高志飛，許 尋，王 坤，袁廣均

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457000）

中國低滲透石油資源儲(chǔ)量豐富，遠(yuǎn)景儲(chǔ)量占全國石油資源總量的49.00%，高效開發(fā)低滲特低滲儲(chǔ)層具有重要戰(zhàn)略意義[1-3]。低滲特低滲儲(chǔ)層開發(fā)主要受注水困難等因素影響，早期依靠天然能量開采，中后期需要補(bǔ)充能量開采，補(bǔ)充能量的時(shí)機(jī)主要根據(jù)礦場生產(chǎn)情況確定。劉玉明等通過對(duì)低滲油田不同開采方式進(jìn)行室內(nèi)長巖心實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，認(rèn)為WZ11-7低滲油田不宜采用衰竭方式開發(fā)，建議采用早期注外輸氣和液化氣段塞補(bǔ)充地層能量[4]；黃興等通過對(duì)低滲孔洞型碳酸鹽巖油藏開展長巖心衰竭物理模擬，指出低于泡點(diǎn)壓力時(shí)氣體是非連續(xù)相，導(dǎo)致氣油比不能迅速增加，且在優(yōu)化開發(fā)方式調(diào)整時(shí)機(jī)上提出地層壓力為泡點(diǎn)壓力的0.80倍時(shí)為最佳壓力[5]；穆龍新等對(duì)蘇丹地區(qū)砂巖油藏衰竭式開發(fā)特征研究認(rèn)為，壓力降至泡點(diǎn)壓力的0.80倍時(shí)轉(zhuǎn)注水開發(fā)能獲得最大采收率[6]，但對(duì)于相關(guān)內(nèi)容的機(jī)理并沒有展開介紹；趙瑞東等針對(duì)稀油及稠油氣相的異相成核研究表明，氣泡優(yōu)先在多孔介質(zhì)表面形成，氣泡在稀油中的生長速度較快，容易形成連續(xù)氣相[7]；鹿騰等運(yùn)用物理模擬及數(shù)值模擬方法研究稠油溶解氣驅(qū)過程中氣泡形成的微觀機(jī)理，指出賈敏效應(yīng)等會(huì)造成氣泡暫時(shí)滯留于孔喉中[8]；L.P. Dake 曾指出均質(zhì)儲(chǔ)層溶解氣驅(qū)氣體流動(dòng)臨界飽和度一般為孔隙體積的5.00%，也可能高達(dá)孔隙體積的15.00%[9]；吳浩君等的研究結(jié)果表明，近臨界油藏廢棄壓力為18.00 MPa時(shí)油的采收率可達(dá)到39.10%[10]；董炳陽對(duì)低滲揮發(fā)性油藏的研究表明，室內(nèi)長巖心衰竭開采至19.80 MPa時(shí)形成游離氣[11]。本文通過模擬兩組天然巖心拼接的長巖心物理模型，模擬了低滲、特低滲油藏的彈性-衰竭開發(fā)過程，研究該類油藏溶解氣驅(qū)過程中的氣體流動(dòng)臨界飽和度特征，為確定該類油藏溶解氣驅(qū)過程中氣體流動(dòng)臨界飽和度提供了一種簡易且準(zhǔn)確的方法。

1 實(shí)驗(yàn)樣品、方法及流程

1.1 實(shí)驗(yàn)樣品

本實(shí)驗(yàn)選取中原油田兩個(gè)區(qū)塊的樣品開展對(duì)比研究。物理模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1，地層油數(shù)據(jù)顯示樣品1為高泡點(diǎn)壓力揮發(fā)性輕質(zhì)原油，樣品2為輕質(zhì)黑油；巖石物性數(shù)據(jù)顯示，樣品1拼接長巖心的調(diào)和滲透率為20.74×10-3μm2，樣品2拼接長巖心的調(diào)和滲透率為4.24×10-3μm2。

表1 模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.2 實(shí)驗(yàn)方法及流程

對(duì)兩組樣品的地層油開展高壓物性測(cè)試分析，分別進(jìn)行單次閃蒸、恒質(zhì)膨脹、多級(jí)脫氣等實(shí)驗(yàn)，執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)為GB/T 26981-2011，所使用的的儀器主要有HB PVT300/100型多功能PVT分析儀、HB高溫高壓落球黏度計(jì)、Agilent 7890GC氣相色譜儀、DA-100振蕩式密度計(jì)、Ruska氣量計(jì)、梅特勒AE200電子天平。

長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)所用的長巖心模型為目標(biāo)區(qū)塊的天然巖心。鉆取目的層直徑2.5 cm、長度5.0～9.0 cm不等的天然巖心，按布拉法則拼接成總長100.0 cm的長巖心，為避免巖心末端效應(yīng)的影響，巖心末端使用濾紙減弱末端效應(yīng)。儀器主要有長巖心夾持器、ISCO 100DX注入泵、Ruska氣量計(jì)、梅特勒AE200電子天平。長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)流程見圖1。

圖1 長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)步驟：

（1）將清洗好的巖心按照布拉法則排序，依次置于長巖心夾持器中，加熱至地層溫度。

（2）分別從注入、采出兩端抽真空24 h，飽和地層水并標(biāo)定系統(tǒng)體積壓力關(guān)系。

（3）在一定壓力下，用石油醚驅(qū)替地層水直至不出水為止。

（4）逐步提高回壓壓力、環(huán)壓壓力及入口壓力，使入口壓力及出口壓力達(dá)到地層壓力。

（5）在地層壓力下用地層油驅(qū)替石油醚，直至采出端氣油比與PVT測(cè)試氣油比一致。

（6）關(guān)閉注入端，通過回壓泵控制出口壓力，通過環(huán)壓泵控制環(huán)壓壓力，保持環(huán)壓始終比巖心內(nèi)流體壓力高4.00～5.00 MPa；開始彈性-衰竭開采模擬，當(dāng)流體壓力大于泡點(diǎn)壓力時(shí)每次下降4.00～5.00 MPa，當(dāng)流體壓力小于泡點(diǎn)壓力時(shí)每次降低2.00 MPa左右，待入口壓力與出口壓力一致，記錄時(shí)間、壓力、油重、氣量、大氣壓、室溫等數(shù)據(jù)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 PVT實(shí)驗(yàn)結(jié)果

利用PVT分析儀分別對(duì)樣品1、樣品2的地層油開展單次閃蒸、恒質(zhì)膨脹、原油黏度測(cè)試和多級(jí)脫氣等實(shí)驗(yàn)，樣品1、樣品2的PVT數(shù)據(jù)如圖2所示。由于PVT分析不需要測(cè)量黑油油藏恒質(zhì)膨脹過程中的液相體積含量、氣相黏度等數(shù)據(jù)，故實(shí)驗(yàn)中沒有相關(guān)的數(shù)據(jù)；而液相體積含量對(duì)分析長巖心實(shí)驗(yàn)中液相體積和兩相流動(dòng)能力具有重要作用，因此本文使用Schlumberger公司的PVTPro PVTz2014.1相態(tài)模擬軟件，在擬合樣品泡點(diǎn)壓力、相對(duì)體積、地面死油密度等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，對(duì)恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)的液相體積含量及氣體黏度進(jìn)行預(yù)測(cè)（圖2）。

圖2a為樣品1的PVT分析數(shù)據(jù)。多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)的液相氣油比在泡點(diǎn)壓力以下時(shí)隨著壓力降低而降低，在29.62 MPa時(shí)氣油比降低至234.20 Scm3/g。恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)液相含量曲線表明，在29.62 MPa時(shí)液相含量占雙相體積的62.25%，即氣相占雙相體積的37.75%。

圖2b為樣品2的PVT分析數(shù)據(jù)。多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)的液相氣油比在泡點(diǎn)壓力以下時(shí)隨著壓力降低而降低，在11.34 MPa時(shí)氣油比降低至103.81 Scm3/g。恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)液相含量曲線表明，在11.34 MPa時(shí)液相含量占雙相體積的54.56%，即氣相占雙相體積的45.44%。

圖2 樣品PVT分析數(shù)據(jù)

泡點(diǎn)壓力以下時(shí)，氣相黏度隨壓力降低而減小，液相黏度隨壓力降低而增加，氣、液兩相黏度隨壓力降低呈相反的趨勢(shì)，液相黏度整體較氣相黏度高一個(gè)數(shù)量級(jí)，且隨壓力降低黏度差變大，氣相較液相更容易流動(dòng)。

2.2 長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖3為樣品1和樣品2的長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果。利用長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)，分別研究了時(shí)間與氣油比、采出程度、壓力的關(guān)系。

當(dāng)流體壓力高于泡點(diǎn)壓力時(shí)，兩組樣品的氣油比與原始?xì)庥捅然疽恢?；低于泡點(diǎn)壓力時(shí)，氣油比先降低，當(dāng)壓力足夠低時(shí)，氣油比迅速增加，拐點(diǎn)對(duì)應(yīng)的氣體飽和度值為氣體流動(dòng)臨界飽和度，對(duì)應(yīng)壓力為“擬泡點(diǎn)”壓力[12-13]。

樣品1壓力低于其泡點(diǎn)壓力41.95 MPa時(shí)，由彈性開采進(jìn)入衰竭開采階段，氣油比從高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的431.00 Scm3/g逐漸降至29.21 MPa時(shí)的190.89 Scm3/g，此時(shí)壓力為泡點(diǎn)壓力的69.63%，然后氣油比在壓力為27.31 MPa時(shí)開始快速增加，表明壓力為27.31 MPa時(shí)長巖心中產(chǎn)生游離態(tài)天然氣，即29.21 MPa更接近樣品1的擬泡點(diǎn)壓力，約為飽和壓力（泡點(diǎn)壓力）的0.70倍；采出程度曲線顯示，樣品1在擬泡點(diǎn)壓力時(shí)采出程度為31.30%，最終采收率可達(dá)到53.54%（圖3a）。

樣品2壓力低于其泡點(diǎn)壓力21.43 MPa時(shí)，氣油比從高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的185.34 Scm3/g逐漸降低至10.25 MPa時(shí)的128.90 Scm3/g，此時(shí)壓力為泡點(diǎn)壓力的47.84%，然后氣油比在壓力為8.49 MPa時(shí)開始快速增加，表明壓力為8.49 MPa時(shí)長巖心中產(chǎn)出游離態(tài)天然氣，即10.25 MPa更接近樣品2的擬泡點(diǎn)壓力，約為飽和壓力（泡點(diǎn)壓力）的0.48倍；采出程度曲線顯示，樣品2在擬泡點(diǎn)壓力時(shí)采出程度為47.40%，最終采收率可達(dá)到56.75%（圖3b）。

圖3 樣品長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

PVT多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)表明，地層流體的溶解氣在壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)，地層油（液相）溶解氣含量即氣油比隨壓力減小而降低；對(duì)比長巖心實(shí)驗(yàn)的氣油比與多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)的氣油比（圖4），當(dāng)壓力在擬泡點(diǎn)壓力以上時(shí)，兩組樣品的長巖心氣油比與PVT多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)中地層油的氣油比（溶解氣）基本重合，說明地層油在巖心中的溶解氣含量與多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)中地層油的溶解氣一致。多級(jí)脫氣與長巖心衰竭不同之處在于多級(jí)脫氣在一定壓力下只排氣頂，不采地層油，所測(cè)得的氣油比反映了液相的氣油比；而長巖心實(shí)驗(yàn)地層壓力在擬泡點(diǎn)壓力以上時(shí)，采出油和油溶氣，氣油比和PVT的液相氣油比一致，說明束縛氣受多孔介質(zhì)吸附[14-16]不參與流動(dòng)，在擬泡點(diǎn)壓力以下時(shí)，氣油比大于PVT的液相氣油比，長巖心采出地層油和可流動(dòng)氣。

圖4 長巖心衰竭實(shí)驗(yàn)與PVT實(shí)驗(yàn)的氣油比對(duì)比

PVT恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)，又稱恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)，在沒有原油采出的情況下，測(cè)試樣品的高壓物性參數(shù)，并與PVT恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果類比。假設(shè)長巖心降壓過程中采出的油和氣仍存在于系統(tǒng)中，表1顯示兩組長巖心束縛水飽和度分別為37.00%和32.00%，按照恒質(zhì)膨脹分析的氣相占油氣兩相的比例分別為37.75%和45.44%，折算其在長巖心油、氣、束縛水三相中的占比，樣品1中地層壓力為29.62 MPa時(shí)氣相在巖心中的飽和度為23.78%，樣品2中地層壓力為11.34 MPa時(shí)氣相在巖心中的飽和度為30.90%，即在衰竭過程中，氣體流動(dòng)臨界飽和度達(dá)到23.78%和30.90%時(shí)仍未參與巖心中流體的流動(dòng)，遠(yuǎn)高于L.P. Dake等提出的15.00%[9]。

3 結(jié)論

（1）在長巖心實(shí)驗(yàn)中，地層油隨著地層壓力降低，氣油比首先低于原始?xì)庥捅?，?dāng)?shù)貙訅毫Φ陀跀M泡點(diǎn)壓力時(shí)，氣油比則開始增加。當(dāng)?shù)貙訅毫μ幱谂蔹c(diǎn)壓力與擬泡點(diǎn)壓力之間時(shí)，產(chǎn)生的非游離態(tài)的天然氣在低滲巖心中最大占孔隙體積的23.78%，在特低滲巖心中最大占孔隙體積的30.90%。

（2）擬泡點(diǎn)壓力值與儲(chǔ)層巖石物性和流體物性相關(guān)，在低滲揮發(fā)性油藏中擬泡點(diǎn)壓力為泡點(diǎn)壓力的0.70倍，而特低滲黑油油藏的擬泡點(diǎn)壓力為泡點(diǎn)壓力的0.48倍，以氣體流動(dòng)臨界飽和度對(duì)應(yīng)的擬泡點(diǎn)壓力為二次開發(fā)的最小壓力，遠(yuǎn)低于現(xiàn)有文獻(xiàn)中的數(shù)值（泡點(diǎn)壓力的0.80倍）。

（3）兩組實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，揮發(fā)性油藏在地層壓力低于擬泡點(diǎn)壓力時(shí)，采收率有較大的增加空間，而黑油油藏原油揮發(fā)能力較弱，在低于擬泡點(diǎn)壓力時(shí)采收率增加較少。為保證地層能量利用率，建議礦場開發(fā)時(shí)油藏井底流壓保持在擬泡點(diǎn)壓力以上。