李福堂，王 博，辛春彥，黃 亮，姜海洋

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063000）

氮?dú)馐且环N潔凈無腐蝕的氣體驅(qū)油劑，具有資源豐富，不傷害儲(chǔ)層，不結(jié)垢的優(yōu)點(diǎn)[1-3]。氮?dú)庾⑷氲貙雍螅獨(dú)鈺?huì)與地層油產(chǎn)生組分交換，一方面氮?dú)鈺?huì)抽提地層油的輕烴，降低油氣界面張力；另一方面氮?dú)鈺?huì)使地層原油的相態(tài)特征參數(shù)發(fā)生變化[4-6]；此外氮?dú)饽苓M(jìn)入水波及不到的微孔隙，提高油藏波及體積[7-9]。開展注氮?dú)鈱?duì)油藏流體相態(tài)特征影響變化對(duì)氮?dú)獠捎蜋C(jī)理非常必要。

堡古2 區(qū)塊Es1油藏位于南堡3 號(hào)構(gòu)造西部，為被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造，油藏埋深-3 850～4 200 m，斷層較發(fā)育，儲(chǔ)層巖性為粗砂巖、中砂巖為主，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，孔隙度分布在9.7%～19.4%，平均值為14.9%，滲透率分布在（0.5～966.1）×10-3μm2，平均值為189.4×10-3μm2，為中低孔中滲儲(chǔ)層。該油藏于2012 年投產(chǎn)，以彈性溶解氣驅(qū)為主，邊底水驅(qū)為輔，初期油井均自噴生產(chǎn)，單井平均日產(chǎn)油39.6 t，依靠溶解氣彈性能量開發(fā)，壓力下降快，產(chǎn)量遞減快，人工注水開發(fā)后壓力下降幅度有所減緩，平面分布不均，含水上升快，目前油藏地層壓力系數(shù)0.6，綜合含水69.8%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度15.1%，存在地層壓力低，地層原油脫氣，綜合含水高，采出程度低等問題，需盡快確定后續(xù)合理開發(fā)技術(shù)對(duì)策，探索油藏開發(fā)中后期提高采收率技術(shù)路徑。

1 實(shí)驗(yàn)用流體相態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)用的原油和天然氣樣品取自南堡油田堡古2區(qū)塊1 井，原油和伴生氣分別由井口和分離器取得。根據(jù)堡古2 區(qū)塊2 井和3 井投產(chǎn)初期地層油高壓物性實(shí)驗(yàn)結(jié)果，該區(qū)塊密度0.494 5 g/cm3，黏度0.10 mPa·s，原始飽和壓力為34.1 MPa，氣油比445 m3/m3，體積系數(shù)2.70，地層油體積收縮率63.0%，地層油組分甲烷（C1）含量為55.0%，中間烴（C2～6）含量為27.3%，重質(zhì)組分（C7+）含量為17.7%，屬于揮發(fā)性原油（見圖1）。

圖1 堡古2 區(qū)塊原始狀態(tài)流體三元相圖Fig.1 The ternary phase diagram of the original fluid in the Pugu 2 block

堡古2 區(qū)油藏投產(chǎn)后依靠溶解氣彈性能量開發(fā)，地層壓力下降快，目前地層壓力（26.0 MPa）低于油藏原始飽和壓力（34.1 MPa）。油藏壓力降低使油藏內(nèi)原油組分發(fā)生變化，因此對(duì)地層油的分析應(yīng)按照目前地層壓力（26.0 MPa）和地層溫度（150 ℃）進(jìn)行油樣復(fù)配。利用江蘇華寶PVT 高壓物性分析儀，針對(duì)復(fù)配樣品開展恒質(zhì)膨脹、單次脫氣以及不同壓力下原油黏度的測(cè)定實(shí)驗(yàn)，得出油藏當(dāng)前的地層油高壓物性參數(shù)[10-13]，按組分重新對(duì)地層油進(jìn)行分析，原油密度為0.581 0 g/cm3，黏度0.09 mPa·s，氣油比160 m3/m3，體積系數(shù)1.65，地層油體積收縮率33.7%，地層油組分甲烷（C1）含量為36.5%，中間烴（C2～6）含量為24.3%，重質(zhì)組分（C7+）含量為39.2%，其組分靠近黑油與揮發(fā)油分界線的揮發(fā)油側(cè)，屬弱揮發(fā)油藏（見表1、表2 和圖2）。

表1 油藏地層流體高壓物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比Tab.1 Comparison of experimental data of high pressure physical properties of reservoir formation fluids

圖2 堡古2 區(qū)塊當(dāng)前狀態(tài)流體三元相圖Fig.2 The ternary phase diagram of current fluid of the Pugu 2 block

表2 油藏地層原油組分實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比Tab.2 Comparison of experimental data of crude oil composition in reservoir formation

依據(jù)堡古2 區(qū)兩次原油高壓物性測(cè)試實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，隨著地層壓力降低至26.0 MPa，溶解氣油比由445.0 m3/m3降低至160.0 m3/m3，地層油體積系數(shù)由2.66 降低至1.65，地層原油密度由0.494 5 g/cm3上升至0.581 0 g/cm3。原油組分中發(fā)生變化，C1含量由55.0%降低至36.5%，C7+組分由17.7%上升至39.2%，油藏類型由原始狀態(tài)的揮發(fā)性油藏變?yōu)槿鯎]發(fā)油藏。

2 地層油注氮?dú)庀鄳B(tài)實(shí)驗(yàn)研究

地層油注氮?dú)庀鄳B(tài)實(shí)驗(yàn)是在目前地層壓力下將一定比例氮?dú)庵鸫渭尤氲皆椭?，每次加氣后加壓使地層氣完全溶解于地層原油中達(dá)到單相飽和狀態(tài)。每次注入氮?dú)夂螅貙釉拖鄳B(tài)特征將發(fā)生變化，測(cè)試泡點(diǎn)壓力、PV 關(guān)系、原油黏度、密度等參數(shù)，研究注氮?dú)鈱?duì)原油性質(zhì)的影響。

2.1 注氮?dú)鈱?duì)地層原油飽和壓力影響

注入氮?dú)夂螅貙釉偷娘柡蛪毫ι?，?shí)驗(yàn)表明：飽和壓力隨注入氮?dú)夂吭黾映手笖?shù)上升規(guī)律。當(dāng)?shù)獨(dú)夂繛?0mol%時(shí)，氮?dú)?地層原油體系的飽和壓力從26.1 MPa 增加到33.1 MPa，當(dāng)?shù)獨(dú)夂繛?0mol%時(shí)，氮?dú)?地層原油體系的飽和壓力增加到42.1 MPa（見圖3）。

圖3 氮?dú)獾貙釉湍柊俜趾颗c地層原油飽和壓力曲線Fig.3 Curves of crude oil mole percentage in nitrogen formation and formation crude oil saturation pressure

2.2 注氮?dú)鈱?duì)地層原油體積系數(shù)影響

體積膨脹系數(shù)是指加入氣體后地層原油在飽和壓力下的體積與未加氣體時(shí)地層原油在飽和壓力下的體積之比，反映了注氣后對(duì)地層原油的膨脹能力影響。當(dāng)?shù)獨(dú)獾貙釉椭泻繛?0mol%時(shí)，氮?dú)?地層原油體系的體積膨脹系數(shù)從1.0 增加到1.047，說明氮?dú)鈱?duì)揮發(fā)性油藏地層原油膨脹性影響較小（見圖4）。

圖4 氮?dú)獾貙釉湍柊俜趾颗c地層原油體積膨脹系數(shù)曲線Fig.4 Curves of mole percentage of crude oil in nitrogen formation and volume expansion coefficient of formation crude oil

2.3 注氮?dú)鈱?duì)地層原油密度影響

注入氮?dú)夂?，隨著地層油中溶解的氮?dú)饬康脑龆?，地層油黏度降低，?dāng)?shù)獨(dú)夂繛?0mol%時(shí)，地層原油密度從611.4 kg/m3降低到606.6 kg/m3，降低幅度為0.8%。

2.4 注氮?dú)鈱?duì)地層原油黏度影響

注入氮?dú)夂?，隨著地層油中溶解的氮?dú)饬康脑龆?，地層油密度?huì)降低，當(dāng)?shù)獨(dú)夂繛?0mol%時(shí)，地層原油黏度從0.186 mPa·s 降低到0.168 mPa·s，降低幅度為9.7%。

氮?dú)饧託馀蛎泴?shí)驗(yàn)結(jié)果表明，地層油對(duì)氮?dú)馊芙饽芰Σ睢５貙佑椭械牡獨(dú)馊芙舛?8.55mol%時(shí)，飽和壓力就達(dá)到42 MPa。注入氮?dú)夂蟮貙佑腕w積略有膨脹、黏度、密度基本不變。表明如果在此區(qū)塊實(shí)施氮?dú)怛?qū)或者吞吐，氣體對(duì)地層油的膨脹降黏效果不明顯，氣體只起到了增壓的作用，但氮?dú)馄涿芏冗h(yuǎn)小于地層油，可能有很好的重力驅(qū)作用。

3 地層油注氮?dú)饧?xì)管實(shí)驗(yàn)研究

3.1 實(shí)驗(yàn)原理

注氣驅(qū)是提高油田采收率的重要方法之一。其基本原理是降低或減少多孔介質(zhì)中的界面張力、降低原油黏度，從而提高微觀驅(qū)油效率，以達(dá)到提高原油采收率的目的。確定注氣驅(qū)最小混相壓力（MMP）是開展注氣驅(qū)工作的重要研究?jī)?nèi)容，是地層流體能否達(dá)到混相的關(guān)鍵指標(biāo)，是選擇注氣驅(qū)方式的重要依據(jù)。目前確定MMP 的方法主要有實(shí)驗(yàn)測(cè)定法、模擬方法和計(jì)算方法。細(xì)管實(shí)驗(yàn)是研究油藏注氣混相條件的重要手段，目前已成為國際上公認(rèn)的測(cè)定最小混相壓力MMP 的通用方法。

3.2 實(shí)驗(yàn)裝置

細(xì)管實(shí)驗(yàn)的主體是放置在恒溫空氣浴中的一根填有石英砂或玻璃珠的耐高壓不銹鋼盤管。注入流體在這樣的高溫高壓一維多孔介質(zhì)物理模型中驅(qū)替地層原油，在過渡帶中氣、液發(fā)生組分交換。在合適的條件下注入流體與原油可以達(dá)到多次接觸動(dòng)態(tài)混相，從而可以確定混相條件。這一過程和油層中發(fā)生的情況相似。細(xì)管實(shí)驗(yàn)流程（見圖5）。

圖5 細(xì)管實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.5 Flow chart of thin tube experiment

本實(shí)驗(yàn)采用的是冀東油田勘探開發(fā)研究院與揚(yáng)州華寶公司聯(lián)合研制的長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，該儀器主要由驅(qū)替系統(tǒng)、恒溫箱、細(xì)管模型系統(tǒng)、觀察窗、回壓控制器和量油測(cè)氣裝置構(gòu)成。細(xì)管模型長(zhǎng)度21 m，內(nèi)徑6 mm，最高工作壓力70 MPa、工作溫度180 ℃，傳壓介質(zhì)為蒸餾水，采用無汞活塞式增壓方式給實(shí)驗(yàn)流體加壓。

3.3 實(shí)驗(yàn)樣品

本研究所用的地層原油樣品是利用南堡深層地面油/氣樣品在室內(nèi)配制成的地層原油。CO2注入氣樣品購自大連特種氣體廠，純度99.95%。

3.4 實(shí)驗(yàn)程序

3.4.1 細(xì)管模型清洗 每次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)前先將細(xì)管模型恒溫至實(shí)驗(yàn)溫度（各目標(biāo)區(qū)塊的地層溫度），用溶劑將細(xì)管模型清洗干凈。用高壓氮?dú)獯蹈蓛艏?xì)管模型中的溶劑。對(duì)細(xì)管抽真空12 h 以上。

3.4.2 測(cè)定細(xì)管模型孔隙體積 將細(xì)管模型清洗干凈并抽真空后，通過回壓閥將細(xì)管出口端的回壓設(shè)置到實(shí)驗(yàn)所需的壓力值，保持該壓力用驅(qū)替泵注入溶劑，待壓力充分穩(wěn)定后，計(jì)量注入的溶劑體積，經(jīng)校正后即可得到實(shí)驗(yàn)溫度和給定實(shí)驗(yàn)壓力下的細(xì)管模型總孔隙體積。

3.4.3 飽和地層原油 將細(xì)管模型清洗干凈后，用高壓氮?dú)獬錆M整個(gè)細(xì)管模型，并恒定到實(shí)驗(yàn)溫度，通過回壓閥將細(xì)管出口端的壓力設(shè)置到實(shí)驗(yàn)所需的壓力值（必須高于地層油飽和壓力）。保持實(shí)驗(yàn)壓力用地層油樣品驅(qū)替細(xì)管中的高壓氮?dú)?。?dāng)?shù)貙釉蜆悠夫?qū)替1.8倍孔隙體積后，每隔0.1～0.2 倍孔隙體積，在細(xì)管出口端測(cè)量產(chǎn)出的油、氣體積，并取油、氣樣分析其組成。當(dāng)產(chǎn)出樣品的組成、氣油比均與地層油樣品一致，表示地層油飽和完成。

3.4.4 注氣驅(qū)替實(shí)驗(yàn) 在實(shí)驗(yàn)溫度和預(yù)定的驅(qū)替壓力下，以0.25 mL/min 的速度恒速注氣驅(qū)替細(xì)管模型中的地層油。每注入一定量的氣，收集計(jì)量產(chǎn)出油、氣體積，記錄泵讀數(shù)、注入壓力和回壓，通過高壓觀察窗觀察流體相態(tài)和顏色變化。當(dāng)累積注入1.2 倍孔隙體積的氣后，停止驅(qū)替。確定每個(gè)目標(biāo)區(qū)注氣驅(qū)油的最小混相壓力，需要地層油飽和壓力以上選擇5 個(gè)實(shí)驗(yàn)壓力分別進(jìn)行5 次驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

3.5 實(shí)驗(yàn)結(jié)論

最小混相壓力是不同氣體驅(qū)替下采出難易程度的重要指標(biāo)。最小混相壓力越低，氣體與原油越容易達(dá)到混相。注入N2在不同驅(qū)替壓力（28.1 MPa、32.1 MPa、36.1 MPa）下細(xì)管采出流體的氣油比、采收率隨注入孔隙體積變化曲線（見圖6 和圖7）能夠看出：在壓力較高（36.1 MPa）的情況下也很難達(dá)到混相過程，氣體容易突破，氣體突破前，采收率上升較快，而氣體突破后，氣油比急劇上升，采收率增幅變緩，綜合采收率不高，表現(xiàn)出典型非混相驅(qū)特征。

圖6 氮?dú)庠诓煌瑝毫ο職庥捅扰c注入倍數(shù)PV 關(guān)系曲線Fig.6 The relationship between gas-oil ratio and injection multiple PV of nitrogen under different pressures

圖7 氮?dú)庠诓煌瑝毫ο虏墒章逝c注入倍數(shù)PV 關(guān)系曲線Fig.7 The relationship between the recovery factor of nitrogen and the injection multiple PV under different pressures

4 結(jié)論

（1）堡古2 油藏隨著地層壓力下降原油物理性質(zhì)發(fā)生變化，原油輕質(zhì)C1組分含量降低，重質(zhì)C7+組分含量上升，油藏類型由原始狀態(tài)的揮發(fā)性油藏變?yōu)槿鯎]發(fā)油藏。

（2）注入氮?dú)夂?，原油飽和壓力隨著氮?dú)饽柊俜趾可叱手笖?shù)上升，原油體積系數(shù)、原油黏度和原油密度隨著氮?dú)饽柊俜趾可咦兓^小。

（3）在注入壓力達(dá)到36.1 MPa 下氣體容易突破，氣體突破前，采收率上升較快，而氣體突破后，氣油比急劇上升，采收率增幅變緩，綜合采收率為45.1%，表現(xiàn)出典型非混相驅(qū)特征。

（4）針對(duì)堡古2 區(qū)塊Es1油藏可以考慮注氮?dú)庵亓︱?qū)，在含油氣構(gòu)造頂部注入氮?dú)?，利用重力分異作用保持或部分保持油藏壓力，使油氣在垂向上能有效的分異的移?dòng)，使重力足以維持密度較小的N2與原油分離，以便抑制黏性指進(jìn)的形成，從而提高波及系數(shù)。