余油飽和度較低，注氣相比注水能顯著提高驅(qū)油效率，但在不同巖性、儲層物性和氣體類型條件下，氣驅(qū)相比水驅(qū)采收率提高幅度變化范圍較大[5-10].注入氣能否與地層原油實現(xiàn)混相，將對采收率提高產(chǎn)生重要影響[11-14].此外，水、氣交替注入方式逐漸成為降低氣相竄流，改善驅(qū)替前緣波及的有效方式[15-19].由于海上油田注氣成本高、平臺空間小、氣處理難度大，準(zhǔn)確評價目標(biāo)油田不同驅(qū)替方式的開發(fā)效果，對油田開發(fā)方式的選擇具有極為重要的意義，驅(qū)替參數(shù)的比選將為油田開發(fā)方案編制提供重要參考依據(jù).

本文依據(jù)目標(biāo)油田實際油藏條件，開展注氣膨脹、細(xì)管驅(qū)替和高溫高壓長巖心驅(qū)替等系列實驗，得到高溫高壓碳酸鹽巖油藏條件下，不同驅(qū)替方式和關(guān)鍵驅(qū)替參數(shù)對開發(fā)效果的影響，為目標(biāo)油田開發(fā)方式選擇和方案編制提供依據(jù)，為類似油田開發(fā)提供有意借鑒.

1 實驗部分

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗流體

實驗油樣取自目標(biāo)油田脫氣原油樣品.脫氣原油密度為0.878 g/cm3，溶解氣油比402 cm3/cm3.在地層溫度和地層壓力下(85 ℃、65 MPa)，地層原油密度為0.830 g/cm3，地層原油粘度為0.643 mPa·s.

實驗氣樣依據(jù)實際伴生氣組分配置而成，主要成分為二氧化碳和甲烷，比例分別為44.25 mol%、42.35 mol%.利用脫氣原油樣品和實驗室配置的伴生氣樣品，在對應(yīng)地層溫度和壓力下，模擬實際地層原油.由于實際油田需采用產(chǎn)出的伴生氣作為回注氣，因此在本實驗中，驅(qū)替用氣的組分與伴生氣組分保持一致.

實驗水樣分別模擬地層束縛水和注入水兩種.其中，模擬地層束縛水礦化度為250 000 mg/L，注入水礦化度為35 000 mg/L.

1.1.2 實驗巖心

本實驗依據(jù)目標(biāo)油田巖性和物性，選取白云巖制備人造長巖心樣品(>90 cm).在模擬目標(biāo)油田巖石孔滲和潤濕性基礎(chǔ)上，消除由于巖心長度較短導(dǎo)致氣液作用時間不充分、突破時間短等因素對實驗結(jié)果的影響.實驗巖心直徑2.52 cm，長度94.57 cm，孔隙度22.0 %，滲透率132 mD.

1.2 實驗裝置

本文描述的系列實驗包括注氣膨脹實驗、混相壓力測定實驗和長巖心驅(qū)替實驗.注氣膨脹實驗采用無汞高溫高壓地層流體分析儀和地層流體配樣儀；混相壓力測定實驗采用細(xì)管模型；長巖心驅(qū)替實驗采用高溫高壓驅(qū)替模擬裝置.驅(qū)替實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、長巖心夾持器系統(tǒng)(細(xì)管模型)、溫壓控制系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和采出系統(tǒng)構(gòu)成.注入系統(tǒng)包括高壓恒速驅(qū)替泵、圍壓控制泵和中間容器；采出系統(tǒng)包括回壓閥、手搖泵、油氣水分離器、氣體流量計等.實驗裝置如圖1所示.

圖1 細(xì)管實驗/長巖心驅(qū)替實驗裝置

1.3 實驗流程

1.3.1 注氣膨脹實驗及混相壓力測定實驗

注氣膨脹實驗通過測試不同注入氣量條件下地層流體高壓物性參數(shù)的變化規(guī)律，為注氣提高采收率方案設(shè)計提供重要基礎(chǔ)參數(shù).實驗參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T26981-2011《油氣藏流體物性分析法》進(jìn)行.測定泡點壓力、膨脹系數(shù)、體積系數(shù)、氣油比、原油密度、原油粘度6項參數(shù)隨注氣量的變化.

混相壓力測定實驗用于測定地層流體與伴生氣達(dá)到混相狀態(tài)的最小壓力，為驅(qū)替方式的選擇提供重要依據(jù).實驗參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6573-2016《最低混相壓力實驗測定方法-細(xì)管法》進(jìn)行.實驗?zāi)M地層溫度85℃，實驗驅(qū)替壓力分別為65 MPa、62 MPa、59 MPa、56 MPa、53 MPa、50 MPa，回壓依據(jù)不同驅(qū)替壓力進(jìn)行調(diào)節(jié).驅(qū)替過程中，氣體注入速度為0.125 mL/min.注入1.2倍孔隙體積(pore volume，PV)氣樣后驅(qū)替結(jié)束.通過改變驅(qū)替壓力，獲得相同注入孔隙體積倍數(shù)條件下驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力關(guān)系曲線.

1.3.2 不同驅(qū)替方式效果評價實驗

共設(shè)計3種驅(qū)替方式，分別為純水驅(qū)、純氣驅(qū)和水氣交替驅(qū).實驗流程如下：

(1)巖心建立束縛水：由于地層水礦化度較高(250 000 mg/L)，在驅(qū)替飽和過程中出現(xiàn)結(jié)垢堵塞巖心樣品現(xiàn)象.采用巖心系統(tǒng)抽空定量飽和地層水法，建立巖心束縛水飽和度(Sw=22%)；

(2)巖心系統(tǒng)建壓升溫：巖心建立束縛水后，通過開關(guān)裝有脫氣原油(死油)的中間容器閥門，逐級升高巖心系統(tǒng)壓力至地層壓力65 MPa.待壓力穩(wěn)定，將實驗溫度升至地層溫度85 ℃；

(3)飽和地層油：用配制的地層原油驅(qū)替巖心中的死油，直至入口端和出口端氣油比一致，穩(wěn)定24 h；再用配置的地層原油驅(qū)替至入口端和出口端氣油比一致，完成地層油飽和；實驗過程中，通過在出口端設(shè)置回壓來模擬和保持地層壓力；

(4)驅(qū)替實驗：待地層流體樣品飽和完畢后，進(jìn)行不同注入介質(zhì)和注入?yún)?shù)長巖心驅(qū)替實驗.驅(qū)替過程中記錄驅(qū)替時間、泵排量、注入壓力、圍壓、回壓、油量、氣量、水量的變化數(shù)據(jù)，直至不出油，停止驅(qū)替.實驗過程中，注水速度、注氣速度均為0.125 mL/min，回壓壓力為65 MPa；

(5)清洗巖心：實驗結(jié)束后，先用石油醚和無水酒精清洗巖心，再用氮氣吹干，最后烘干巖心系統(tǒng)，按照步驟(1)～(4)，開展下一組實驗.

1.3.3 不同驅(qū)替參數(shù)優(yōu)選實驗

共設(shè)計6組長巖心水氣交替驅(qū)不同驅(qū)替參數(shù)比選實驗，實驗方案如表1所示，分別研究注入順序、段塞大小、氣水比對驅(qū)替效果的影響.實驗步驟與1.3.2一致.

表1 不同驅(qū)替參數(shù)比選實驗方案設(shè)計表

2 結(jié)果與討論

2.1 注氣膨脹和混相壓力測定結(jié)果

圖2為不同注氣量條件下原油高壓物性參數(shù)變化曲線.由圖2可知：

(1)氣油比和泡點壓力：原始地層條件下泡點壓力為49.2 MPa；隨注入氣量增加，氣油比和泡點壓力均逐漸增大；在注氣量為50 mol%條件下，泡點壓力增至62.8 MPa，為不注氣時的1.3倍，表明即便在較高注氣量條件下，以二氧化碳和甲烷為主的伴生氣仍然能夠較容易的溶解于地層原油，避免了由于注氣量較大導(dǎo)致最小混相壓力大幅提升.

(2)體積系數(shù)和膨脹系數(shù)：隨注入氣量增加，體積系數(shù)和膨脹系數(shù)不斷增大，但增大幅度有限；在注氣量50 mol%條件下，體積系數(shù)和膨脹系數(shù)僅為不注氣時的1.1倍，說明雖然普遍認(rèn)為氣體注入使得原油體積系數(shù)和膨脹系數(shù)增大可有效提升其流動性，但對于目標(biāo)油田，注氣膨脹并不會成為改善驅(qū)替效果的關(guān)鍵機(jī)理.

(3)原油密度和粘度：隨注入氣量增加，原油密度和粘度逐漸降低；實驗范圍內(nèi)，原油粘度可降至不注氣時的57%，即降粘效果較為顯著.

(a)氣油比/泡點壓力變化

(b)體積系數(shù)/膨脹系數(shù)/原油密度/原油粘度變化圖2 不同注氣量條件下原油高壓物性參數(shù)變化

圖3為最小混相壓力測定實驗結(jié)果.在1.2 PV驅(qū)替條件下，注入壓力大于56 MPa后，驅(qū)油效率均高于90%；后續(xù)隨注入壓力升高，驅(qū)油效率增加幅度趨緩.計算得到最小混相壓力為55.9 MPa.據(jù)此可知，在原始地層壓力條件下(65 MPa)，注入伴生氣可與地層原油形成混相，實現(xiàn)混相驅(qū)替.

圖3 最小混相壓力測定實驗結(jié)果

2.2 不同驅(qū)替方式效果評價

圖4為不同驅(qū)替方式驅(qū)油效率、含水率和氣油比隨注入烴類孔隙體積(Hydrocarbon pore volume，下述簡稱HCPV)變化曲線.為增強(qiáng)實驗可對比性，選取相同HCPV條件下的實驗指標(biāo)進(jìn)行對比.綜合考慮驅(qū)替階段和指標(biāo)變化規(guī)律，以1.4 HCPV時的實驗指標(biāo)作為對比基礎(chǔ).

由圖4(a)可知，純水驅(qū)、純氣驅(qū)、水氣交替驅(qū)最終驅(qū)油效率分別為43.1%、73.2%、83.0%.在實驗過程中，實驗壓力始終大于最小混相壓力，以二氧化碳和甲烷為主的伴生氣可與地層原油混相形成混相驅(qū).純氣驅(qū)較純水驅(qū)驅(qū)油效率提高30.1%，說明在混相驅(qū)替過程中，注入氣通過膨脹、降粘以及降低氣油界面張力等綜合作用機(jī)理，可顯著降低含油飽和度，大幅提高驅(qū)油效率.通過比對行業(yè)內(nèi)已有混相驅(qū)實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)，雖注入氣種類存在一定差異，但當(dāng)油藏壓力較低時(<30 MPa)，混相氣驅(qū)相比純水驅(qū)驅(qū)油效率提高幅度普遍低于20%.本次模擬油藏壓力為65 MPa，在此壓力水平和注入氣種類條件下，混相氣驅(qū)對驅(qū)油效率的提高幅度更為明顯，在一定程度上說明高壓條件下混相氣驅(qū)將得到更好的驅(qū)油效果.觀察生產(chǎn)壓差變化可知，水驅(qū)壓差基本與氣驅(qū)一致，且在水或氣突破后生產(chǎn)壓差均呈下降趨勢；而水氣交替驅(qū)壓差明顯高于水驅(qū)和氣驅(qū)，且呈持續(xù)升高趨勢.結(jié)合驅(qū)油效率變化，一方面說明在持續(xù)較高壓差下最終驅(qū)油效率更高，另一方面，水氣交替驅(qū)存在氣、水相對滲透率降低、注入能力下降問題.因此目標(biāo)油田若采取水氣交替驅(qū)，需考慮由于注入能力下降導(dǎo)致注入壓力持續(xù)升高而對工程設(shè)施提出的挑戰(zhàn).

實驗中水氣交替驅(qū)相比純氣驅(qū)驅(qū)油效率可提高9.8%.由圖4(b)可看出，水氣交替注入可有效延緩見水和見氣時間；其見水時間約為純水驅(qū)的4倍，見氣時間約為純氣驅(qū)的2倍.這表明注入水可進(jìn)一步控制氣相流度，降低氣相相對滲透率，抑制氣竄，使得注入介質(zhì)波及范圍更大，從而驅(qū)替出更多原油.因此，在目標(biāo)油田儲層流體物性條件下，水氣交替注入是最佳的提高采收率的驅(qū)替方式.

(a)驅(qū)油效率、生產(chǎn)壓差隨注入量變化曲線

(b)含水率、氣油比隨注入量變化曲線圖4 不同驅(qū)替方式關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)隨注入量變化曲線

此外，在水氣交替注入過程中，對注入端和采出端的氣體樣品組分進(jìn)行了持續(xù)測試.為降低測試過程中空氣中氮氣對氣體組分含量測試的影響，將氮氣和甲烷含量進(jìn)行匯總統(tǒng)計.測試結(jié)果如圖5所示.在穩(wěn)定注入原始伴生氣條件下，注入端二氧化碳、氮氣和甲烷的含量基本保持不變.從采出端氣體樣品組分變化可以看出，在不同驅(qū)替時刻，二氧化碳含量普遍較注入端低，而氮氣和甲烷含量普遍較注入端高.分析原因，注入的二氧化碳部分溶解于水，使得采出端二氧化碳含量有所降低；通過伴生氣與原油互溶形成混相，對原油輕質(zhì)組分進(jìn)行抽提，使得甲烷含量有所增加，同時進(jìn)一步降低了原油界面張力，充分體現(xiàn)出混相高效驅(qū)油機(jī)理.

圖5 水氣交替驅(qū)注入端、采出端CO2、N2+CH4氣體組分變化曲線

2.3 不同驅(qū)替參數(shù)效果評價

2.3.1 注入順序

圖6為水氣交替驅(qū)過程中，水段塞、氣段塞不同注入順序條件下驅(qū)替效果對比.每一個注入周期由0.1 HCPV地層水和0.1 HCPV伴生氣組成，共注入7個周期.實驗結(jié)果表明，兩種不同注入順序，先注水后注氣、先注氣后注水，最終驅(qū)油效率基本一致，分別為83.0%、83.1%，即注入順序并不會對最終驅(qū)油效率產(chǎn)生明顯影響.但從驅(qū)替過程可以看出，先注氣后注水的驅(qū)替過程初期產(chǎn)油速度明顯較高.前3個周期，先注氣后注水采出程度較先注水后注氣高20%；進(jìn)入第4周期，由于注入水突破，采出程度的增加幅度逐漸趨緩.

此外，兩種注入順序初期驅(qū)油效率的差異主要源于第1個注入周期.分析原因，優(yōu)先注入氣段塞，伴生氣可與原油直接接觸形成混相，原油粘度有效降低，在后續(xù)注入水的作用下，實現(xiàn)混相的原油快速從多孔介質(zhì)中產(chǎn)出，因而產(chǎn)油速度較高.若優(yōu)先注入水段塞，由于缺少混相降粘作用，原油初始流動性較混相原油差.優(yōu)先注入水將對后續(xù)注入的伴生氣與原油的混相產(chǎn)生屏蔽作用，延緩了氣體與原油的混相時間.伴生氣中二氧化碳含量較高，先注水后注氣將導(dǎo)致部分二氧化碳溶解于水，降低了其與原油的混相程度.綜上原因，先注水后注氣的注入順序?qū)?dǎo)致注入初期產(chǎn)油效率低.

雖然在本次實驗中，先注氣呈現(xiàn)出較快的產(chǎn)油速度，但結(jié)合目前國內(nèi)外已實施現(xiàn)場案例可知，大部分水氣交替驅(qū)采用先注水后注氣的注入順序，主要受限于氣源氣量和壓縮機(jī)能力等工程因素影響[20,21].若有穩(wěn)定充足氣源，可考慮先注氣后注水.在本研究后續(xù)評價實驗中，仍采用先注水后注氣的水氣交替注入方式.

圖6 不同注氣順序驅(qū)替效果對比

2.3.2 段塞大小

圖7為不同段塞大小實驗結(jié)果對比.注入段塞0.05 HCPV、0.10 HCPV、0.15 HCPV最終驅(qū)油效率分別為82.9%、83.1%、74.4%，見水時間(以注入HCPV衡量)分別為0.90 HCPV、0.80 HCPV、0.75 HCPV.隨注入段塞增大，驅(qū)油效率先增加后降低，見水時間逐漸縮短.段塞較小時，兩種注入介質(zhì)可充分發(fā)揮各自作用，通過水、氣交替注入，有效控制氣相流度，擴(kuò)大波及范圍，提高驅(qū)油效率.隨段塞逐漸增大，注入介質(zhì)容易形成連續(xù)相而發(fā)生過早水竄或氣竄.當(dāng)竄流形成后，水、氣交替注入方式對氣相、水相相對滲透率的改善作用將被削弱，最終驅(qū)油效率將有所降低.

此外，隨注入量增加，驅(qū)替壓差均逐漸增大；見水后驅(qū)替壓差增大幅度趨緩.相比注入段塞0.05 HCPV和0.10 HCPV見水后驅(qū)替壓差仍呈現(xiàn)增大趨勢，注入段塞0.15 HCPV在見水后壓差趨于穩(wěn)定.這也體現(xiàn)出，較大段塞出現(xiàn)竄流后，水氣交替注入方式對注入介質(zhì)流動控制程度降低，對驅(qū)替前緣波及的改善效果變差.對于現(xiàn)場實施而言，注入小段塞需要頻繁進(jìn)行操作調(diào)整，易對最終實施效果產(chǎn)生不利影響.因此，注入段塞大小的選取需綜合考慮驅(qū)替效果和現(xiàn)場實施難易程度.

(a)驅(qū)油效率隨注入量變化曲線

(b)驅(qū)替壓差、含水率隨注入量變化曲線圖7 不同段塞大小驅(qū)替結(jié)果對比

2.3.3 氣水比

圖8為不同氣水比與純水驅(qū)、純氣驅(qū)實驗結(jié)果對比.可以看出，不同氣水比驅(qū)油效率均高于純水驅(qū)和純氣驅(qū).隨氣水比增加，最終驅(qū)油效率呈逐漸降低趨勢；氣水比1∶2驅(qū)油效率最高(85.5%)；氣水比1∶1驅(qū)油效率(83.0%)略低于氣水比1∶2；氣水比2∶1驅(qū)油效率與純氣驅(qū)相當(dāng).氣的注入一方面可與原油混相，提高驅(qū)油效率；另一方面可進(jìn)入微小孔隙，提高波及效率.水的注入可改善驅(qū)替前緣流度比，增大波及范圍.當(dāng)氣水比較大時，由于注入水較少，其對氣相流度的改善和氣相竄流的抑制程度不夠，注入介質(zhì)擴(kuò)大波及范圍受限，致使其無法驅(qū)替出更多原油；當(dāng)氣水比較小時，由于氣體注入量較少，氣體與原油混相作用范圍有限，驅(qū)油效率也將受到一定程度影響.在本實驗巖心滲透率條件下，實驗結(jié)果表明，氣水比1∶2和氣水比1∶1呈現(xiàn)出相近的驅(qū)油效率，即在此氣水比范圍內(nèi)，水氣交替注入均可獲得較好的驅(qū)油效果.但從另一方面分析可知，注入水段塞需要達(dá)到一定量后(氣水比1∶2)才能充分發(fā)揮對驅(qū)替前緣流度降低的作用，延緩氣相指進(jìn).這一認(rèn)識可用于指導(dǎo)現(xiàn)場對注入氣水比的優(yōu)化和調(diào)整.

圖8 不同氣水比驅(qū)替效果對比

3 結(jié)論

(1)在地層原始條件下，目標(biāo)油田伴生氣回注可形成混相氣驅(qū)；在實驗條件下，水氣交替注入方式最終驅(qū)油效率為83.0%，較純水驅(qū)和純氣驅(qū)分別提高39.8%、9.8%；

(2)水、氣注入順序?qū)λ畾饨惶骝?qū)最終驅(qū)油效率無明顯影響，但驅(qū)替初期，優(yōu)先注氣有利于混相過程快速完成，表現(xiàn)出更快的產(chǎn)油速度；

(3)在實驗參數(shù)范圍內(nèi)，目標(biāo)油田水氣交替驅(qū)最優(yōu)注入段塞大小為0.1 HCPV.隨注入段塞增大，驅(qū)油效率先增大后減小，見水時間逐漸縮短.較大段塞出現(xiàn)竄流后，水氣交替注入方式對注入介質(zhì)流動控制程度降低.

(4)隨氣水比增加，最終驅(qū)油效率逐漸降低.在實驗參數(shù)范圍內(nèi)，氣水比1∶2可獲得最高驅(qū)油效率.