不同注入氣體下低滲油藏注氣開發室內評價

趙 楠， 王 磊， 孫 雷， 張 輝， 羅 軍

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 湛江 524057； 2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室， 成都 610500)

烏石17-2油田位于南海北部灣盆地烏石凹陷的東部，是典型的復雜斷塊油藏。其主要儲層位于始新統流沙港組三段，發育來自東北部物源扇三角洲沉積，全區以低滲儲層為主，非均質性較強，孔隙度平均18.1%，滲透率平均28.52 mD。地層壓力25～30 MPa，地層溫度120～150 ℃。原油品質較好，密度低(0.75～0.85 g/cm3)，黏度低(0.78～5.21 mPa·s)，含硫量低(0.01%～0.1%)，膠質、瀝青質低(1.2%～5.3%)。油藏驅動類型為溶解氣驅動、弱邊水驅動，天然能量有限，需補充能量進行開發。但敏感性實驗分析結果表明本油田具有較強水敏性。水敏指數0.736～0.969，為強-極強水敏儲層，注水開發面臨較強的儲層敏感性傷害問題。

注氣開發作為低滲油藏重要的開發技術手段之一，可以有效提高注入能力，避免儲層配伍性等種種問題，越來越受到國內外研究學者重視[1-3]。室內評價實驗作為方案設計基礎，是注氣開發關鍵一環，在此過程中氣源選擇尤為關鍵，前人評價實驗往往側重于單一氣體，比如CO2、伴生氣、空氣等[4-6]，而對于多種不同注入氣體之間開發效果評價及對比分析鮮有報道。為了進一步探索低滲油藏合理的能量補充方式，確定科學有效的注氣形式，從室內實驗角度出發，分別對N2、CO2、烴類氣三種不同氣體進行了相態實驗、細管實驗、長巖心驅替實驗研究及效果評價。闡述了不同氣驅下其提高采收率機理，并對氣體之間的開發效果進行對比分析，為油田開發方式的選擇提供依據，對注氣方案設計具有重大意義，也為類似油藏的開發提供指導及借鑒意義。

1 樣品及研究方法

1.1 實驗流體

實驗用油按國標SY/T 5543—2009進行配制，地層條件下溶解氣油比為141 m3/m3，按標準配樣后用于實驗測試。脫氣原油組分見表1。配制后的地層油高壓物性為飽和壓力19.77 MPa、原油體積系數1.488 m3/m3、黏度0.705 mPa·s。實驗用烴類氣采用地層原油單次脫氣后伴生氣，組分見表2，甲烷含量較高，非烴含量較少。實驗用氮氣純度為99.5%、二氧化碳氣純度99.99%，均為高純品。

表1 脫氣原油組分數據Table 1 Degassed crude oil composition data

表2 烴類氣組分數據Table 2 Hydrocarbon gas composition data

1.2 注氣膨脹實驗

實驗設備選用加拿大DBR公司生產的JEFRI型號多功能地層流體分析儀。該設備測量溫度范圍為-30～200 ℃，壓力范圍為0.1～70 MPa。本裝置的可視高溫高壓PVT觀測室可以隨時給出流體相態變化過程中的觀測圖像。

注氣實驗過程：在地層條件下按照設計要求將不同比例(摩爾分數10%～60%)的三種類氣體(N2、烴類氣、CO2)加入到原油當中，要求每次加氣后加壓使得注入氣體完全溶解并呈現單相飽和狀態。通過高壓物性參數計算可以獲取不同注入氣體條件下原油性質的變化規律。實驗裝置流程圖見圖1。

圖1 地層流體相態實驗裝置流程圖Fig.1 Flow chart of formation fluid phase state experimental device

1.3 最小混相壓力實驗

最小混相壓力(MMP)是研究注氣開發能否混相的重要參數。求取MMP一般通過理論計算、實驗研究、數值模擬等等多種手段，一般而言，理論計算及數值模擬精準度都不高，實驗研究仍是主要技術手段。實驗測定方法包括細管實驗、升泡儀法、界面張力消失法等[7-11]，本次研究采用細管實驗法。

實驗采用20 m長、直徑4.4 mm的充填型長細管進行氣體與原油的混相實驗研究，MMP由注入壓力以及注入一定體積后驅替的原油采收率之間的關系確定。實驗裝置及流程圖見圖2。實驗過程如下：①首先采用石油醚清洗細管，然后采用高壓N2真空干燥待用； ②在設計好的溫壓條件下(地層溫度120 ℃左右，壓力分別取21、25、29、31、40 MPa)飽和原油(先死油后模擬地層油置換)； ③選用不同氣體按照要求速度進行驅替實驗同時調節驅替壓力至設計壓力，注入0.4倍孔隙體積(以下簡稱PV)之前驅替速度為0.2 mL/min，注入0.4 PV氣體后，提高至0.4 mL/min，出口端觀測到無原油采出時結束實驗； ④采出端油樣冷凝分離后每隔一定時間進行計量，并利用氣相色譜儀分析采出氣組成。

1為驅替泵； 2為死油；3為地層油； 4為注入氣；5為細管；6為觀察窗；7為回壓閥；8為分離器；9為氣量計；10為恒溫空氣浴圖2 實驗裝置和流程圖Fig.2 Experimental device and flow chart

1.4 長巖心驅替實驗

驅替實驗是研究注氣提高采收率的最主要手段。通常實驗僅僅采用短巖心，但受巖心長度制約，短巖心往往驅替不均勻，突破時間短，難以達到較高實驗精度要求。而長巖心驅替實驗很好地解決了這個問題。本次采用巖樣均來自烏石17-2油田，實驗裝置使用加拿大Hycal型長巖心驅替裝置并對長巖心夾持器部分進行一定改進使其滿足地層溫壓實驗條件要求 (圖3)。

圖3 長巖心驅替巖心夾持器Fig.3 The core holder of long core displacement experiment

實驗過程如下：①對常規短巖心清洗、打磨、烘干后測定物性參數，以其滿足調和平均方式為原則進行排序通過濾紙連接后放入巖心夾持器中備用并連接好管線,如表3給出了烴類氣驅長巖性組合數據；②在地層溫度下建立束縛水飽和度(Sw=43%)，用配置好的活油驅替巖心，每隔一定時間記錄油量和氣量，計算生產氣油比，驅替氣油比穩定，測試束縛水條件下的油相有效滲透率，此時原油飽和完畢;③在巖心入口端恒壓注入不同氣體進行驅替，同時控制采出端壓力，每注入0.1倍烴類孔隙體積(以下簡稱HCPV)記錄注入壓力和流速，并在出口處記錄時間、始端壓力、末端壓力、環壓、油產量、氣產量、采出程度等，直至不再產油，停止驅替，記算累積采出程度。

表3 長巖心組合數據Table 3 Long core combination data

2 結果及討論

2.1 地層流體相態特征研究

圖4給出了不同注氣量下注入烴類氣、N2、CO2三種氣體后原油高壓物性參數變化曲線?？梢缘贸鋈缦陆Y果。

圖4 地層流體注不同氣體下原油高壓物性參數變化曲線Fig.4 Gas-oil ratio change curve after hydrocarbon gas, N2 or CO2 injection

(1)飽和壓力：飽和壓力隨注入量的增加而增大，相同注入量下，烴類氣和CO2要接近一下而N2體系飽和壓力明顯要高。烴類氣和CO2飽和壓力整體上升幅度較小，N2飽和壓力整體上升幅度很大，尤其在高注氣量下，注N2飽和壓力上升越來越快，而注烴類氣和CO2上升幅度較為平緩。在最大注氣量下(烴類氣和CO260%、N250%)飽和壓力分別為不注氣時的1.6、1.5、3.3倍。這表明在升壓初期烴類氣和CO2更容易溶于地層油，后期增幅不大，由于N2難溶于地層原油，所以使得飽和壓力急劇上升，從而導致最小混相壓力的增加。

(2)膨脹系數：隨著注入量的增加，三種體系膨脹系數均隨之升高，注氣能增加地層原油的彈性膨脹能，從而有助于地層驅油。注烴類氣和CO2膨脹系數接近，且均大于注N2，膨脹系數整體上升幅度中等，至最大注氣量(60%)時，注烴類氣、CO2、N2膨脹系數分別升高至1.7、1.6、1.2，整體上烴類氣增溶膨脹能力略好于CO2，而兩者均明顯好于N2。

(3)黏度及氣油比：體系黏度與注入量成反比而氣油比成正比。從圖4中可以看出氣油比變化曲線幾乎重合，無差異性，而黏度曲線變化較為明顯，降黏效果顯著。至最大注氣量(60%)時，注烴類氣、CO2、N2原油黏度分別降低至不注氣時的43.1%、51.3%、67.4%，三種氣體降黏效果為烴類氣最好，其次為CO2，最差為N2。

注入氣體后，由于氣體與原油之間的接觸，其一溶解作用使得原油黏度降低，有助于改善原油品質，處于驅替前沿位置氣體富化后性質與地層原油趨于一致，兩相間界面張力在一定地層壓力下降低為超低界面張力從而實現油氣混溶；其二原油溶氣后體積膨脹,更易于把孔隙中原油驅替出來，驅油效率將明顯提高[12-14]。由實驗結果可知，N2其對原油的降黏及膨脹能力有限，而烴類氣、CO2與地層原油相態配伍性明顯要好得多。

2.2 不同注入氣體最小混相壓力

以烴類氣為例，對細管實驗結果進行分析。其不同驅替壓力下，采出程度以及氣油比隨注入體積的關系如圖5、圖6所示，可以得到如下結果。

圖5 烴類氣驅下地層原油采出程度變化曲線Fig.5 Change curve of oil recovery degree under hydrocarbon gas drive

圖6 烴類氣驅下測試氣油比變化曲線Fig.6 Change curve of testing gas oil ratio under hydrocarbon gas drive

(1)非混相驅：驅替壓力為21 MPa時，在注氣量為0.49HCPV時采出程度曲線趨于平緩，隨后低幅增加至58.26%，氣油比上升，注入氣開始突破；驅替壓力為25 MPa時，采出程度曲線在注氣量為0.69HCPV時才開始平緩升高，最終至77.86%，與21 MPa驅替時相比，突破時間要晚一些，但整個過程仍呈現出明顯非混相驅特征。

(2)近混相-混相驅：注入壓力為29、31 MPa時，突破時機均在0.88HCPV左右，最終采出程度大于90%，壓力越高，驅替過程越接近于混相驅替。圖7給出烴類氣驅細管采出端非混相及混相特征圖像觀測結果。從圖7中可以明顯觀測到混相與非混相區別，即混相時由于界面張力的大幅降低，油氣界面消失，圖像呈現出微乳過渡帶。

圖7 烴類氣驅非混相與混相特征圖像Fig.7 The immiscible and miscible characteristic image by hydrocarbon gas injected

根據驅替實驗結果求得地層原油注伴生氣最小混相壓力為27.52 MPa。

三種氣體最小混相壓力見圖8。CO2驅可以得出類似烴類氣相似結果，21、25 MPa時，分別在0.5HCPV、0.7HCPV時突破，29、31 MPa時，采出程度均在90%以上，求得注CO2最小混相壓力MMP為27.13 MPa。

圖8 不同注入氣體的最小混相壓力Fig.8 The minimum miscible pressure of different injected gases

而注N2驅替時，即使把驅替壓力提升至40 MPa以上，采收率并沒有達到90%，未能通過細管實驗實現混相驅。當驅替壓力為21、25、29、31 MPa時，對應采出程度分別為36.07%、49.18%、60.86%、66.89%，呈線性增加狀態，而壓力繼續升高至40 MPa時， 采出程度為71.00%，繼續增壓采出程度增幅變緩，幾乎不再增加，壓力過高后反而細管實驗中氣竄現象明顯，氣油比上升迅速，整個過程表現出明顯的非混相驅特性。這也進一步證實了N2極難在地下儲層條件下實現混相或者近混相驅，而更多的是起到補充地層能量的作用。

圖9 驅油效率、氣油比與注入孔隙體積倍數的關系Fig.9 Relationship between oil displacement efficiency,gas-oil ratio and injection pore volume multiple

2.3 長巖心驅替實驗結果分析及對比

圖9(a)給出了長巖心烴類氣、CO2、N2非混相驅驅油效率、氣油比隨注入體積變化曲線?？梢钥闯?，三類氣體驅替表現特征一致，地層原油采出程度均隨著注氣量的增加而增加，未突破前氣油比保持在原始值附近，而突破后，氣油比上升迅速，而采出程度增幅不大，最終采出程度逐漸趨于穩定。對比三種氣體，烴類氣驅、CO2、N2最終采出程度分別為44.1%、46.0%、36.3%，當注氣突破時注入體積分別為0.43PV、0.48PV、0.36PV，此時采出程度分別為38.3%、39.4%、31.5%，三種體系在注氣突破前采出地層原油部分，均屬于非混相驅油。從結果來看，CO2采出量最高，其次為烴類氣，兩者相對接近，N2效果最差。

由于N2難以在地層條件下形成混相-近混相驅替，圖9(b)僅給出了烴類氣、CO2兩者近混相驅驅油效率、氣油比隨注入體積變化曲線?？梢钥闯龅貙釉筒沙龀潭染S著注氣量的增加而不斷增加，整個過程氣油比上升較慢，突破要晚，為(0.70～0.80PV)，而突破后，仍能采出大量原油，烴類氣驅、CO2驅最終采出程度分別為66.7%、69.0%，最終采出程度高。從驅油結果來看，CO2略好于烴類氣。

對比混相驅和非混相驅，可以看出對于非混相驅，突破時間要早，氣體突破前采出近90%左右的原油，突破后幾無產出，這是因為無論何種氣體，非混相驅機理是降黏和使原油膨脹，而往往這些作用發生在體系相互接觸過程中，氣竄以后基本為無效注氣。因此對于非混相驅而言，延遲注氣突破時間是決定油藏采收率的關鍵。而在混相、近混相條件下由于地層流體-氣體體系互溶，界面張力降為極低，有利于減少氣體的指進，因此近混相驅氣體突破要比非混相驅晚得多。同時接觸面積內混相的形成也極大降低了殘余油的飽和度，故氣體突破以后，仍能采出近30%左右的原油，與非混相驅相比，驅油效率要高近25%。

對比三種氣體，可以看出，N2在地層條件下主要表現為非混相驅，而其對原油的降黏及膨脹能力最弱，更多的是維持地層能量，效果最差。對比烴類氣與CO2，可以發現無論混相驅還是非混相驅，在相同注入量下，突破前烴類氣驅效果要好于CO2驅；而突破后CO2驅反而要好于烴類氣驅。

這主要是由于突破前，降低原油黏度與提高原油膨脹性是主要的驅油機理，而烴類氣的降黏及膨脹性能要好于CO2，而隨著注入量的增多，除去兩者均可以通過混相達到互溶進而提高洗油效率外，CO2還會逐步溶于水中[15]，油水流度比得以改善，從而增加水驅面積，故在驅替后期CO2的優勢有所體現，可以達到較高的采出程度。

3 結論

(1)N2在地層條件下主要表現為非混相驅，其對原油降黏及膨脹能力有限，更多的是起到保持地層能量的作用，后期氣竄現象明顯，注氣突破較早，室內驅油效率僅為36.3%，開發效果差。烴類氣、CO2與地層原油相態配伍性要好，最小混相壓力要低，分別為27.52、27.13 MPa，地層條件下易形成近混相驅，注氣突破時間晚，驅油效率高，分別為66.7%、69.0%，開發效果好。

(2)非混相驅的降黏和膨脹作用主要發生在注氣突破前，其采出近90%左右的原油，而突破后幾無產出，基本為無效注氣。因此對于非混相驅而言，如何延緩注氣突破時間是決定油藏最終采收率的關鍵。而混相、近混相驅由于界面張力降低，體系互溶，氣體突破要晚得多，同時接觸面積內混相的形成也極大降低了殘余油的飽和度，氣體突破以后，仍有近30%左右的原油得以采出，驅油效率要高于非混相驅近25%。

(3)室內實驗評價表明烴類氣驅、CO2驅可作為烏石17-2油田低滲強水敏儲層優選能量補充方式。