安塞油田高52井區伴生氣驅先導試驗研究與應用

侯軍剛，康 帥，岳 琛，李國營，李 巖，楊 文

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716000）

安塞油田高52井區長10油藏為構造－巖性油藏，油藏原始地層壓力低，為13.05 MPa，壓力系數0.79，飽和壓力10.78 MPa，地飽壓差2.27 MPa，屬低壓油藏，油藏天然能量貧乏。油藏原始驅動類型為彈性溶解氣驅。前期注水開發實踐表明，注水壓力高，部分井出現注不進現象。水驅試驗表明，無水期驅油效率為43.33%，含水95%時驅油效率為49.98%，含水98%時驅油效率為50.86%，最終期驅油效率為54.14%，且見水后，采收率僅能提高6%［1］。注水開發效果不理想。

針對高52井區開發存在的問題，決定開展伴生氣驅先導試驗。伴生氣驅可降低界面張力，在較低的地層壓力下實現與原油混相，降低原油粘度、改善原油與水的流度比、提高波及體積，同時使原油體積膨脹，增加彈性能，提高驅油效率，達到提高采收率目的。

1 伴生氣驅可行性研究

（1）伴生氣驅與原油物性有關。長10層原油性質較好，地層原油粘度低（0.83 mPa·s），體積系數大（1.349），溶解氣油比高（116.9 m3／t），適合注氣開發。

（2）室內細管驅替實驗顯示，長10油藏注氣混相驅的注入體積為1.2 PV時的驅油效率都在85%以上，最小混相壓力為14.8 MPa，比注水的最終驅油效率高了30%，另外即使不混相，驅替壓力小于14.8 MPa，在多驅一定體積后，注入體積大于2.0PV時驅油效率也能達到80%以上，當地層壓力在原始地層壓力附近時（13.05 MPa），注入體積為1.2 PV時的驅油效率為66.35%，說明高52井區無論是非混相驅還是混相驅其開發效果都是較好的（表1、圖1和圖2）。

表1 不同驅替壓力下伴生氣注入1.2PV的驅油效率

圖1 13.05 MPa時注入體積與驅油效率及氣油比

圖2 11.53 MPa時注入體積與驅油效率及氣油比

（3）同類油藏吐哈油田葡北油田進行的氣水交替開發，實現了連續五年高速穩產，采油速度最高達到6.9%，累積產油104.26×104t。與葡北油田的東部注水開發相比，其目前的采出程度高了10.3%，含水降低了11.1%。注氣開發的效果明顯好于注水開發［2］。

綜合室內細管驅替試驗結果和國內同類油藏現場注氣成功開發經驗，認為高52井區長10油藏注氣開發可行。

2 伴生氣驅開發方式及注入參數研究

2.1 注入介質選擇

長10油藏的伴生氣為富氣（地層原油多次脫氣后C1的含量為51.093%，C3－5的含量為29.49%），但經過壓縮機多級壓縮，重烴組分析出，實際注入氣幾乎為干氣，和目前的輕烴回收后的干氣近似，且目前現場可組織規模實施的注入氣為輕烴回收后的干氣，因此確定注入介質為輕烴回收后的干氣（表2）。

2.2 混相驅或非混相驅的界定

要判斷為混相驅還是非混相驅，首先就是確定最小混相壓力。通過3種經驗公式計算得出，高52井區長10油藏注輕烴回收后的干氣的最小混相壓力均大于原始地層壓力13.05 MPa（表3），因此在目前的油藏條件下注輕烴回收后的干氣，只能為非混相驅。

表2 長10油藏伴生氣組分分析 %

表3 不同經驗公式計算出的最小混相壓力結果 MPa

2.3 單井注入量研究

高52井區長10油藏溫度為60.5℃，注輕烴回收后的干氣。單井注入量經驗公式為：

式中：No——采油井數；Ng——注氣井數；Qo——采油井日采油量，t／d；Qg——注氣井日配注量，m3／d；Bo——原油的體積系數；Bg——伴生氣的體積系數；Bw——水的體積系數；ρo——地面原油的密度，kg／m3；Sw——采油井的初期含水率，小數；M——注采比，小數。

計算出在地層壓力保持在原始地層壓力附近（13.05 MPa）時，注入氣體積系數為0.0075，注采比為1.0時，初期按3600 m3／d配注執行（表4）。

表4 單井日注氣量計算結果

2.4 驅替方式

選取注氣開發試驗區儲層物性具有代表性的巖心（滲透率3.0×10－3μm2），用加拿大 HYCAL公司的長巖心驅替裝置，開展了水驅、干氣驅和干氣／水交替驅3種驅替方式的長巖心驅替實驗。實驗結果表明，干氣／水交替驅的最終驅油效率最高，為63.3%，比水驅的最終采收率高29.4%［1］。

結合氣水交替驅段塞尺寸［1］，初步確定采用氣水交替驅油的開發方式，氣水替換周期為6個月。

3 先導性試驗

3.1 井組的選擇

井組選擇原則：砂體發育、油層厚度較大、物性較好，伴生氣資源豐富，距站點較近，能夠提供足夠氣源，便于工程實施，降低投資和生產管理。

根據選井原則優選高24－20、高24－22兩個注氣井組進行先導性試驗。

3.2 注氣工藝流程

根據注氣要求，注氣工藝設計為雙流程，確保設備、氣源充足連續。將處理后的伴生氣供至CNG加注站，通過壓縮機兩級增壓后，至四井式配氣閥組，為高24－20、高24－22注氣井注氣。同時，CNG站內2臺為罐車加氣的壓縮機也可注氣。

3.3 試驗初步效果

高24－20、高24－22井組對應采油井13口，對應區塊標定遞減16.8%，相對于長10區塊整體遞減率28.1%，開發效果得到明顯改善。

4 結論及建議

（1）室內實驗研究表明，安塞油田高52井區長10油藏采用注伴生氣的開發方式能夠有效提高采收率，改善開發效果。

（2）在注入參數、注入量和注入工藝研究基礎上，優選2個井組，成功開展了先導試驗。試驗結果表明區塊綜合遞減下降了11.3%。

（3）注氣試驗是安塞油田正在探索的提高采收率有效手段，對于后期推廣試驗具有重要的指導意義，建議加強地層壓力、氣驅前緣等相關測試。

［1］何右安，李濤.安塞油田長10油藏注氣開發方式研究［J］.石油天然氣學報，2012，34（9）：121－124.

［2］郭平，杜志敏.葡北油田氣水交替注烴混相驅開發研究［J］.西南石油大學學報，2004，26（8）：25－27

［3］國殿斌，房倩，聶法健.水驅廢棄油藏CO2驅提高采收率技術研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：187－190.

［4］鐘張起，史運芳，劉鵬程，等.低滲透油藏CO2驅注入時機研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：346－349.