李　斌，翟　波，李鳳新，張陽勇，羅新占，鐘　虹

(新疆石油工程設計有限公司，新疆　克拉瑪依　834000)

?

氣驅提高原油采收率技術研究應用進展

李斌，翟波，李鳳新，張陽勇，羅新占，鐘虹

(新疆石油工程設計有限公司，新疆克拉瑪依834000)

介紹了氣驅提高采收率的機理，并分析其影響因素，綜述了CO2驅、氮氣驅、天然氣驅和空氣驅的研究應用進展。氣驅具有高效驅油、成本低廉的獨特優(yōu)勢，不但能夠解決低滲透油藏開發(fā)面臨的難題，而且進一步提高水驅、聚合物驅后油藏的采收率。同時，氣驅技術存在一些不容忽視的局限性和不利因素，所以要加強注氣驅提高采收率的理論和實驗研究，為進一步提高原油采收率打下基礎。

氣驅；CO2驅；氮氣驅；天然氣驅；空氣驅；提高采收率

油藏開采分為三個階段，“一次采油”階段利用油藏本身的天然能量采出原油；“二次采油”階段通過注入流體(水)保持油藏壓力提高原油的采收率；“三次采油”包括除常規(guī)注水注氣外的所有強化采油措施。目前我國大部分原油產(chǎn)量都來自于提高采收率技術(EOR/IOR)。隨著油田開發(fā)的深入，油井含水率不斷升高，注水開發(fā)中暴出的問題日益突出，開發(fā)難度越來越大，開發(fā)成本越來越高。

注氣驅是繼水驅、聚合物驅、蒸氣驅之后提高原油采收率的又一重要途徑，目前在國外已成為除熱采之外發(fā)展較快的提高采收率方法。氣驅包括CO2、N2、天然氣、空氣及煙道氣等的混相驅和非混相驅[1]。

1　注氣提高原油采收率機理及其影響因素

1.1氣驅提高原油采收率機理

氣驅采油可分為混相驅和非混相驅兩種方式，混相是指當兩種或多種流體按任何比例混合時，沒有相界面形成，保持單一均質相，若有相界面存在，則認為是非混相的[3]?；煜囹屘岣卟墒章实臋C理是驅替介質與地層原油在油藏條件下形成混相，消除界面使得多孔介質中的毛細管力降至零，從而驅替出因毛細管效應所圈閉的原油，混相驅理論上采收率可達100%，但在油田實際開發(fā)過程中受油藏非均質性、重力分離及粘性指進等因素的影響，采收率大幅降低。

混相驅的驅油效果優(yōu)于非混相驅，但要達到混相壓力極高，采油條件苛刻，現(xiàn)場一般采用非混相驅。非混相驅過程中一部分氣體溶于油藏流體中，一部分保留為上相，形成兩相體系。其中上相向前運移，與更多的油藏流體接觸，從油藏流體中抽提出部分輕烴組分形成混相驅替帶。非混相驅的主要采油機理是[2-6]：

(1)降低原油的黏度。CO2或天然氣等注入油層后，隨著壓力升高，注入氣的溶解度增大，原油的黏度隨之降低，流動性增強。

(2)混相效應。注入氣與原油混相以后，萃取原油中的輕烴組分，形成注入氣和輕烴的混合油帶降低界面張力、有效驅替原油。

(3)補充地層的壓力。氣驅可將地層流體壓力維持在一定的水平上，例如：使其處于露點壓力、泡點壓力、現(xiàn)有地層壓力上，保持單一的相態(tài)、或使產(chǎn)油井具有一定的產(chǎn)液能力。

(4)擴大波及系數(shù)。非混相驅中一部分氣體溶解在油中，另一部分則呈游離態(tài)，氣體的重力超覆作用可顯著擴大油層中的垂向波及系數(shù)，將水驅時難以動用的頂部油層剩余油驅替出來。

1.2氣驅提高原油采收率的影響因素

影響注氣采收率的客觀因素主要包括以下五方面[7]：

(1)油層物性，包括滲透率、孔隙度、油水粘度比；

(2)原始地質儲量的品質，包括單儲系數(shù)、儲量豐度；

(3)儲層構造復雜程度；

(4)儲層非均質程度，包括滲透率變異系數(shù)、油層連通率、平面非均質性等；

(5)儲層能量狀態(tài)，包括溶解氣油比、原油體積系數(shù)及注氣時的地層壓力、含油飽和度等。

2　氣驅提高原油采收率技術的研究及應用

2.1CO2驅

CO2驅油是一種很具發(fā)展?jié)摿Φ奶岣卟墒章始夹g，據(jù)國際能源機構評估認為，全球適合CO2驅油開發(fā)的資源約為3000～6000億桶。CO2可從工業(yè)設施如發(fā)電廠、化肥廠、水泥廠、化工廠、煉油廠、天然氣加工廠等排放物中回收，既實現(xiàn)了溫室氣體的減排，又可達到增產(chǎn)油氣的目的。

CO2驅的注入方式有連續(xù)注入、水氣交替、CO2吞吐等，其中周期注氣結合了連續(xù)注氣、水氣交替和注氣吞吐的優(yōu)點，能夠增大CO2的波及系數(shù)，改善層間矛盾，適合于特低滲透油藏[8]。在CO2驅之前，需要經(jīng)過充分細致的研究和先導試驗來評價CO2混相驅的可行性。主要包括油藏篩選、室內(nèi)實驗評價、油藏數(shù)值模擬、經(jīng)濟風險評價、先導試驗，同時，可行性評價時還需要考慮CO2對儲層、擾流、腐蝕、鈣質與瀝青質沉積等的影響[9]。

美國的CO2驅是繼蒸汽驅之后的第二大提高采收率技術，據(jù)美國68個CO2驅項目的統(tǒng)計[10]，CO2驅的采收率提高幅度為7%～22%。密西西比州Little Creek油田于1973年開始注CO2混相驅，總采出程度提高35.1%；德克薩斯州Seminole Unit-Main Pay Zone油田于2000年開始注CO2驅，增產(chǎn)原油129.5×104t/a；肯塔基州Big Sinking油田采用CO2吞吐開采，5年累計注氣595×104m3，增產(chǎn)原油2.43×104t[11]。加拿大Kelly-Snyder油田與Weyburn油田先后開展了CO2驅油，其中，Kelly-Snyder油田4PA區(qū)塊和17PA區(qū)塊采收率分別提高9%和5.5%，在CO2驅轉后續(xù)水驅，采收率進一步增加。

我國先后在江蘇、中原、大慶、勝利等油田進行了注CO2驅油現(xiàn)場試驗[12-15]。勝利油田已開展了多個區(qū)塊的注CO2驅研究，并于2008年在高89-1塊實施了CO2驅先導試驗，先導試驗區(qū)總井數(shù)24口，其中油井14口、注入井10口。2008年1月開始試注，穩(wěn)定注氣壓力4 MPa。日注液態(tài)CO240 t，地層能量逐步恢復，由注入前的23.2 MPa上升到26.3 MPa，日產(chǎn)原油量由25.5 t上升至45 t，取得了較好的開發(fā)效果[16]。

2.2氮氣驅

氮氣驅作為一種驅油方法因其資源、地域不受限制，且隨著制氮技術的不斷進步和制氮成本的不斷降低，越來越體現(xiàn)出其巨大的優(yōu)越性，尤其是在注水難以實現(xiàn)有效開發(fā)的低滲透油藏、凝析氣油藏和正向構造油藏。

美國和加拿大在注氮氣方面一直處于領先地位，已形成一套從制氮氣、注氮氣和脫氮氣的完整體系。據(jù)美國《油氣雜志》統(tǒng)計[17]，2002年正在實施的N2驅項目6個，其中美國4個、墨西哥1個、委內(nèi)瑞拉1個，計劃實施的有2個。美國Painter油田1980年開始注氮氣和水，從油藏頂部注入氮氣，重力作用使氮氣前沿穩(wěn)定地推進，提高垂向掃掠系數(shù)，同時向水層注水防止原油向水層運移，預計最終可采原油量1548×104t，占原油地質儲量的68%，采收率提高41%[18]。

由于氮氣較低的導熱系數(shù)(0.0205 W/m·K)和較大的壓縮性，具有較好隔熱的作用，適用于注蒸汽熱采技術的隔熱助排措施。在油套環(huán)空注入溫度為80～100 ℃的氮氣，油管注入蒸汽，氮氣和蒸汽混合進入地層后燜井，油井采油時氮氣體積膨脹促進油水返排，增加油井產(chǎn)量，延長油井生產(chǎn)周期。遼河油田采用氮氣-蒸汽混合驅熱采技術改善稠油開采效果，通過注入氮氣，補充了地層能量，氮氣檢測結果表明，其波及范圍比較均勻，能起到調(diào)解汽竄、改善吸汽剖面的作用。從1998-2003年期間，遼河油田先后開發(fā)了氮氣隔熱助排、氮氣泡沫調(diào)剖工藝技術和蒸汽-氮氣混合驅等技術，累計增產(chǎn)原油54322 t，創(chuàng)造效益6308萬元[19]。遼河油田杜66塊經(jīng)多輪次吞吐后，單井產(chǎn)量只有1 t左右。1998年，曙光采油廠在杜66塊曙1-47-30井實施氮氣隔熱助排技術，注入氮氣11.7×104m3，注入蒸汽800 m3，井口壓力由1.5 MPa上升到7 MPa，產(chǎn)液量由原來的2 m3/d增加到20 m3/d，油井采出液含水率大幅度下降[20]。

2.3天然氣驅

相比于其他注氣采油技術，天然氣注入油層后更容易達到近混相、甚至混相驅替。影響天然氣驅開發(fā)效果的因素主要包括：含油飽和度、注入氣組成、壓力保持水平、注入速度、段塞大小、首段塞大小和水氣比等[21-24]。

許振華等[22]研究了中原橋口油田南八仙淺層橋69-08井注天然氣驅，其注入氣為含甲烷89.3%的天然氣，細管法測得該油藏最低混相壓力為18.0 MPa；混相驅與非混相驅相比，氣體突破時間延長、采出程度高，注入壓力對混相驅過程的影響也較小。文南油田文72塊沙三中深層低滲透油藏注天然氣物模驅油實驗結果表明：與常規(guī)的注水驅采油相比，連續(xù)注氣可顯著地提高注入能力，使含水率顯著下降，最終采出程度提高22.08%[23]。但在天然氣驅水氣交替注入時，每次由注水轉注氣時容易形成天然氣水合物，影響注氣工作的正常進行。

2.4注空氣采油

注空氣采油過程不僅具有一般氣驅的作用，同時空氣中的O2和原油接觸后發(fā)生低溫氧化反應，產(chǎn)生的熱量能夠有效加熱油層，原油氧化后生成烴類氧化物具有表面活性，可降低油水界面張力、提高洗油效率。因此，注空氣采油過程包含了煙道氣驅、CO2驅、原油低溫氧化反應放熱等多種提高采收率機理[24-25]。

注空氣采油項目已被列入美國國家能源部特別資助的提高采收率項目，現(xiàn)場注空氣驅配套技術完善。從1967年開始，Amoco、Gulf和Chevron公司在美國先后對不同的水淹輕質油油藏開展了注空氣現(xiàn)場試驗，增油效果顯著[26]。

注空氣采油過程受油層條件、原油性質和操作參數(shù)等因素的影響，TOTAL公司開展了注空氣提高采收率驅替實驗研究，結果表明氧氣消耗量、CO與CO2生成量與油藏溫度有關，與空氣中氧氣含量的多少沒有太大關系[27]。與熱采和化學驅技術相比，注空氣采油技術操作成本更低、油藏適應性更廣、最終采收率和經(jīng)濟效益更高、對環(huán)境的影響更小[28]。

目前，注空氣采油主要存在兩個問題[29]：首先是安全問題，在空氣驅實施過程中，當氧氣含量過高時會發(fā)生爆炸危險，需要合理控制注氣速度和注氣量，使得注入地層的氧氣能被充分氧化消耗掉，保證生產(chǎn)井中的氧氣含量在安全范圍內(nèi)；其次是在長期注空氣過程中原油被氧化，原油密度和粘度增加，流動性變差。嚴格控制氧氣注入量、注氣速度以及燜井時間，并在井下加助劑降粘等將是解決以上問題的主要出路。

3　結論及建議

受國際油價持續(xù)走低的影響，如何降低油田開發(fā)成本將是油田工作者關注的重點。氣驅以其高效的驅油、成本低廉的獨特優(yōu)勢，成為提高原油采收率技術的發(fā)展趨勢，氣驅不但能夠解決低滲透油藏開發(fā)面臨的難題，而且進一步提高水驅、聚合物驅后油藏的采收率。

注氣開發(fā)技術在發(fā)揮其優(yōu)勢的同時，存在一些不容忽視的局限性和不利因素：①易發(fā)生指進，非均質性油藏的氣竄嚴重，波及效率低；②注CO2和空氣存在腐蝕問題；③瀝青質沉積問題等。因此針對不同油藏要因地制宜，選擇不同的氣源和驅替類型及注入方式，并且可結合氣水交替注入技術和泡沫驅技術嚴格控制氣竄，此外還需要建立包括注入工藝、動態(tài)監(jiān)測、防氣竄和注采調(diào)控技術等一套完整的注氣配套技術。

[1]李士倫,孫雷,郭平,等.再論我國發(fā)展注氣提高采收率技術[J].天然氣工業(yè),2006,26(12):30-34.

[2]張廣東,劉建儀,孫天禮,等.關于注烴氣非混相驅油藏篩選準則的探討[J].鉆采工藝,2008, 31(2):86-87.

[3]鄭存川,唐曉東,黃元東,等.CO2在油田開發(fā)中的應用[J].油田化學,2011,28(3):349-353.

[4]凌建軍,黃鵬.非混相二氧化碳開采稠油[J].油氣采收率技術,1996,3(2):45-50.

[5]談士海,張文正.非混相CO2在油田增產(chǎn)中的應用[J].石油鉆探技術,2001,29(2):58-60.

[6]Jha K N A.Laboratory study of heavy oil recovery with carbon dioxide[J].J Canad Petrol Technol,1986(March-April):54-63.

[7]高弘毅,侯天江,吳應川.注天然氣驅提高采收率技術研究[J].鉆采工藝,2009,32(5):25-27.

[8]何應付,周錫生,李敏,等.特低滲透油藏注CO2驅油注入方式研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學報),2010,32(6):131-134.

[9]湯勇,尹鵬,汪勇,等.CO2混相驅的可行性評價[J].西南石油大學學報(自然科學版),2014, 36(2):133-138.

[10]Taber J.J.EOR Screening Criteria Revisited-Part1:Introduetion to Screening Criteria and Enhanced Recovery field Projects[A].SPE 35385,1997.

[11]沈平平,廖新維.二氧化碳地址埋存與提高采收率技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009: 1-255.

[12]李向良,李振泉,郭平,等.二氧化碳后續(xù)驅的長巖心物理模擬[J].石油勘探與開發(fā),2004, 31(5):102-104.

[13]李士倫,周守信,杜建芬,等.國內(nèi)外注氣提高石油采收率技術回顧與展望[J].油氣地質與采收率,2002,9(2):1-5.

[14]蔣明,赫恩杰.二連低滲透砂巖油藏開發(fā)中的幾點認識[J].石油學報,2000,21(4):58-64.

[15]劉炳官,朱平,雍志強.江蘇油田CO2混相驅現(xiàn)場試驗研究[J].石油學報,2002,23(4):56-60.

[16]張冬玉.CO2驅技術及其在勝利油田的應用前景[J].油氣田地面工程,29(5):50-52.

[17]Kuo,J.World’s largest N2-generation plant starts up for cantarell reservoir pressure maintenance[J].Oil Gas J,2001,99(11):41-47.

[18]Kuehne,DonaldL,Ehman,et al.Design and Evaluation of a Nitrogen-Foam Field Tria[A]. SPE: 17381-PA,1990.

[19]高超勇.應用氮氣提高稠油熱采效果工藝技術在遼河油區(qū)的應用[J].特種油氣藏,2003,10:88-94.

[20]孫德浩.油井注氮氣增產(chǎn)技術的研究與應用[J].斷塊油氣田,2003,10(5):61-62.

[21]王娟,郭平,張茂林,等.油藏注烴氣影響因素研究[J].西南石油大學學報,2007,29:68-71.

[22]許振華,龔寶強,許振波,等.橋口油田天然氣驅提高采收率室內(nèi)實驗研究[J].油田化學,2005, 22(3):206-209.

[23]羅松剛,黃愛君,王進安,等.文72塊沙三中注天然氣提高采收率物理模擬試驗[J].斷塊油氣田,2003,10(2):51-54.

[24]Clara C,DurandeauM.Laboratory studies for light-oil air in jection projects: potential application in Handil Field[A].SPE 64272,2000.

[25]張旭,劉建儀,易洋,等.注氣提高采收率技術的挑戰(zhàn)與發(fā)展——注空氣低溫氧化技術[J].特種油氣藏,2006,13(1):6-9.

[26]李松林,王東輝,陳亞軍.利用高壓注空氣技術開發(fā)低滲透輕質油油藏[J].特種油氣藏,2003, 10(5):35-37.

[27]Clara C,Durandeau M,Quenault G,et al.Laboratory Studies for Light Oil Air injection projects:potential application in Handil Field[A].SPE 54377-MS,1999-04-20.

[28]FassihiMR,Yannimaras.Economics of light oil air injection projects[A].SPE 35393,1996.

[29]M.R.Fassihi,D.V.Yannimaras,E.E.Westfall,et al.Economics of Light Oil Air Injection Projects[A].SPE 35393,1996:501-509.

Research Progress on Gas Injection Technology for Enhanced Oil Recovery

LIBin，ZHAIBo，LIFeng-xin，ZHANGYang-yong，LUOXin-zhan，ZHONGHong

(Xinjiang Petroleum Engineering Co., Ltd., Xinjiang Kramay 834000, China)

The mechanism of Gas flooding was described, and its influencing factors were analyzed, some advances in research and application were summarized, including CO2flooding, nitrogen flooding, natural gas flooding and air flooding. Gas flooding has some advantages, including high efficient and low cost. It can not only solve the develop problem of low permeability, but also further improve the recovery after water flooding or polymer flooding. At the same time, there are some undeniable limitations and disadvantages, so the theoretical and experimental must be strengthened to lay foundation for further enhance oil recovery.

gas flooding; CO2flooding; nitrogen flooding; natural gas flooding; air flooding; EOR

TE3

A

1001-9677(2016)012-0047-03