揮發性油藏天然氣驅提高采收率技術與應用研究
——以中原油田文88區塊為例

聶法健

(中國石化中原油田分公司石油勘探開發科學研究院，河南濮陽 457001)

揮發性油藏天然氣驅提高采收率技術與應用研究
——以中原油田文88區塊為例

聶法健

(中國石化中原油田分公司石油勘探開發科學研究院，河南濮陽 457001)

針對揮發性油藏天然氣驅開發技術難點，以中原油田文88區塊為目標油藏，通過技術攻關與先導試驗，研究開發了揮發性油藏天然氣驅提高采收率技術體系，深化了對天然氣驅機理的認識，并量化了揮發性油藏天然氣驅效果；研究成果現場應用已取得明顯成效，達到大幅度提高采收率目的，為動用揮發性油藏以及我國東部其他相關油藏的深度開發提供了一條可借鑒的新途徑。

中原油田；揮發性油藏；天然氣驅；提高采收率

近年來，國內外各類油藏通過天然氣驅取得了一定的效果[1-7]，但多集中在注水開發效果差注入壓力相對低的低滲油藏。低滲揮發性油藏注天然氣開發，是一項高難度、極復雜的系統工程。中原油田揮發性油藏儲量為6 528×104t，其中，96.7%為低滲儲量，新發現儲量中揮發性油藏比例逐步增大，普遍存在低滲、高溫、高壓、高礦化度等特點，導致注水壓力高，注入困難，而且注入效果差。見效井初期產能高，油藏脫氣后，油相滲透率急速下降[8]，產量遞減快，注水后呈三相流動，滲流阻力大，不適合水驅開發。目前該類油藏的采出程度僅10.1%，采收率14.3%。因此，探尋一種合理、高效、最大幅度提高揮發性油藏原油采收率方法，是油氣田開發過程中自始至終需要面對的問題。天然氣驅由于其開發方式的優點，是適合于該類油藏開發的最佳方式之一。

1 儲層物性特征

研究儲層位于東濮凹陷文留構造東翼，儲層埋深3 200～4 300 m，為典型的深層高壓、高溫、低滲透油藏。儲集層孔隙度平均為18%；空氣滲透率平均為10×10-3μm2；原始地層壓力55～68 MPa；壓力系數較高，平均為1.73；地層溫度110～150 ℃，地溫梯度達4～5 ℃/100 m。黏土礦物絕對含量為5%～15%，伊利石相對含量為25%～60%，綠泥石相對含量為28%～50%，高嶺石相對含量小于11%，伊蒙混層相對含量為6%～34%。膠結物含量在18%以上，以鐵白云質為主，其次為硬石膏，呈微細晶結構，以線接觸、凹凸接觸為主，其次為點接觸，顆粒分選系數中等，存在少量的微裂縫發育。

2 天然氣驅油機理研究

通過油氣樣品色譜分析及井流物組成計算，井流物中 C1含量為69.04%，中間烴(C2～C6)含量為9.49%，C7+含量為20.75%，屬于典型高飽和油的組成范圍。在地層溫度140 ℃的條件下，地層原油PV關系測試結果飽和壓力高達41.954 MPa，屬于高飽和油藏。在地層溫度140 ℃和地層壓力64.98 MPa條件下，地層原油單次脫氣氣油比為350.18 m3/m3，地層原油體積系數為2.014 3，溶解系數為8.347 MPa-1，表現為揮發原油的性質。

2.1 最小混相壓力確定

為了準確測定文88區塊目前地層原油注天然氣的最小混相壓力，開展了細管實驗[1-2]，在內徑為0.47 cm、長12.5 m裝有140目～230目的有孔玻璃砂(孔隙體積112 cm3、滲透率約為5×10-3μm2、孔隙率為35%)模型中，進行了兩次混相和三次非混相驅替試驗研究，實驗結果如圖1～圖3。細管實驗結果表明：地層壓力越高，注入氣突破時間越晚，采收率提高幅度越大；注入壓力越低，注入氣突破越早，采收率越低；地層壓力達到混相壓力以上時注氣，注入氣突破時的注入倍數、采收率變化不大。

由圖2可以看出，這三次驅替實驗氣體突破時間都較早，分別在注入0.67 PV，0.88 PV和0.35 PV時突破，其采收率分別為78.48%，92.20%和54.82%，從觀察窗觀察井流物的現象也表現為非混相驅替特征。隨著注入孔隙體積倍數的增加，采收率上升的特征呈拋物線型上升，但注入壓力不同，采收率變化情況也不相同。

圖1 不同壓力下細管實驗注入倍數與氣油比的關系

圖2 不同壓力下細管實驗注入倍數與采收率關系

圖3 不同條件下的提高采收率驅替實驗

圖1表明，注入孔隙體積與氣油比的關系大致可以分為三個階段，三個階段的情況又因注入壓力不同而各異。第一階段和第二階段氣油比變化不明顯，第三階段上升斜率較大。由此可知，氣體突破前，氣油比也基本不變；突破后，氣油比有所增大，但隨之由于建立了油氣混合帶，又出現了一個明顯的臺階，持續一段時間以后，氣油比才迅速增大，并且，注入氣的壓力越大，相應的臺階就越低，越趨近于混相驅替時的氣油比曲線。

從圖2可見，當注入孔隙體積不斷增加，采收率也隨之不斷增加，曲線轉折沒有非混相驅快，而且在注入氣體突破以后，采收率增加不大。

第二和第三次驅替所用注入壓力分別為50.10 MPa和47.93 MPa。這兩次實驗的注入氣體突破時間很晚，分別在注入0.91 PV和0.90 PV時突破，采收率分別為97.98%和95.96%，從觀察窗觀察井流物的現象也表現出混相驅替特征。當注入溶劑突破前，細管流出物組分中有甲烷峰出現，這一現象是蒸發型多次接觸驅替過程中非混相驅的一個重要又確切的標志。在目前地層條件 (140 ℃、29.60 MPa)下注入外輸天然氣無法實現混相驅，這一結果與壓力—組分實驗的結果是一致的。在天然氣突破后，天然氣量明顯升高，隨著壓力的增高，天然氣升高的位置逐漸右移，這一相態變化特征與其采出程度的提高幅度是一致的。

根據五次細管實驗結果，獲得了文88區塊最小混相壓力數值和驅油機理，見表1。

表1 不同驅替壓力下細管采出程度

2.2 注天然氣引起原油性質的變化

在140 ℃條件下，對文88區塊目前地層原油按不同比例注入外輸天然氣，研究了目前地層流體飽和壓力上升情況，注入不同比例天然氣后飽和壓力下的流體黏度、體積系數的變化，加氣后不同泡點壓力下地層流體氣油比上升和脫氣原油密度的變化情況。表2為注入流體特征變化數據。

2.2.1 飽和壓力變化

在注入天然氣過程中，體系的飽和壓力隨著注入天然氣摩爾百分數的增加而成直線型增加，當天然氣的摩爾含量為0%時，地層原油飽和壓力為30 MPa，當天然氣的摩爾含量為40%時，地層原油飽和壓力約為47.5 MPa，增加了17.5 MPa，可見，天然氣含量的變化對體系飽和壓力的影響較大。

2.2.2 體積系數變化

隨著注入天然氣的增加，原油飽和壓力下的體積系數呈指數函數級增大的趨勢。當天然氣的質量分數為0時，地層原油體積系數為1.52；當天然氣的質量分數為20%時，地層原油體積系數為1.73，增加了0.21；當天然氣的質量分數為40%時，地層原油體積系數為2.09，可見，天然氣含量的變化對體積系數的影響較大。

表2 注入天然氣后地層原油的性質

2.2.3 氣油比變化

隨著注入天然氣的增加，原油溶解氣油比逐漸增加。當天然氣的質量分數為0時，原油溶解氣油比為170 m3/m3；當天然氣的質量分數為20%時，原油溶解氣油比約為255 m3/m3，增加了85 m3/m3；當天然氣的質量分數為40%時，原油溶解氣油比約為380 m3/m3，相對于質量分數為40%時增加了125 m3/m3。可見，天然氣含量的變化對原油溶解氣油比的影響較大。

2.2.4 地層原油及地面脫氣原油密度變化

隨著注入天然氣的增加，原油性質逐漸變好，地層原油密度呈現線性降低的趨勢，原油性質逐漸變好，地層原油密度由0.586 g/cm3下降到0.498 g/cm3，其輕質組分逐漸增多，重質組分相對減少。在進行地面閃蒸分離實驗時，由于這些輕質組分的影響，閃蒸分離所得到的地面原油會相對變重，脫氣原油密度由0.813 6 g/cm3上升到0.818 4 g/cm3。

2.2.5 原油黏度變化

隨著注入天然氣的增加，原油黏度明顯下降。注入天然氣0 PV時的原油黏度為0.27 mPa·s，注入天然氣0.4 PV時的原油黏度為0.185 mPa·s，注入氣體從0PV到1PV的過程中，原油黏度由0.27 mPa·s下降到0.15 mPa·s，原油黏度的降低非常明顯。可見，注天然氣氣驅開發揮發性油藏可使儲層原油黏度降低，增加了滲流阻力，使得注入壓力升高，從而起到擴大波及體積的作用，導致更多的儲量被動用。

2.2.6 注入天然氣過程PV關系

隨著注入天然氣的增加，原油PV關系也發生較大變化。原油體積膨脹系數隨著注入天然氣體積比的增加而呈現出線性增加的趨勢，注入天然氣體積1 PV，原油體積膨脹1.47倍。

3 天然氣驅提高采收率技術特點

3.1 相滲阻力及壓力敏感性影響

對相滲阻力分析認為，揮發性油藏脫氣后，油相滲透率下降30%～70%。這是因為原油脫氣后，原油的膨脹性降低，原有的飽和壓力、黏度等性質及重質組分都發生了變化，從而降低了油相的滲流效果。

壓力敏感性導致揮發性油藏壓力下降后，孔隙結構發生了改變，滲透率下降，原始滲透率越低，下降幅度越大；解除靜覆壓力后滲透率只能恢復到70%以內。

3.2 天然氣驅大幅降低滲流阻力

對不同流體在地層中的黏度實驗分析結果顯示，天然氣黏度是注入水的4.7%，實驗對比，天然氣相對滲透率是注入水相對滲透率的5倍左右，不同條件下巖心驅替實驗注采壓差曲線結果顯示，注氣壓差是注水壓差的48%。可見天然氣驅能夠大幅降低滲流阻力。

3.3 揮發性油藏天然氣驅提高采收率幅度大

對比黑油油藏、輕質油藏、揮發油藏、凝析氣藏的不同地層原油密度、地層原油黏度、氣油比和采出程度(見表3)，通過開展不同類型油藏天然氣驅不同注入倍數開發效果實驗分析認為，揮發性油藏原油密度小、黏度低，更易與天然氣發生萃取等化學反應，提高采收率幅度更大，氣油氣大于200 m3/t后，室內實驗采收率達到90%。

3.4 揮發性油藏注天然氣瀝青沉淀輕微

注天然氣瀝青沉積與原油性質相關，揮發性油藏沉積現象輕微，天然氣與原油接觸后，原油組成體系變化劇烈，重質油油藏注天然氣普遍存在瀝青沉積；室內實驗顯示，文88區塊注氣瀝青沉積含量不超過0.04%，揮發性油藏不會發生瀝青沉積。

3.5 干氣與伴生氣注入效果相差不大

表3 不同類型油藏天然氣驅開發效果對比

通過室內2 m長巖心實驗，開展最佳注入氣分析，驅替實驗壓力為44.34 MPa，實驗溫度為130 ℃，注入體積為1.2 PV，驅替速度為0.125 mL/min。選擇干氣、伴生氣、C3～C6不同含量的富氣驅替。實驗結果分析認為，隨注入氣C3～C6含量上升，提高采收率幅度增加，但干氣與伴生氣注入效果相差不大。

4 現場應用效果分析

文88-32井注氣層位S3中8～10砂組，控制儲量29.4×104t，注氣前累計產油1.76×104t，采出程度6.0%，對應油井文88-33-35井，注采井距分別為260 m和240 m。文88-34井注氣層位S3中8+9砂組，控制儲量41.2×104t，注氣前累計產油3.8×104t，采出程度9.3%。對應油井文88-36，文88-33，文88-6井，注采井距分別為350 m、220 m、290 m。文88-32于2015年5月注中9砂組，文88-34井于2015年4月注中8+9砂組，目前油壓30～31 MPa，日注氣3.5×104m3，累注氣918×104m3。

文88-32和文88-34井區主力層控制儲量為39.37×104t。根據數模預測結果，文88-32和88-34井組主力層氣驅累計增油8.01×104t，累計產氣1.423×104m3，提高采收率20.32個百分點，最終存氣率9.35%。

通過采用國產壓縮機現場實施情況，對天然氣驅開發的認識進一步提高：①新實施井組國產35 MPa壓縮機實現有效注入，有效補充地層能量；②油井產量與連續注氣、注氣量大小等都關系密切，因此及時有效地補充地層能量十分必要，2008年因氣源不足停注后，試驗區油井產能連續下降。恢復注氣后，井組產量開始回升，再次證明注氣可以補充地層能量；③現場檢測表明，產出物組分發生明顯變化，現場試驗與室內實驗結果一致，天然氣注入過程中，脫氣原油密度逐漸增大，說明注入天然氣萃取了原油中大量的輕烴。④天然氣驅易發生氣竄，氣竄方向受沉積微相控制，文88-15井2006年7月4日開始注氣，4個月見效，已累增油8 262 t，日產氣后由2 800 m3上升至1×104m3，1年后上升至4.5×104m3；⑤注采井的高低部位對天然氣驅見效特征影響大，文88-15井組對應采油井文88-8和文88-51兩口采油井，文88-51井屬于低注高采井，文88-8井屬于高注低采井，從剩余油飽和度上看，實施天然氣驅后，文88-51井比文88-8井剩余油飽和度低，文88-51井注氣即見效，文88-8井見效持續時間長。

5 結論

(1)室內實驗研究表明，天然氣驅適用于揮發性油藏，提高采收率效果明顯。

(2)先導試驗已取得明顯成效，達到大幅度提高采收率目的，豐富發展了我國油氣田開發技術。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)01-0111-04

2016-07-18

聶法健，高級工程師，博士，1981出生，2010年畢業于中國石油大學油氣田開發工程專業，現從事提高采收率工作。

中國石化重大科技先導試驗項目“文南油田注天然氣驅”先導試驗(P03005)。

TE355. 7

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