敖文君 （石油工程教育部重點實驗室 （中國石油大學 （北京）），北京102249 中國石化石油勘探開發(fā)研究院采收率所，北京100083）

趙仁保，楊曉盈 （石油工程教育部重點實驗室 （中國石油大學 （北京）），北京102249）

王銳，周宇 （中國石化石油勘探開發(fā)研究院采收率所，北京100083）

我國低滲透油藏資源儲量豐富，在2002年已探明地質(zhì)儲量達到了63×108t，但由于其滲透率低，且儲層中水敏性黏土礦物遇水后容易發(fā)生膨脹，使孔隙堵塞，滲透率下降，注水困難，水驅(qū)采收率低。注烴氣是提高低滲透油藏原油采收率的重要方法之一，烴類氣常分為富氣、貧氣、液化氣3種，因這些氣體具有油藏中原油的某些特性，在注入開采時可以直接注入，且不腐蝕管線，也不損害地層，同時能夠有效地降低界面張力和原油黏度［1，2］，使得這一技術在低滲透輕質(zhì)油藏和水驅(qū)后油藏中具有很好的驅(qū)油效果，并得到了國外的廣泛應用。全世界正在實施注氣采油項目共有188個，其中注CO2采油項目有122個，占65%，注烴類氣采油項目38個，占20%［3］。由于受到氣源和壓縮機裝備等條件的制約，注烴氣驅(qū)發(fā)展相對緩慢，大多數(shù)都處于小型礦場試驗或室內(nèi)研究階段。不過隨著注氣工藝的發(fā)展與氣源的不斷發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)已有長慶、吐哈、大慶、新疆等多個油田實施了注烴氣礦場試驗［4］，并取得了較好的效果。

1 流體性質(zhì)

試驗所用的原油和天然氣都來自于某一油井，根據(jù)開發(fā)初期該油藏區(qū)塊的原始PVT數(shù)據(jù)及地層壓力、溫度和汽油比等資料，進行了原油配制，所測得的原油及注入富氣組成見表1。原油飽和壓力為18．15MPa，單次脫氣原油溶解氣油比為136．839m3／m3，地層油體積因數(shù)1．350，地層油平均溶解氣體系數(shù)7．539m3／（m3·MPa），地層油體積收縮率25．926%，活油 （即在地層壓力下溶解有氣體的液態(tài)烴）密度0．695g／cm3，黏度0．989mPa·s；死油 （即油氣藏烴類流體經(jīng)單次脫氣到大氣條件下所得到的液態(tài)烴）密度0．815g／cm3，黏度2．531mPa·s，摩爾質(zhì)量203．568g／mol。地層壓力為25MPa，地層溫度為61．7℃。通過對原油物性的分析，可以看出原始地層條件下為揮發(fā)油，這是隨著不斷開采，地層壓力下降，原油脫氣的結果。

表1 井流物與富氣的組成

2 試驗結果分析

2.1 對流體相態(tài)的影響

樣品在油藏溫度條件下，通過PVT高壓物性測試儀，分別測定了在不同的注氣摩爾分數(shù)下，流體的壓力與相對體積的關系，如圖1所示?？梢钥闯?，在不同的注氣摩爾分數(shù)下，都有相同的壓力和體積變化趨勢，即隨著壓力的不斷降低，相對體積曲線開始比較平緩，但是壓力降低到一定值后，出現(xiàn)轉折點，然后迅速上升，曲線的轉折點對應的壓力即為泡點壓力。在低于泡點壓力下，相對體積隨壓力增大的速率是逐漸變大的。這是因為經(jīng)過泡點后產(chǎn)生了相變，流體從純液相變?yōu)闅庖簝上?，且隨著注氣摩爾分數(shù)的增加，其泡點壓力下的P-V關系曲線緩慢向右移動。同時注氣摩爾分數(shù)越大，曲線轉折點越平滑，說明泡點壓力隨著富氣注入量的增加，逐漸變大；更重要的是，泡點壓力的升高，將會提高注入氣對原油的抽提和萃取作用［5］，這樣油相中的輕組分就會被大量的抽提到氣相中，氣相中的輕組分相應地溶解于油相中，氣液兩相間的差別會越來越小。

圖1 不同注氣摩爾分數(shù)下的壓力與相對體積的關系

表2 不同摩爾分數(shù)的富氣注入后地層原油相態(tài)特征的變化

2.2 對流體物性的影響

根據(jù)不同摩爾分數(shù)富烴氣注入后地層原油相態(tài)特征的變化情況 （表2），可以看出隨著注氣量的增加，原油的飽和壓力逐漸升高，體積因數(shù)變大，黏度逐漸降低。原油黏度的降低將使原油的流動能力提高很多，同時也會改善油水流度比，從而擴大波及體積，提高驅(qū)油效率；而原油膨脹能力的提高，不僅可以增加地層彈性能量，還有利于膨脹后的剩余油脫離巖石表面及地層水的束縛，使原來的束縛油變?yōu)榭蓜佑停?qū)油效率升高，油藏采收率提高。

在油藏溫度下分別測定注入不同摩爾分數(shù)氣體時原油的體積因數(shù)、泡點壓力和黏度，從而得出在不同注氣摩爾分數(shù)下，原油膨脹能力、泡點壓力、降黏效果的變化規(guī)律 （圖2～4）。

圖2 不同注氣摩爾分數(shù)對原油體積因數(shù)的影響

圖3 不同注氣摩爾分數(shù)對原油泡點壓力的影響

從圖2可以看出壓力對地層油膨脹性的影響要比注富烴氣小，同一注氣摩爾分數(shù)下，隨著壓力的增加，原油體積因數(shù)幾乎不變；但隨著富氣注入摩爾分數(shù)的增加，體積因數(shù)逐漸增大，且其增加的幅度也越來越大。在泡點壓力下，當注氣摩爾分數(shù)從10%增加到50%的過程時，體積因數(shù)從1．06擴大到1．455，增加了39．5%，表明原油的膨脹能力得到了很大的提高，這是因為在較高壓力下，當原油中溶有大量富烴氣時，原油體系將從普通黑油轉變?yōu)閾]發(fā)油的特征［6］，從而使地層原油的溶脹特性得到很好的改善。

從圖3可以看出，向地層油中注入富氣將引起泡點壓力的升高，而且隨著注富氣摩爾分數(shù)的增加，油氣體系的泡點壓力上升加快，說明原油對氣的溶解能力隨著注氣量的增加而降低，使得泡點壓力升高加快。所以在進行注富氣混相驅(qū)試驗時，其所需要的最小混相壓力將增加，使得很難實現(xiàn)一次接觸混相驅(qū)，需要經(jīng)過多次的反復接觸才能實現(xiàn)混相驅(qū)。

從圖4可以看出，在不同的富氣注入摩爾分數(shù)下，黏度都是隨著壓力的降低先下降，然后又上升，即飽和壓力下的黏度最低。同時隨著富氣注入摩爾分數(shù)的不斷增加，各飽和壓力下的黏度曲線都向下移動，這說明隨著注入氣的增加，體系的泡點壓力上升，原油的黏度逐漸降低，該過程表現(xiàn)為，注氣量越多，更多的輕質(zhì)組分溶于原油，使得原油中的重質(zhì)組分相對減少，地層原油的性質(zhì)逐漸變好。

圖4 不同摩爾分數(shù)注入氣對原油黏度的影響

3 細管驅(qū)替試驗

最小混相壓力測試方法很多，該次試驗是通過長細管模型模擬驅(qū)替試驗測定最小混相壓力。細管驅(qū)替試驗是通過向細管中填充石英砂，這樣較符合油層多孔介質(zhì)中油氣驅(qū)替過程，并可以很好地排除不利的重力分離、流度比、巖性非均質(zhì)、黏性指進等因素帶來的影響。

試驗設備主要包括：注入泵系統(tǒng)、長細管、回壓閥、溫控裝置、可視窗、液體餾分收集器、氣量計和氣相色譜儀等部分。試驗所用的長細管為20m，直徑為4mm，細管孔隙體積為75mL。試驗流程：①將細管清洗干凈后，用甲苯充滿整個細管，并恒定到試驗溫度和試驗壓力，調(diào)節(jié)回壓閥壓力到所需壓力；②緩慢打開細管模型入口閥，用樣品頂替甲苯，注入2．0PV油樣；③在試驗溫度、試驗壓力和恒定注入速度下，用注入氣驅(qū)替模型中的地層原油，當累計進泵超過1．20PV后停止驅(qū)替。

圖5 不同富氣注入壓力與累計采收率的關系曲線

圖6 不同壓力下注氣量與驅(qū)油效率的關系

圖5 為富氣注入量1．2PV （孔隙體積）時，不同富氣注入壓力與累計采收率的關系曲線。從測定結果可以得出，隨著富氣注入壓力的增加，累計采收率開始增加很快，出現(xiàn)轉折點后，趨于平緩。該轉折點處的壓力即為最小混相壓力。通過計算可得，在61．7℃下，該油藏最小混相壓力為34．74MPa，表明為了達到富氣混相驅(qū)，油藏壓力要求比較高。

圖6為在混相與非混相條件下注氣量與驅(qū)油效率的關系。從圖中可以看出混相條件下的驅(qū)油效率明顯比非混相條件下的高，同時混相驅(qū)達到最大采出程度的時間要比非混相驅(qū)早。這是因為在富氣與原油接觸的過程中，發(fā)生了接觸、混合、對流傳質(zhì)等過程，以甲烷為主的輕烴組分與原油發(fā)生混相后，將首先從細管出口端流出，使得這部分注入氣損失，有效驅(qū)替體積較小，最終非混相驅(qū)的氣體突破相對滯后，雖然在非混相驅(qū)過程通過攜帶作用，也可以實現(xiàn)較高的洗油效率，但與混相驅(qū)相比，不僅實施周期長，同時注氣量大很多［7～9］。

4 結論

1）富氣注入量的增加，將使得泡點壓力增大，同時注入氣對原油的抽提和萃取作用也越來越強，更多的輕組分溶于原油及原油中的輕質(zhì)組分被萃取到注入富氣中，這使得氣液兩相間的差別越來越小。

2）泡點壓力的增加，會使原油溶解富氣的能力降低。因此在進行混相驅(qū)試驗時，最小混相壓力將增加，富氣與原油很難實現(xiàn)一次接觸混相驅(qū)，只有經(jīng)過多次的反復接觸才能實現(xiàn)混相驅(qū)。

3）原油溶解富氣后，可以有效降低原油黏度，改善原油特性；同時原油的膨脹能力也將得到很大提高，使得由于地層壓力降低而變?yōu)槠胀ê谟偷牡貙釉?，具有揮發(fā)油的特性，地層原油的溶脹特性得到改善。

4）一般富氣混相驅(qū)適應于地層壓力比較高的油藏，與非混相驅(qū)相比，可以注入更少的氣量和在更短的周期達到最大開采程度。

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