王長權(quán),孫 雷,任延濤,石立紅,潘 毅

(1.西南石油大學,四川成都 610500;2.中海油田服務股份有限公司,天津塘沽 300452; 3.四川大學,四川成都 610065)

Q K17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性實驗研究

王長權(quán)1,孫 雷1,任延濤2,石立紅3,潘 毅1

(1.西南石油大學,四川成都 610500;2.中海油田服務股份有限公司,天津塘沽 300452; 3.四川大學,四川成都 610065)

氣水交替驅(qū)(WAG)是增加油田水驅(qū)后的波及體積和減弱氣驅(qū)過程因油氣黏度差異而產(chǎn)生的氣體指進現(xiàn)象的有效方法。QK17-2油田為注水開發(fā)油田,目前油田綜合含水率已超過80%,已經(jīng)進入開發(fā)中后期的高含水時期。針對QK17-2油田水驅(qū)后面臨高含水、產(chǎn)油量下降的問題,通過地層流體相態(tài)實驗、注N2膨脹實驗、細管實驗、長巖心驅(qū)替實驗,研究注水后再注N2-WAG可進一步提高采收率的可行性。結(jié)果表明,單純注N2效果不佳,注N2-WAG采收率較單純水驅(qū)采收率提高4.46%～6.24%,而長巖心驅(qū)替在帶傾角條件下注N2-WAG采收率較單純水驅(qū)提高11%～12.58%,可見由油藏高點注N2-WAG采收率將有明顯提高。

提高采收率;注氮氣;氣水交替驅(qū);機理研究

氣水交替驅(qū)(WAG)可增加水驅(qū)后的波及體積,水段塞還可以有效減弱由于油氣黏度差異而產(chǎn)生的氣體指進現(xiàn)象,所以氣水交替注入可有效提高水驅(qū)后油田的采收率[1-2]。

QK17-2油田主要油層段由新近系明化鎮(zhèn)組下部砂層組成,油氣資源十分豐富。自投產(chǎn)以來,地層壓力已逐步下降,經(jīng)注水保壓開采后含水率上升很快,采收率不高,目前已進入高含水開發(fā)期。為進一步提高油田采收率,實現(xiàn)油田長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn),本文根據(jù)該油田中各油層的地層壓力、滲透率、原油性質(zhì)和有無邊水等特點,通過地層流體相態(tài)實驗、注N2膨脹實驗、細管實驗及長巖心驅(qū)替實驗,并結(jié)合地層原油復合體系相態(tài)綜合研究對油層進行合理地注氣/水等專項技術研究。為避免交替注氣/水過程中對油層造成傷害,并考慮到海上油田氣源問題,決定采用注N2-WAG進行實驗評價研究,以探索進一步提高采收率的可行性[3-4]。

1 地層原油相態(tài)實驗

本文所有實驗均采用具有代表性的QK17-2油田P1井的復配地層油。為了使其流體具有代表性,要求取樣條件準確,取全取準油井目前的生產(chǎn)數(shù)據(jù),如地層壓力、生產(chǎn)氣油比、測試條件、分離器溫度和壓力等。復配時嚴格根據(jù)以上數(shù)據(jù)按照SY/T5542—2000《地層原油物性分析方法》進行復配。復配后,通過油氣樣品色譜分析及井流物組成計算、單次脫氣試驗、泡點壓力測試、PV關系試驗、多級脫氣、熱膨脹系數(shù)測試等,進行井流物組分組成計算,獲得實際流體物性參數(shù)。

所得P1井井流物組分組成及地層油樣主要性質(zhì)參數(shù)見表1、表2,并根據(jù)數(shù)模軟件得該流體相圖(圖1)。

通過對QK17-2油田P1井地層原油相態(tài)實驗研究,得出如下結(jié)論和認識:

表1 P1井的井流物組分和組成參數(shù)Tab.1 Components of P1 well fluid

表2 P1井地層原油樣品主要性質(zhì)參數(shù)Tab.2 Main physical property parameters of P1 well formation crude

圖1 P1井原始油藏地層模擬計算相圖Fig.1 P-T phase diagram of P1 well prototype reservior

(1)對P1井流物組成分析可以看出,C1含量為26.01%,C2～C6含量為7.05%,C7+含量為65.54%,屬于普通重質(zhì)黑油的流體組成。

(2)單次脫氣測試表明,P1井地層原油溶解氣量較大,屬中等偏高氣油比原油,泡點壓力中等、體積系數(shù)中等、收縮性中等、氣體平均溶解系數(shù)中等,而且原油氣油比、泡點壓力、體積系數(shù),收縮性率、氣體平均溶解系數(shù)等特征是相匹配的。原油具有中等密度、較低黏度(地層溫度下)、壓縮系數(shù)中等、體積膨脹能量中等等特點。

(3)采用目前條件取樣按原始條件配制的QK17-2油田地層原油樣品,與原始地層原油性質(zhì)一致,說明復配樣品正確,具有代表性。

根據(jù)目前的生產(chǎn)實際情況看,從油藏開采至今,油樣和氣樣組成沒有發(fā)生變化,目前地層壓力在泡點壓力以上,地層原油尚未出現(xiàn)脫氣。按原始條件進行復配,能真正代表原始條件下的樣品,對于評價QK17-2油田提高采收率方案研究,采用上述方法配制的地層原油樣品,對現(xiàn)場實際有較好的指導意義。

2 地層原油注N2膨脹實驗

為了研究加入不同比例注入氣對目前地層流體相態(tài)的影響,確定注氣驅(qū)油機理,并為數(shù)值模擬提供相態(tài)擬合基礎參數(shù),進行了地層原油注N2膨脹實驗。

該實驗是在加拿大DBR公司制造的J EFRI全觀測窗無汞高溫高壓地層流體分析儀中進行的。實驗過程是在目前地層壓力下將一定比例的N2注入到原油中,按照設計飽和壓力次數(shù)加氣,每次加氣后逐漸加壓使N2在原油中完全溶解并達到單相飽和狀態(tài)。每次注氣后,飽和壓力和油氣性質(zhì)均會發(fā)生變化,進行泡點壓力、PV關系、黏度等參數(shù)的測試,從而研究N2對原油性質(zhì)的影響。對油氣體系的PVT參數(shù)進行測試后,再繼續(xù)加入一定量的氣體,直到達到設計要求比例為止。表3給出了注入N2后P1井原油在泡點壓力下的各主要物性特征變化數(shù)據(jù)。

表3 N2注入對P1井飽和壓力下流體相態(tài)的影響Tab.3 The influence on P1 well fluid phase state under saturation pressure by nitrogen injection

由表3可見,注入N2后,原油泡點壓力迅速上升,上升幅度很大,隨即逐漸減緩,當注入20 mol%倍體積的N2時,原油的泡點壓力上升至44.21 MPa。從測試結(jié)果可知:注N2飽和壓力不斷上升,尚未達到臨界點狀態(tài),這表明QK17-2地層原油注N2的一次接觸混相壓力高于44.21 MPa,注入N2較難達到混相,表現(xiàn)出典型的非混相驅(qū)特征;原油體積系數(shù)增大,但隨注入氣比例增大,飽和壓力升高,地層原油被壓縮,體積系數(shù)逐漸降低,但幅度很小,說明注入氣增溶驅(qū)油效果不明顯,同時溶解氣油比也逐漸增大;原油的整體組成隨注入量的增加先逐漸變輕,但減小的幅度不大;隨著飽和壓力增加,密度又逐漸變大,但幅度較小;隨著注入氣的增加,地層原油輕質(zhì)化,黏度先減小,但隨著注入量進一步增加,原油飽和壓力增大,在飽和壓力條件下原油壓縮因而黏度增大。綜上所述,該地層原油適合注N2-WAG驅(qū)替。

3 細管測試MMP實驗

細管實驗是確定給定注入氣的最小混相壓力和給定注入壓力最佳注入氣混相組成的主要實驗手段。為了測試QK17-2地層原油注N2驅(qū)混相條件,進行了細管驅(qū)替測試。

本次細管實驗采用長20 m、直徑為4.4 mm的盤式充填型細管進行注N2與原油混相程度的實驗研究。該細管孔隙體積119.91 cm3,孔隙度39. 43%,滲透率10.8μm2。在地層溫度條件下(74℃)選取了4個壓力點(分別為30、35、40、45 MPa)進行細管實驗。N2在不同驅(qū)替壓力時采收率隨注入孔隙體積變化的對比如圖2及圖3所示。

從圖中可以看出,在較高壓力下N2與P1井原油難以達到混相,在注入0.3 PV左右時氣體就開始突破。氣體突破前,采收率上升較快,而氣體突破后,采油量急劇減小,氣量增大,油氣比急劇上升,采收率增幅變緩,不同壓力下注入N2后采收率關系如表4所示。

圖2 N2注入孔隙體積與采收率關系Fig.2 The relation curve of pore volume and recovery by nitrogen injection

圖3 N2注入孔隙體積與采出端氣油比關系Fig.3 The relation curve of pore volume and export GOR by nitrogen injection

表4 不同注入壓力與采收率關系Tab.4 The relation of recovery and different injection pressure

從表4中可以看出,45 MPa下注N2后地層原油的采收率僅為23.74%,說明QK17-2地層原油與N2難以達到混相,表現(xiàn)為典型的非混相驅(qū)替特征,綜合采收率不高。由于地層孔隙度大,滲透率高,單純注氣很容易發(fā)生氣竄現(xiàn)象,影響氣驅(qū)效果,因此選用注N2-WAG來避免這種情況的發(fā)生。

4 長巖心注N2驅(qū)替實驗

QK17-2區(qū)塊儲層孔隙度分布不均勻,變化范圍為3.6%～4.0%,平均32%,滲透率(0.02～7 600)×10-3μm2,平均279×10-3μm2,可見該油藏儲集層的連通性較好,非均質(zhì)性較強,屬較高孔、高滲油藏。其原油具有相對密度中等、含硫量低、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中等及含蠟量高的特點。選取了QK17-2區(qū)塊巖屑經(jīng)實驗室粉碎篩選后進行填砂管注N2、N2-WAG長巖心。其填砂管長度為100 cm,直徑為2.5 cm,平均孔隙度32.06%,平均滲透率1 246×10-3μm2。長巖心驅(qū)替實驗測試結(jié)果見圖4及圖5所示。

圖4 衰竭+注水含水率、原油采出程度及氣油比與注水量關系Fig.4 The relation of water content,oil recovery, GOR and water injection rate by depletion and waterflooding

圖5 不同情況下原油采出程度與注入量關系Fig.5 The relation of oil recovery factor and injection rate

從圖中可以看出,水驅(qū)含水率達80%時注N2較純水驅(qū)采收率提高2.35%,注N2-WAG較純水驅(qū)采收率提高4.46%～6.24%,有傾角條件下注N2-WAG較純水驅(qū)采收率提高11%～12.58%。根據(jù)QK17-2油田地層地勢情況,還對注氣時機進行了分析,得知:水驅(qū)含水率達80%與含水率達90%時的狀態(tài)下開始注N2-WAG,含水率80%比含水率90%開始注N2-WAG提高采收率0.72%,表明在較低含水率時實施注N2-WAG效果更好。因此,在較高滲透率油藏條件下,在注N2非混相驅(qū)油時,注入壓力對驅(qū)替效果的影響相對較小,應主要考慮防止氣竄和合理利用N2彈性能量和重力驅(qū)油,故選擇注N2-WAG驅(qū)油并盡可能尋找具有一定地層傾角的油藏的高部位注氣,有可能收到較好的效果。

5 結(jié)論與建議

針對QK17-2油田,在目前地層條件下注N2-WAG采收率較單純注水和單純注N2有所提高,帶傾角條件下注N2-WAG采收率將會進一步提高,其采收率較水驅(qū)提高約11%～12.58%。注N2-WAG非混相驅(qū)油時,首先要找到最佳注氣時機,并盡可能尋找具有一定地層傾角的油藏的高部位注氣,有可能收到較好的效果。在較高滲透率油藏條件下,在注N2非混相驅(qū)油時,注入壓力對驅(qū)替效果的影響相對較小,應主要考慮防止氣竄和合理利用N2彈性能量和重力驅(qū)油。

[1]赫恩杰,蔣明,許愛云,等.任11井山頭注氮氣可行性研究[J].新疆石油地質(zhì),2003,8(4):325-328.

[2]Jones L G,Cullick A S,Cohen M F.WAG Process Promises Improved in Cycling Gas Condensate Reservoir:Part 1——Prototype Reservoir Simulation Studies[C].SPE19113,1989.

[3]王進安,岳陸,袁廣鈞,等.氮氣驅(qū)室內(nèi)實驗研究[J].石油勘探與開發(fā),2004,6(3):119-121.

[4]Christensen J R,Stenby E H,Skauge A.Review of WAG Field Experience[C].SPE39883,1998.

Feasibility laboratory study on EOR by nitrogen-water alternate injection flooding in QK17-2 Oilfield

Wang Changquan1,Sun Lei1,Ren Yantao2,Shi Lihong3,Pan Yi1
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu610500,2.Oilf ield Services Ltd.,CNOOC,Tanggu300452;3.Sichuan University,Chengdu610065)

Water alternating gas flooding(WAG)is the effective way to increase the swept volume after waterflooding and weaken the fingering phenomenon generated by the viscosity difference.QK17-2 is a waterflooding oil field.It’s total water cut was more than 80 percent,which enters high water content period of mid-late development.QK17-2 oilfield faces the problems of high water content and low oil yield after waterflooding.In order to solve these problems,laboratory experiments have been carried out,including the phase state of formation fluid,nitrogen injection expansion,slim tube and long core displacement experiment.Through the results of experiments,the feasibility of EOR by N2-WAG after waterflooding was analyzed.It turned out that the effect of N2-WAGis the best,followed by waterflooding while the effect of nitrogen injection is the worst.The recovery of N2-WAGwithout dip angle and with dip angle is increased by 4.46%～6.24%and 11%～12.58%respectively than waterflooding.It is concluded that the recovery of N2-WAG with dip angle is the highest.

EOR;nitrogen injection;WAG;mechanism study

book=9,ebook=169

TE357.6;TE357.7

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.064

1008-2336(2010)03-0064-05

2010-03-08;改回日期:2010-04-13

王長權(quán),1979年生,男,在讀碩士,從事油氣相態(tài)理論及注氣提高采收率方面的研究。E-mail:wonque@163.com。