華北低滲透油藏烴氣驅最小混相壓力實驗研究

黃 偉 任紅梅 王 莉 王 哲 王睿思 邵敏敏 馬 櫻 馬銓錚.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院, 河北 任丘 0655；.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室, 北京 049

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華北低滲透油藏烴氣驅最小混相壓力實驗研究

黃 偉1,2任紅梅1王 莉1王 哲1王睿思1邵敏敏1馬 櫻1馬銓錚2
1.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院, 河北 任丘 062552；2.中國石油大學石油工程教育部重點實驗室, 北京 102249

為快速、準確地確定低滲透油藏注烴氣驅提高原油采出程度技術的注氣壓力,進行了最小混相壓力測定實驗。通過細管實驗方法結合華北油田Q區塊的實際開發特點,研究了該區塊自然衰竭開采效果以及原油在原始地層條件(壓力24 MPa,溫度74 ℃)及目前地層條件(壓力15 MPa低于飽和壓力,溫度74 ℃)下與烴氣混相的最小壓力及氣體突破時間,為該區塊低滲透油藏烴類氣驅注入壓力的選擇提供依據。實驗結果表明：Q區塊在目前地層條件下注烴類氣驅的最小混相壓力(62.75 MPa)要高于原始地層條件下的最小混相壓力(54.77 MPa),并且注入壓力越高,烴氣突破越晚,最終采出程度越高。在目前油藏條件下不能實現混相驅,但適當提高注入壓力,可實現烴氣與原油近混相,最終達到提高原油采出程度的目的。

最小混相壓力；烴類氣驅；自然衰竭；注入壓力；采出程度

0 前言

由于低滲透油藏在開發過程中反應出注水壓力高,注水成本高,滲透率降低嚴重,產能下降快等一系列問題[1],注氣提高采出程度技術越來越受到人們的重視。注氣開發的油藏,最重要的一個參數是最小混相壓力(MMP),確定最小混相壓力的方法[2]眾多,細管法是實驗室測定最小混相壓力的一種常用、較好的方法[3]。許瀚元等人[4]應用細管實驗方法,選用兩種不同的驅替氣體,在地層飽和壓力點以上選取5個實驗壓力點進行最小混相壓力實驗研究；曾賢輝等人[5]、王進安等人[6]應用細管實驗方法,分別在混相壓力點上下選取5個實驗壓力點研究烴類氣體與原油的最小混相壓力；郝永卯等人[7]、李孟濤等人[8]、滕加豐等人[9]、肖嘯等人[10]通過細管實驗方法,選取地層飽和壓力以上的實驗壓力點,研究CO2與原油的最小混相壓力。

總結前人通過細管實驗方法對最小混相壓力的研究,其實驗壓力點均取在地層飽和壓力以上,且分別位于最小混相壓力點兩側,未考慮地層壓力低于飽和壓力時,注入氣體與原油混相的情況。由于我國一些油田前期采用天然能量開發,地層能量衰竭快,部分油田目前地層壓力已低于飽和壓力,原油組分已發生變化,這種情況下進行注氣開發,勢必會影響注氣開發效果,所以進行脫氣油與注入氣體的混相情況研究具有重要意義。華北油田Q區塊前期水驅開發能量動用較大,目前地層壓力低于飽和壓力,本實驗結合油田實際開發情況,在目前地層壓力條件(即低于飽和壓力)下取2個壓力點進行測試,觀察注入壓力低于飽和壓力情況下的注氣效果。為前期油藏能量動用大,能量供給不足的油藏注氣開發提供依據。

華北油田Q區塊油藏儲層埋藏較深、儲層物性差、滲透率低,屬于典型的低滲透油藏。前期采用注水開發,地層壓力下降快,注入能力差,常規的注水開發難以有效動用,需要研究其它有效的開發方式。根據國內外特低滲透油藏的開發實踐,注烴類氣驅具有較好的開發效果,而且沒有污染,特別是該區塊離儲氣庫較近,氣源充足,開展烴類氣驅項目具有廣闊的發展前景。

1 最小混相壓力實驗

1.1 實驗設計思路

實驗過程按石油天然氣行業標準SY/T 6573-2003 《最低混相壓力細管實驗測定法》進行。

實驗溫度為實驗區塊的平均地層溫度74 ℃,根據油層的原始地層壓力24 MPa,設計實驗壓力點10、15、22、25、35和45 MPa等 6個壓力點,其中10、15 MPa低于該區飽和壓力19.6 MPa,實驗時首先進行自然衰竭實驗,將原始地層壓力衰竭到測試壓力點,再進行注烴氣驅實驗。對比注入壓力低于飽和壓力與高于飽和壓力情況下注入氣體與原油的最小混相壓力,觀察地層壓力低于飽和壓力情況下注入氣體的驅油效率。

1.2 實驗設備

主要設備有:CFS-100多功能綜合驅替系統,PVT-3000高壓物性實驗裝置,恒溫箱,中間容器大、小若干,精密壓力表(0～600 MPa)2支,閥門若干,手動(或自動)計量泵(水銀泵),回壓閥,增壓泵,針型閥若干,儲氣罐,轉向閥,管線若干。細管實驗流程見圖1。

圖1 細管實驗流程

1.3 實驗流體

地層油配置：驅替油樣應用試驗區塊地面脫氣油與產出氣,按照氣油比134 m3/m3在Ruska PVT-3000高壓實驗儀中,依據中國石油天然氣行業標準SY/T 5542-1992《地層原油物性分析方法》配置而成。

1.4 實驗方法

將地面油加入到高壓物性儀 PVT 筒內,密封并加熱到地層溫度,然后將天然氣注入到PVT 筒,配制油樣使其飽和壓力、溶解氣油比與地層油的飽和壓力、溶解氣油比相同；在地層溫度條件下,以恒定的泵速(0.5 cm3/min)將配制的原油壓入經過石油醚清洗的細管模型中,在進泵 2.0 HCPV(烴類孔隙體積)時停止進泵；實驗過程中通過控制回壓確定驅替壓力,在恒定驅替速度(0.2 cm3/min)的情況下進行10、15、22、25、35和45 MPa下的驅替實驗,全過程記錄進泵體積、產油量、產氣量、氣油比等參數值；當累積注氣量大于 1.2 HCPV時,停止驅替。

2 實驗結果與分析

2.1 自然衰竭實驗結果

注：實驗測試地層壓力由24.19 MPa降為14.86 MPa，與文中有偏差。圖2 自然衰竭實驗地層壓力與采出程度關系曲線

2.2 最小混相壓力實驗結果

注烴氣驅替壓力與采出程度關系曲線見圖3。由圖3可見：

1)在低于飽和壓力和高于飽和壓力的情況下，驅替壓力與采出程度均表現出良好的線性關系。由曲線可以看出,高于飽和壓力點下驅替壓力與采出程度關系曲線斜率大于低于飽和壓力點下的關系曲線,說明原油在原始條件下,更容易與烴類氣體混相。

圖3 注烴氣驅替壓力與采出程度關系圖

圖4 不同驅替壓力下烴氣突破時刻對比圖

圖4為不同驅替壓力下烴氣突破時刻對比圖。由圖4可知,隨驅替壓力升高,突破時天然氣注入量增大,即驅替壓力越高,烴氣突破越晚。這主要是因為驅替壓力越高,烴氣與原油越接近混相,烴氣與原油混合得越充分,烴氣的驅替效率越高,故烴氣突破越晚。

不同驅替壓力下烴氣驅油實驗曲線對比見圖5。

a)6個不同驅替壓力下烴氣驅油曲線圖

b)15.45 MPa下烴氣驅油曲線圖圖5 各實驗壓力下的驅油實驗曲線對比圖

由圖5-a)可以看出,隨著烴氣注入量的增加,采出程度均呈上升趨勢。氣體突破后,相同烴氣注入量情況下,采出程度隨壓力升高而增大。實驗驅替壓力不同,采出程度變化情況也不同。

2.3 不同驅替壓力提高采出程度分析

表1 華北油田Q區塊地層油與地面脫氣油組分數據表

地層油組分摩爾分數x/()質量分數w/()脫氣油組分摩爾分數x/()質量分數w/()CO20 150 06CO200N200N200C149 97 38C100C23 871 07C200C32 491 01C300iC40 740 4iC40 120 03nC41 260 67nC40 270 07iC51 060 71iC51 350 42nC51 090 72nC51 640 51C63 652 9C68 142 92C+735 7985 08C+788 4896 05合計100100合計100100 注：地層油組分(原始地層壓力條件下)，脫氣油組分(飽和壓力以下)。

油藏注氣開發效果也取決于注入溶劑前緣驅替壓力,注氣過程中適宜的油層壓力主要由地層原油與注入氣組分決定。如果原油中間組分含量低,為了得到較高的驅油效率,就需要有非常高的前緣驅替壓力,通常超過原始油層壓力。較高的油層壓力下易達到混相,但過高的油層壓力會增加工程強度和風險程度,影響注氣效果。

3 結論

1)通過細管實驗得到,華北油田Q區塊在目前地層條件下(地層壓力低于飽和壓力),原油與注入烴氣的最小混相壓力為62.75 MPa；在原始地層條件下,原油與注入烴氣的最小混相壓力為54.77 MPa。說明地層壓力低于飽和壓力情況下,注入烴氣與原油的最小混相壓力高于原始地層條件下注入烴氣與原油的最小混相壓力,因為原油脫氣后,原油中所含中間分子量烴含量減少,使得注入烴氣與原油混相所需的驅替壓力升高。

3)在目前地層溫度74 ℃、地層壓力15 MPa條件下,注入烴氣與原油不能實現混相,注烴氣驅開發采出程度較低,適當提高注氣壓力,烴氣與原油可以實現近混相,達到提高原油采出程度的目的。

4)對于前期開采過程中地層能量降低較快,目前地層壓力低于飽和壓力的低滲透油藏,在注烴氣開發時需要考慮混相壓力較高的問題。為更好地實現注烴氣驅提高采出程度的目的,建議在施工條件和經濟條件允許的范圍內提高注氣壓力。

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2015-01-22

國家自然科學基金資助項目(50874114)

黃 偉(1988-),女,河北衡水人,碩士研究生,主要從事油氣田開發研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.04.011