劉 輝，董俊昌，劉 揚(yáng)，楊勝來，張亞蒲

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，北京 102249)

與中國以溶洞裂縫為主的碳酸鹽巖儲(chǔ)層不同，中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏以孔隙型為主，其孔隙結(jié)構(gòu)以粒間孔和溶蝕孔居多，部分儲(chǔ)層裂縫不發(fā)育，滲透率低，非均質(zhì)強(qiáng)，而且原油物性較差。中東某油田S油藏主力產(chǎn)層巖性為生物碎屑灰?guī)r，裂縫不發(fā)育，平均孔隙度為15.7%，平均氣測滲透率約為5×10－3μm2，原油重度21API，地層原油黏度約為10 mPa·s。這類油藏不論是儲(chǔ)層表征還是開發(fā)模式與中國碳酸鹽巖油藏都具有很大差別［1-4］。為合理高效開發(fā)該類油藏，深入了解油藏流體混溶能力并為注氣驅(qū)替研究提供依據(jù)，探討該類油藏是否適合烴類氣驅(qū)以及優(yōu)化提高采收率方法［5-10］。筆者首先開展以注氣為主的特殊壓力、體積、溫度(PVT)試驗(yàn)，在測定最小混相壓力及膨脹物性參數(shù)變化的基礎(chǔ)上，開展長巖心注氣和注水驅(qū)替試驗(yàn)研究，并對微觀滲流機(jī)制進(jìn)行分析，為油田下一步提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 特殊PVT試驗(yàn)

1.1 試驗(yàn)流體配制

考慮到在缺少其他氣源的情況下，如果該油藏后期采用注氣開發(fā)，主要采用注烴類氣體，同時(shí)又屬于未飽和油藏，因此試驗(yàn)注入氣體采用該油藏溶解氣(表1)。參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5542－2000地層原油高壓物性分析，將按溶解氣組分配制的氣體按照氣油比50.16與地面原油(表2)配制，配制后的地層油在地層壓力30.6 MPa、地層溫度95℃下高壓物性為飽和壓力12.21 MPa、氣油比50.16、原油體積系數(shù)1.206、黏度17 mPa·s。

表1 注入氣體組分Table 1 Compositions of injection gas

表2 取樣井地面油組分Table 2 Compositions of stock-tank oil

1.2 注氣膨脹試驗(yàn)

膨脹試驗(yàn)采用美國產(chǎn)RUSKA無汞PVT儀等設(shè)備，在95℃下，先后注氣 4次，壓力分別升至30.61、30.61、37.24 以及 46.90 MPa后再逐漸降壓，測定其溶氣原油體積系數(shù)、飽和壓力、原油黏度(圖1)。從圖1可以看出，隨著注氣次數(shù)的增加，原油體積膨脹，在4次注氣后飽和壓力30 MPa下，原油體積系數(shù)為1.469，比地層原油的體積系數(shù)1.206增加了21.8%。

溶解氣油比與原油黏度的關(guān)系曲線如圖2所示。圖2表明，隨著溶解氣油比的增加，原油黏度下降。當(dāng)總?cè)芙鈿庥捅葹?39，即注入氣油比達(dá)到88時(shí)，對應(yīng)的原油飽和壓力為30 MPa，此時(shí)原油的黏度降為6.49 mPa·s，與地層油黏度17 mPa·s相比，黏度下降61.8%。

膨脹試驗(yàn)表明，注氣可增大原油體積系數(shù)，降低原油黏度，有效改善其流動(dòng)性，尤其是物性較差的流體，效果更明顯。

1.3 最小混相壓力測定

采用細(xì)管法測定注烴類最小混相壓力。注入氣體在不同的驅(qū)替壓力下驅(qū)替到1.20倍孔隙體積時(shí)，其驅(qū)油效率區(qū)別明顯。在同一圖上繪出不同驅(qū)替壓力和驅(qū)油效率的關(guān)系，根據(jù)作出的非混相段和混相段的趨勢線，其交點(diǎn)對應(yīng)的壓力即為最小混相壓力。

由圖3中的兩個(gè)擬合公式可以解出，該儲(chǔ)層注溶解氣驅(qū)的最小混相壓力為37.78 MPa。該值高于原始地層壓力30.6 MPa，因此該儲(chǔ)層注溶解氣驅(qū)不易達(dá)到混相驅(qū)替。

圖3 儲(chǔ)層最小混相壓力求解圖Fig.3 Solution of reservoir minimum miscible pressure

2 長巖心驅(qū)替試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)巖心及操作步驟

選取伊朗某油田孔隙型碳酸鹽巖油藏的主力產(chǎn)層S層具有代表性的3塊巖心(表3)，組合成長巖心巖樣，其長度19.24 cm，直徑2.5 cm，孔隙體積15.78 cm3，試驗(yàn)油樣為復(fù)配原油。

表3 取心參數(shù)Table 3 Properties of core samples

折算后的長巖心滲透率為 3.54×10－3μm2。利用CO2驅(qū)替長巖心，排除其中空氣并飽和水，然后調(diào)整回壓，繼續(xù)水驅(qū)，建立高壓飽和水狀態(tài)的細(xì)管模型，繼續(xù)保持回壓水平，用復(fù)配原油驅(qū)替水，建立束縛水條件下飽和油狀態(tài)。然后根據(jù)不同的驅(qū)替壓力進(jìn)行氣驅(qū)及水驅(qū)油試驗(yàn)。試驗(yàn)采用同一巖樣，每次試驗(yàn)完成后進(jìn)行巖心清洗。

2.2 氣驅(qū)試驗(yàn)

根據(jù)原始地層壓力及最小混相壓力測試結(jié)果，模擬地層條件(地層壓力30.6 MPa，溫度95℃)，利用多級恒溫巖心驅(qū)替系統(tǒng)進(jìn)行注烴類氣長巖心的驅(qū)替試驗(yàn)，測量不同注氣體積下驅(qū)油效率、氣油比變化，結(jié)果見圖4。由圖4可以看出:驅(qū)油效率隨注入孔隙體積倍數(shù)增加而增加;當(dāng)注入氣體突破以后，氣油比急劇增加，驅(qū)油效率增加不大。

不同驅(qū)替壓力下的驅(qū)油效率如圖5所示。

圖4 驅(qū)油效率及氣油比與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系Fig.4 Relationship between oil displacement efficiency，gas-oil ratio and times pore volume of injected gas

圖5表明，在混相壓力以下，驅(qū)油效率隨著壓力的升高變化不大，本次試驗(yàn)中，驅(qū)替壓力從20 MPa提高到30 MPa時(shí)，驅(qū)油效率僅提高4.8%;而當(dāng)壓力超過混相壓力后，驅(qū)油效率明顯增加，試驗(yàn)中壓力從30 MPa提高到40 MPa時(shí)，驅(qū)油效率提高了近12%，這表明該儲(chǔ)層混相驅(qū)效果要明顯好于非混相驅(qū)替。

圖5 驅(qū)油效率與壓力的關(guān)系Fig.5 Relationship between oil displancement efficiency and pressure

2.3 氣驅(qū)與水驅(qū)試驗(yàn)對比

采用同樣的長巖心及地層條件進(jìn)行水驅(qū)試驗(yàn)，其注入孔隙體積倍數(shù)與驅(qū)油效率數(shù)據(jù)見表4，并與氣驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比分析。

表4 不同壓力下氣驅(qū)與水驅(qū)驅(qū)油效率對比Table 4 Comparison of oil displacement efficiency of gas flooding and water flooding in different pressure

由表4可以看出:長巖心水驅(qū)驅(qū)油效率為43.92%，低于氣驅(qū)驅(qū)油效率52.02%;非混相條件下氣驅(qū)比水驅(qū)驅(qū)油效率有所提高，在原始地層壓力條件下的氣驅(qū)效率比水驅(qū)高13%，混相條件下氣驅(qū)較水驅(qū)驅(qū)油效率高。

試驗(yàn)結(jié)果表明，雖然儲(chǔ)層條件下不易達(dá)到混相驅(qū)替，但即使在非混相條件下，氣驅(qū)驅(qū)替效率也明顯高于水驅(qū)效率。原因分析認(rèn)為，該儲(chǔ)層物性較差，平均滲透率只有5×10－3μm2左右，原油黏度較高，平均為10 mPa·s。由于油水黏度比大，采用注水驅(qū)替容易形成指進(jìn)，降低驅(qū)油效率。氣體膨脹試驗(yàn)證明了注烴類氣驅(qū)油可以使原油體積膨脹，黏度及相間界面張力降低，相對滲透率提高。

3 驅(qū)替微觀滲流機(jī)制

為進(jìn)一步分析在此類儲(chǔ)層物性特征下的水、氣驅(qū)微觀滲流機(jī)制，開展了核磁共振測量殘余油分布試驗(yàn)，其原理及方法見文獻(xiàn)［11］，可動(dòng)流體測試試驗(yàn)參數(shù)為:試驗(yàn)溫度95℃、水驅(qū)壓力20 MPa、氣驅(qū)壓力25 MPa、壓差2 MPa，試驗(yàn)巖心滲透率1.22×10－3μm2、孔隙度 10.4%，原油黏度 10 mPa·s。

從圖6(a)可以看出:高壓水驅(qū)油狀態(tài)曲線峰值左邊部分基本與飽和油狀態(tài)曲線重疊，而峰值右邊部分則偏離較遠(yuǎn)，這表明在高壓水驅(qū)下，采出的原油基本來自大孔隙中的原油;低壓水驅(qū)曲線峰值左邊部分與飽和油狀態(tài)曲線有一定偏離，說明在低壓水驅(qū)下，有一部分為小孔隙中的原油，這可能是滲吸作用的結(jié)果。從整體上看，飽和油曲線與高壓水驅(qū)曲線的相差面積比與低壓水驅(qū)曲線的相差面積大，說明高壓驅(qū)替時(shí)可動(dòng)流體飽和度更大，其驅(qū)替效率更高。

從圖6(b)可以看出，氣驅(qū)油狀態(tài)曲線峰值右邊部分與飽和油狀態(tài)曲線右部偏離較遠(yuǎn)，說明采出的原油也主要來自大孔隙中的原油，非混相氣驅(qū)采出了大孔隙中75%的原油。同時(shí)，兩條曲線的相差面積較大，也說明注氣驅(qū)替可動(dòng)流體飽和度較大。

圖6 水驅(qū)和氣驅(qū)弛豫時(shí)間曲線Fig.6 Relaxation time cur.tif＞;%100%95ve of water flooding and gas flooding

4 結(jié)論

(1)S油藏碳酸鹽巖儲(chǔ)層注伴生氣最小混相壓力大大高于原始地層壓力，因此注伴生氣在儲(chǔ)層條件下不易達(dá)到混相驅(qū)替。

(2)在孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及流體物性條件下，長巖心水驅(qū)驅(qū)油效率低于氣驅(qū)驅(qū)油效率;當(dāng)氣驅(qū)達(dá)到混相時(shí)，氣驅(qū)效率明顯提高，主要是由于儲(chǔ)層原油黏度較高，氣驅(qū)使原油體積膨脹，黏度降低，流動(dòng)性改善。

(3)水驅(qū)和氣驅(qū)方式在微觀上主要?jiǎng)佑玫氖谴罂紫吨械目蓜?dòng)流體。

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