黃 偉 任紅梅 王 莉 王 哲 王睿思 邵敏敏 馬 櫻 馬銓錚.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院, 河北 任丘 0655；.中國石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 049

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華北低滲透油藏?zé)N氣驅(qū)最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究

黃 偉1,2任紅梅1王 莉1王 哲1王睿思1邵敏敏1馬 櫻1馬銓錚2
1.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院, 河北 任丘 062552；2.中國石油大學(xué)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 102249

為快速、準(zhǔn)確地確定低滲透油藏注烴氣驅(qū)提高原油采出程度技術(shù)的注氣壓力,進(jìn)行了最小混相壓力測(cè)定實(shí)驗(yàn)。通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法結(jié)合華北油田Q區(qū)塊的實(shí)際開發(fā)特點(diǎn),研究了該區(qū)塊自然衰竭開采效果以及原油在原始地層條件(壓力24 MPa,溫度74 ℃)及目前地層條件(壓力15 MPa低于飽和壓力,溫度74 ℃)下與烴氣混相的最小壓力及氣體突破時(shí)間,為該區(qū)塊低滲透油藏?zé)N類氣驅(qū)注入壓力的選擇提供依據(jù)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：Q區(qū)塊在目前地層條件下注烴類氣驅(qū)的最小混相壓力(62.75 MPa)要高于原始地層條件下的最小混相壓力(54.77 MPa),并且注入壓力越高,烴氣突破越晚,最終采出程度越高。在目前油藏條件下不能實(shí)現(xiàn)混相驅(qū),但適當(dāng)提高注入壓力,可實(shí)現(xiàn)烴氣與原油近混相,最終達(dá)到提高原油采出程度的目的。

最小混相壓力；烴類氣驅(qū)；自然衰竭；注入壓力；采出程度

0 前言

由于低滲透油藏在開發(fā)過程中反應(yīng)出注水壓力高,注水成本高,滲透率降低嚴(yán)重,產(chǎn)能下降快等一系列問題[1],注氣提高采出程度技術(shù)越來越受到人們的重視。注氣開發(fā)的油藏,最重要的一個(gè)參數(shù)是最小混相壓力(MMP),確定最小混相壓力的方法[2]眾多,細(xì)管法是實(shí)驗(yàn)室測(cè)定最小混相壓力的一種常用、較好的方法[3]。許瀚元等人[4]應(yīng)用細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法,選用兩種不同的驅(qū)替氣體,在地層飽和壓力點(diǎn)以上選取5個(gè)實(shí)驗(yàn)壓力點(diǎn)進(jìn)行最小混相壓力實(shí)驗(yàn)研究；曾賢輝等人[5]、王進(jìn)安等人[6]應(yīng)用細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法,分別在混相壓力點(diǎn)上下選取5個(gè)實(shí)驗(yàn)壓力點(diǎn)研究烴類氣體與原油的最小混相壓力；郝永卯等人[7]、李孟濤等人[8]、滕加豐等人[9]、肖嘯等人[10]通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法,選取地層飽和壓力以上的實(shí)驗(yàn)壓力點(diǎn),研究CO2與原油的最小混相壓力。

總結(jié)前人通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)方法對(duì)最小混相壓力的研究,其實(shí)驗(yàn)壓力點(diǎn)均取在地層飽和壓力以上,且分別位于最小混相壓力點(diǎn)兩側(cè),未考慮地層壓力低于飽和壓力時(shí),注入氣體與原油混相的情況。由于我國一些油田前期采用天然能量開發(fā),地層能量衰竭快,部分油田目前地層壓力已低于飽和壓力,原油組分已發(fā)生變化,這種情況下進(jìn)行注氣開發(fā),勢(shì)必會(huì)影響注氣開發(fā)效果,所以進(jìn)行脫氣油與注入氣體的混相情況研究具有重要意義。華北油田Q區(qū)塊前期水驅(qū)開發(fā)能量動(dòng)用較大,目前地層壓力低于飽和壓力,本實(shí)驗(yàn)結(jié)合油田實(shí)際開發(fā)情況,在目前地層壓力條件(即低于飽和壓力)下取2個(gè)壓力點(diǎn)進(jìn)行測(cè)試,觀察注入壓力低于飽和壓力情況下的注氣效果。為前期油藏能量動(dòng)用大,能量供給不足的油藏注氣開發(fā)提供依據(jù)。

華北油田Q區(qū)塊油藏儲(chǔ)層埋藏較深、儲(chǔ)層物性差、滲透率低,屬于典型的低滲透油藏。前期采用注水開發(fā),地層壓力下降快,注入能力差,常規(guī)的注水開發(fā)難以有效動(dòng)用,需要研究其它有效的開發(fā)方式。根據(jù)國內(nèi)外特低滲透油藏的開發(fā)實(shí)踐,注烴類氣驅(qū)具有較好的開發(fā)效果,而且沒有污染,特別是該區(qū)塊離儲(chǔ)氣庫較近,氣源充足,開展烴類氣驅(qū)項(xiàng)目具有廣闊的發(fā)展前景。

1 最小混相壓力實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)思路

實(shí)驗(yàn)過程按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6573-2003 《最低混相壓力細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定法》進(jìn)行。

實(shí)驗(yàn)溫度為實(shí)驗(yàn)區(qū)塊的平均地層溫度74 ℃,根據(jù)油層的原始地層壓力24 MPa,設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)壓力點(diǎn)10、15、22、25、35和45 MPa等 6個(gè)壓力點(diǎn),其中10、15 MPa低于該區(qū)飽和壓力19.6 MPa,實(shí)驗(yàn)時(shí)首先進(jìn)行自然衰竭實(shí)驗(yàn),將原始地層壓力衰竭到測(cè)試壓力點(diǎn),再進(jìn)行注烴氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)。對(duì)比注入壓力低于飽和壓力與高于飽和壓力情況下注入氣體與原油的最小混相壓力,觀察地層壓力低于飽和壓力情況下注入氣體的驅(qū)油效率。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

主要設(shè)備有:CFS-100多功能綜合驅(qū)替系統(tǒng),PVT-3000高壓物性實(shí)驗(yàn)裝置,恒溫箱,中間容器大、小若干,精密壓力表(0～600 MPa)2支,閥門若干,手動(dòng)(或自動(dòng))計(jì)量泵(水銀泵),回壓閥,增壓泵,針型閥若干,儲(chǔ)氣罐,轉(zhuǎn)向閥,管線若干。細(xì)管實(shí)驗(yàn)流程見圖1。

圖1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)流程

1.3 實(shí)驗(yàn)流體

地層油配置：驅(qū)替油樣應(yīng)用試驗(yàn)區(qū)塊地面脫氣油與產(chǎn)出氣,按照氣油比134 m3/m3在Ruska PVT-3000高壓實(shí)驗(yàn)儀中,依據(jù)中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5542-1992《地層原油物性分析方法》配置而成。

1.4 實(shí)驗(yàn)方法

將地面油加入到高壓物性儀 PVT 筒內(nèi),密封并加熱到地層溫度,然后將天然氣注入到PVT 筒,配制油樣使其飽和壓力、溶解氣油比與地層油的飽和壓力、溶解氣油比相同；在地層溫度條件下,以恒定的泵速(0.5 cm3/min)將配制的原油壓入經(jīng)過石油醚清洗的細(xì)管模型中,在進(jìn)泵 2.0 HCPV(烴類孔隙體積)時(shí)停止進(jìn)泵；實(shí)驗(yàn)過程中通過控制回壓確定驅(qū)替壓力,在恒定驅(qū)替速度(0.2 cm3/min)的情況下進(jìn)行10、15、22、25、35和45 MPa下的驅(qū)替實(shí)驗(yàn),全過程記錄進(jìn)泵體積、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、氣油比等參數(shù)值；當(dāng)累積注氣量大于 1.2 HCPV時(shí),停止驅(qū)替。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 自然衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果

注：實(shí)驗(yàn)測(cè)試地層壓力由24.19 MPa降為14.86 MPa，與文中有偏差。圖2 自然衰竭實(shí)驗(yàn)地層壓力與采出程度關(guān)系曲線

2.2 最小混相壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果

注烴氣驅(qū)替壓力與采出程度關(guān)系曲線見圖3。由圖3可見：

1)在低于飽和壓力和高于飽和壓力的情況下，驅(qū)替壓力與采出程度均表現(xiàn)出良好的線性關(guān)系。由曲線可以看出,高于飽和壓力點(diǎn)下驅(qū)替壓力與采出程度關(guān)系曲線斜率大于低于飽和壓力點(diǎn)下的關(guān)系曲線,說明原油在原始條件下,更容易與烴類氣體混相。

圖3 注烴氣驅(qū)替壓力與采出程度關(guān)系圖

圖4 不同驅(qū)替壓力下烴氣突破時(shí)刻對(duì)比圖

圖4為不同驅(qū)替壓力下烴氣突破時(shí)刻對(duì)比圖。由圖4可知,隨驅(qū)替壓力升高,突破時(shí)天然氣注入量增大,即驅(qū)替壓力越高,烴氣突破越晚。這主要是因?yàn)轵?qū)替壓力越高,烴氣與原油越接近混相,烴氣與原油混合得越充分,烴氣的驅(qū)替效率越高,故烴氣突破越晚。

不同驅(qū)替壓力下烴氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線對(duì)比見圖5。

a)6個(gè)不同驅(qū)替壓力下烴氣驅(qū)油曲線圖

b)15.45 MPa下烴氣驅(qū)油曲線圖圖5 各實(shí)驗(yàn)壓力下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線對(duì)比圖

由圖5-a)可以看出,隨著烴氣注入量的增加,采出程度均呈上升趨勢(shì)。氣體突破后,相同烴氣注入量情況下,采出程度隨壓力升高而增大。實(shí)驗(yàn)驅(qū)替壓力不同,采出程度變化情況也不同。

2.3 不同驅(qū)替壓力提高采出程度分析

表1 華北油田Q區(qū)塊地層油與地面脫氣油組分?jǐn)?shù)據(jù)表

地層油組分摩爾分?jǐn)?shù)x/()質(zhì)量分?jǐn)?shù)w/()脫氣油組分摩爾分?jǐn)?shù)x/()質(zhì)量分?jǐn)?shù)w/()CO20 150 06CO200N200N200C149 97 38C100C23 871 07C200C32 491 01C300iC40 740 4iC40 120 03nC41 260 67nC40 270 07iC51 060 71iC51 350 42nC51 090 72nC51 640 51C63 652 9C68 142 92C+735 7985 08C+788 4896 05合計(jì)100100合計(jì)100100 注：地層油組分(原始地層壓力條件下)，脫氣油組分(飽和壓力以下)。

油藏注氣開發(fā)效果也取決于注入溶劑前緣驅(qū)替壓力,注氣過程中適宜的油層壓力主要由地層原油與注入氣組分決定。如果原油中間組分含量低,為了得到較高的驅(qū)油效率,就需要有非常高的前緣驅(qū)替壓力,通常超過原始油層壓力。較高的油層壓力下易達(dá)到混相,但過高的油層壓力會(huì)增加工程強(qiáng)度和風(fēng)險(xiǎn)程度,影響注氣效果。

3 結(jié)論

1)通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)得到,華北油田Q區(qū)塊在目前地層條件下(地層壓力低于飽和壓力),原油與注入烴氣的最小混相壓力為62.75 MPa；在原始地層條件下,原油與注入烴氣的最小混相壓力為54.77 MPa。說明地層壓力低于飽和壓力情況下,注入烴氣與原油的最小混相壓力高于原始地層條件下注入烴氣與原油的最小混相壓力,因?yàn)樵兔摎夂?原油中所含中間分子量烴含量減少,使得注入烴氣與原油混相所需的驅(qū)替壓力升高。

3)在目前地層溫度74 ℃、地層壓力15 MPa條件下,注入烴氣與原油不能實(shí)現(xiàn)混相,注烴氣驅(qū)開發(fā)采出程度較低,適當(dāng)提高注氣壓力,烴氣與原油可以實(shí)現(xiàn)近混相,達(dá)到提高原油采出程度的目的。

4)對(duì)于前期開采過程中地層能量降低較快,目前地層壓力低于飽和壓力的低滲透油藏,在注烴氣開發(fā)時(shí)需要考慮混相壓力較高的問題。為更好地實(shí)現(xiàn)注烴氣驅(qū)提高采出程度的目的,建議在施工條件和經(jīng)濟(jì)條件允許的范圍內(nèi)提高注氣壓力。

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2015-01-22

國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(50874114)

黃 偉(1988-),女,河北衡水人,碩士研究生,主要從事油氣田開發(fā)研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.04.011