袁玉鳳 汪周華 羅登宇

(西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500)

隨著油氣田勘探的深入，難采儲量所占的比例越來越大，低滲稠油油藏逐漸成為開發(fā)主力層［1］。全球稠油資源非常豐富，稠油和超稠油資源總量估計超過400億t。中國稠油資源儲量豐富，陸上稠油、瀝青資源約占石油總資源量的 20%以上［2］，但此類油藏具有滲透率低、黏度高、密度大、開采流動阻力大等特征，無法正常開發(fā)和動用［3－4］，采用衰竭式開發(fā)采收率相當?shù)停?］。與此同時，注氣提高采收率技術(shù)作為低滲稠油油藏提高采收率的重要技術(shù)手段越來越受到重視［6－8］。本文通過長巖心驅(qū)替實驗，分別進行純水驅(qū)、純CO2驅(qū)、純煙道氣驅(qū)、煙道氣—氣水交替驅(qū)以及CO2—氣水交替驅(qū)5組長巖心驅(qū)替實驗，分析各種驅(qū)替方式的驅(qū)油效率、動態(tài)特征及其影響因素。

1 研究思路

西部某油藏埋藏淺(600～1500 m)，平均孔隙度為16.5%，平均滲透率為2.1 ×10－3μm2，油藏類型為邊水層狀斷塊油藏，油藏中部埋深970 m，壓力系數(shù)為0.71～0.85，屬于異常低壓系統(tǒng)。地層溫度下脫氣原油黏度為393 mPa·s，50℃時脫氣原油黏度為135 mPa·s，為低壓、低滲稠油油藏。

針對油藏概況，設(shè)計以下研究思路:首先對配制地層原油進行高壓物性分析，得到原油的飽和壓力、體積系數(shù)、黏度和密度等基本物性參數(shù);其次在地層溫度35℃、注氣壓力8 MPa的條件下分別進行純水驅(qū)、純CO2驅(qū)、純煙道氣驅(qū)、煙道氣 —氣水交替驅(qū)以及CO2—氣水交替驅(qū)5組長巖心驅(qū)替實驗，評價各種驅(qū)替方式，對油藏開發(fā)方法進行優(yōu)選。

2 實驗部分

2.1 長巖心驅(qū)替裝置

長巖心實驗研究在加拿大Hycal長巖心驅(qū)替裝置上完成，實驗流程如圖1所示。此套流程主要由水體、注入泵系統(tǒng)、長巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、壓差表、控溫系統(tǒng)、液體餾分收集器、氣量計和氣相色譜儀組成。其中1 m長的三軸長巖心夾持器是長巖心驅(qū)替裝置中的關(guān)鍵部分，主要由長巖心外筒、膠皮套和軸向連接器組成。

圖1 長巖心實驗流程圖

2.2 實驗巖心

實驗巖心取自于某井天然巖心，選取巖心6塊，長巖心的平均滲透率為21×10－3μm2，總長度為44.829 cm。為了消除巖石的末端效應(yīng)，每塊短巖心之間用濾紙連接。長巖心從入口至出口的排列方法按照巖心滲透率從大變小的順序。實驗巖心數(shù)據(jù)見表1。

表1 長巖心驅(qū)替實驗巖心基本參數(shù)

2.3 實驗流體

(1)地層水樣品的準備。實驗用水根據(jù)地層水分析實驗結(jié)果配置，水型為NaHCO3型，總礦化度為13741，通過分析地層水得到各項參數(shù)(表2)。

(2)油樣準備。實驗所用原油取自于某油井，原油的基本特征參數(shù)為:飽和壓力1.833 MPa，單次脫氣地層原油體積系數(shù)為1.0188，單次脫氣汽油體積比為4.54，單次脫氣原油收縮率為64%，地層原油和脫氣油密度分別為 0.9102 gcm3和0.9096 gcm3。

表2 地層水分析數(shù)據(jù)表

2.4 長巖心實驗過程

本研究共設(shè)計5組實驗，實驗溫度均為地層溫度35℃，實驗驅(qū)替壓力為地層壓力8 MPa。首先將拼接好的巖心裝入長巖心夾持器，加環(huán)壓，測試系統(tǒng)的密封性;接著抽空系統(tǒng)，使地層水飽和，測試巖心孔隙體積和水相滲透率;再控制回壓在8 MPa，升溫至地層溫度35℃，恒溫24 h;然后將配制的地層流體以0.125 mLmin的速率注入巖心，直到出口端不出水為止，精確計量出水量、飽和油量，計算束縛水飽和度;最后開始進行地層溫度和壓力下設(shè)計的幾組實驗:(1)原始地層條件下水驅(qū)實驗;(2)原始地層條件下CO2驅(qū)實驗;(3)原始地層條件下煙道氣驅(qū)實驗;(4)原始條件下煙道氣 —氣水交替實驗，氣水比1∶1，段塞 HCPV為 0.1;(5)原始條件下CO2—氣水交替實驗，氣水比1∶1，段塞 HCPV為0.1。根據(jù)實驗計算注入量、瞬時產(chǎn)油、產(chǎn)水、產(chǎn)氣、驅(qū)替壓差等。

3 長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果分析

對5組實驗進行對比分析，得到圖2、圖3及表3。

由圖2可知，5組實驗的驅(qū)替壓差隨著注入烴類孔隙體積的增加均呈現(xiàn)波動式變化，驅(qū)替壓差隨注入烴類孔隙體積增加而呈現(xiàn)快速上升的趨勢，而后在水或氣突破后，驅(qū)替壓差呈現(xiàn)下降的趨勢。其中注水驅(qū)替實驗的驅(qū)替壓差下降幅度最小，直到驅(qū)替結(jié)束，一直保持較高壓差;而注CO2驅(qū)替實驗的驅(qū)替壓差下降幅度最大，保持較低的壓差，其他3組驅(qū)替實驗的驅(qū)替壓差變化趨勢較一致。

圖2 5組實驗驅(qū)替壓差對比分析

圖3 4組實驗氣油比對比分析

由圖3可知，有4組實驗的氣油比隨著注入烴類孔隙體積的增加均呈現(xiàn)波動式變化，氣油比在氣突破前均保持不變，而在氣突破后，氣油比呈現(xiàn)快速上升的趨勢。其中注CO2驅(qū)的氣油比上升趨勢最明顯，幅度最大，其他3組氣驅(qū)實驗氣油比在氣突破后也呈上升趨勢，但上升幅度不大。

表3 長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果

從表3可以看出，4種氣驅(qū)驅(qū)替方式的采收率明顯高于水驅(qū)，其中氣水交替比水驅(qū)提高采收率效果更加明顯，幅度更大，且CO2—氣水交替驅(qū)實驗提高采收率幅度最大。前3組實驗中水或氣的突破時間均在注入體積為0.3～0.4時，而后2組氣水交替驅(qū)的氣和水突破時間較晚，氣的突破在注入體積為0.6～0.7時，水的突破在注入體積為0.7～0.8時。可以看出，氣水交替實驗中注入水的段塞將阻礙氣的滲流，延緩氣體的突破時間，提高氣體的波及效率;5組實驗中注水驅(qū)的注入體積最大為2.6156，而煙道氣—氣水交替驅(qū)驅(qū)替實驗的注入體積最小為1.7405。比較以上5組實驗，2組氣水交替驅(qū)的開采效果較好，而 CO2—氣水交替驅(qū)驅(qū)替實驗(段塞比為1∶1)的采收率更高。

分析以上現(xiàn)象產(chǎn)生的原因，認為在氣水交替驅(qū)驅(qū)替實驗中，水將首先進入到大孔道中，增加氣滲流阻力。一方面由于賈敏效應(yīng)阻礙注入氣進入大孔道中使其轉(zhuǎn)向而進入小孔道中，提高注入氣的掃油面積;另一方面延緩注入氣的突破時間，提高了體積波及效率，進而提高采收率。

4 結(jié)語

5組長巖心注氣實驗表明，直接注水、CO2驅(qū)、煙道氣驅(qū)最終采收率差距不大，分別為37.57%、43.1%、39.23%。油藏流體黏度大，注入單一流體在儲層中形成兩相黏度差異較大滲流，低黏度流體突破較早，基本在注入體積為0.3～0.4時突破，3種注入方式采收率差異不大。

CO2—水、煙道氣 —水交替驅(qū)流體突破時間晚，當基本注入體積為0.6～0.7時才突破。分析認為在儲層中形成三相滲流環(huán)境，中間黏度流體起到類似調(diào)剖作用，最終油采收率分別達到61.33%和56.92%。

根據(jù)5組長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果，綜合考慮采出程度、突破時間、注入量、注入壓差等因素，CO2—水交替驅(qū)或煙道氣—水交替驅(qū)作為首選注氣方式。

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