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(qū)長10油藏為構(gòu)造－巖性油藏，油藏原始地層壓力低，為13.05 MPa，壓力系數(shù)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(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)。前期注水開發(fā)實(shí)踐表明，注水壓力高，部分井出現(xiàn)注不進(jìn)現(xiàn)象。水驅(qū)試驗(yàn)表明，無水期驅(qū)油效率為43.33%，含水95%時驅(qū)油效率為49.98%，含水98%時驅(qū)油效率為50.86%，最終期驅(qū)油效率為54.14%，且見水后，采收率僅能提高6%［1］。注水開發(fā)效果不理想。

針對高52井區(qū)開發(fā)存在的問題，決定開展伴生氣驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。伴生氣驅(qū)可降低界面張力，在較低的地層壓力下實(shí)現(xiàn)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(qū)油效率，達(dá)到提高采收率目的。

1 伴生氣驅(qū)可行性研究

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

（2）室內(nèi)細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)顯示，長10油藏注氣混相驅(qū)的注入體積為1.2 PV時的驅(qū)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(qū)油效率高了30%，另外即使不混相，驅(qū)替壓力小于14.8 MPa，在多驅(qū)一定體積后，注入體積大于2.0PV時驅(qū)油效率也能達(dá)到80%以上，當(dāng)?shù)貙訅毫υ谠嫉貙訅毫Ω浇鼤r（13.05 MPa），注入體積為1.2 PV時的驅(qū)油效率為66.35%，說明高52井區(qū)無論是非混相驅(qū)還是混相驅(qū)其開發(fā)效果都是較好的（表1、圖1和圖2）。

表1 不同驅(qū)替壓力下伴生氣注入1.2PV的驅(qū)油效率

圖1 13.05 MPa時注入體積與驅(qū)油效率及氣油比

圖2 11.53 MPa時注入體積與驅(qū)油效率及氣油比

（3）同類油藏吐哈油田葡北油田進(jìn)行的氣水交替開發(fā)，實(shí)現(xiàn)了連續(xù)五年高速穩(wěn)產(chǎn)，采油速度最高達(dá)到6.9%，累積產(chǎn)油104.26×104t。與葡北油田的東部注水開發(fā)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(fā)的效果明顯好于注水開發(fā)［2］。

綜合室內(nèi)細(xì)管驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果和國內(nèi)同類油藏現(xiàn)場注氣成功開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為高52井區(qū)長10油藏注氣開發(fā)可行。

2 伴生氣驅(qū)開發(fā)方式及注入?yún)?shù)研究

2.1 注入介質(zhì)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(jīng)過壓縮機(jī)多級壓縮，重?zé)N組分析出，實(shí)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(xiàn)場可組織規(guī)模實(shí)施的注入氣為輕烴回收后的干氣，因此確定注入介質(zhì)為輕烴回收后的干氣（表2）。

2.2 混相驅(qū)或非混相驅(qū)的界定

要判斷為混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，首先就是確定最小混相壓力。通過3種經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算得出，高52井區(qū)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(qū)。

表2 長10油藏伴生氣組分分析 %

表3 不同經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算出的最小混相壓力結(jié)果 MPa

2.3 單井注入量研究

高52井區(qū)長10油藏溫度為60.5℃，注輕烴回收后的干氣。單井注入量經(jīng)驗(yàn)公式為：

式中：No——采油井?dāng)?shù)；Ng——注氣井?dāng)?shù)；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(shù)；Bg——伴生氣的體積系數(shù)；Bw——水的體積系數(shù)；ρo——地面原油的密度，kg／m3；Sw——采油井的初期含水率，小數(shù)；M——注采比，小數(shù)。

計(jì)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(shù)為0.0075，注采比為1.0時，初期按3600 m3／d配注執(zhí)行（表4）。

表4 單井日注氣量計(jì)算結(jié)果

2.4 驅(qū)替方式

選取注氣開發(fā)試驗(yàn)區(qū)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(qū)替裝置，開展了水驅(qū)、干氣驅(qū)和干氣／水交替驅(qū)3種驅(qū)替方式的長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，干氣／水交替驅(qū)的最終驅(qū)油效率最高，為63.3%，比水驅(qū)的最終采收率高29.4%［1］。

結(jié)合氣水交替驅(qū)段塞尺寸［1］，初步確定采用氣水交替驅(qū)油的開發(fā)方式，氣水替換周期為6個月。

3 先導(dǎo)性試驗(yàn)

3.1 井組的選擇

井組選擇原則：砂體發(fā)育、油層厚度較大、物性較好，伴生氣資源豐富，距站點(diǎn)較近，能夠提供足夠氣源，便于工程實(shí)施，降低投資和生產(chǎn)管理。

根據(jù)選井原則優(yōu)選高24－20、高24－22兩個注氣井組進(jìn)行先導(dǎo)性試驗(yàn)。

3.2 注氣工藝流程

根據(jù)注氣要求，注氣工藝設(shè)計(jì)為雙流程，確保設(shè)備、氣源充足連續(xù)。將處理后的伴生氣供至CNG加注站，通過壓縮機(jī)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(nèi)2臺為罐車加氣的壓縮機(jī)也可注氣。

3.3 試驗(yàn)初步效果

高24－20、高24－22井組對應(yīng)采油井13口，對應(yīng)區(qū)塊標(biāo)定遞減16.8%，相對于長10區(qū)塊整體遞減率28.1%，開發(fā)效果得到明顯改善。

4 結(jié)論及建議

（1）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，安塞油田高52井區(qū)長10油藏采用注伴生氣的開發(fā)方式能夠有效提高采收率，改善開發(fā)效果。

（2）在注入?yún)?shù)、注入量和注入工藝研究基礎(chǔ)上，優(yōu)選2個井組，成功開展了先導(dǎo)試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明區(qū)塊綜合遞減下降了11.3%。

（3）注氣試驗(yàn)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(yàn)具有重要的指導(dǎo)意義，建議加強(qiáng)地層壓力、氣驅(qū)前緣等相關(guān)測試。

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

［2］郭平，杜志敏.葡北油田氣水交替注烴混相驅(qū)開發(fā)研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2004，26（8）：25－27

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

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