李軼超 姚先榮 王長權(quán) 代宸宇 楊琳琳

1.中國石油大學(xué)(北京) 2.中國石油川慶鉆探工程公司 3.長江大學(xué)

X油藏注氣混相驅(qū)可行性實驗研究

李軼超1姚先榮2王長權(quán)3代宸宇1楊琳琳1

1.中國石油大學(xué)(北京) 2.中國石油川慶鉆探工程公司 3.長江大學(xué)

針對X底水油藏油井注水后綜合含水上升過快的問題，利用HB70/300型高壓物性分析儀開展了該區(qū)塊原油相態(tài)特征實驗、注氣相態(tài)特征實驗，并運用細管法開展了注CO2最小混相壓力實驗。對比分析了CO2和N2兩種性質(zhì)氣體注入前后原油的相態(tài)特征變化，確定了該區(qū)塊原油注CO2最小混相壓力，為X油藏注氣提高采收率可行性提出依據(jù)。實驗結(jié)果表明，X油藏原始地層壓力為46.01 MPa，原油飽和壓力為11.06 MPa，注N2后飽和壓力上升迅速，在原始地層條件下難以實現(xiàn)混相，表現(xiàn)出典型的非混相特征；注CO2后飽和壓力上升較平緩，細管法測得的最小混相壓力為28.03 MPa，說明利用CO2可實現(xiàn)CO2的混相驅(qū)替，而且最終的驅(qū)替效果比較理想。說明該油藏可開展注CO2混相驅(qū)，為進一步的開發(fā)方案調(diào)整提供了依據(jù)和合理的建議。

N2CO2飽和壓力 混相驅(qū)替

X底水油藏位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺縣境內(nèi)，構(gòu)造隸屬東北坳陷區(qū)沙雅隆起阿克庫勒凸起上的一個局部構(gòu)造，油藏類型為砂巖孔隙型塊狀底水未飽和油藏。自2008年投入大規(guī)模開發(fā)以來，地層壓力不斷下降，2010年9月轉(zhuǎn)注水開發(fā)。截止2013年7月，共部署生產(chǎn)井34口，水井6口，受底水和注入水影響，區(qū)塊綜合含水率達88%。因此，亟需找到一種解決含水上升過快的提高采收率方法。目前，注氣技術(shù)已經(jīng)得到了較廣泛的應(yīng)用[1-5]，特別是對于黑油油藏，若能實現(xiàn)注氣混相驅(qū)替，對于提高采收率具有重大意義。針對X油藏油井產(chǎn)水率高的問題，開展了原油相態(tài)特征實驗、注氣相態(tài)特征實驗及細管實驗，對比分析了注N2和CO2對提高原油采收率的可行性，并確定該區(qū)塊原油注CO2最小混相壓力，為該油藏解決含水上升過快的問題提供合理化建議，為開發(fā)方案調(diào)整提供技術(shù)支持。

1 地層原油相態(tài)實驗

本次油藏原油注氣相態(tài)特征實驗是對X油藏Y區(qū)塊現(xiàn)場取得的落地油樣品按原始地層條件進行復(fù)配，并得到具有代表性的地層流體，進行相關(guān)實驗分析。

X油藏原油性質(zhì)較好，總體屬于低～中黏度、高蠟、中等密度的常規(guī)性質(zhì)原油。各油層原油性質(zhì)見表1。

1.1 井流物組分組成實驗

為了分析目前地層流體是否適合注氣混相驅(qū)替，利用Agilent氣相色譜儀對所得代表井井流物組分進行了分析，數(shù)據(jù)見表2。

表2 代表井地層流體的組分Table2 Compositionandproportionofthewellborefluid組分摩爾分數(shù)/%質(zhì)量分數(shù)/%CO20．510．16N20．700．14C112．971．50C21．360．29C30．910．29i?C40．210．09n?C40．670．28i?C50．890．46n?C51．290．67C64．412．73C+776．0893．39 注：C+7相對密度0．8178，相對分子質(zhì)量170．646。

1.2 地層流體P-V關(guān)系測試

為了進行原油的復(fù)配，利用HB300/70型無汞相態(tài)測試分析儀開展了地層流體P-V關(guān)系測試，結(jié)果見圖1(P-V關(guān)系曲線)和圖2(飽和壓力以上體積系數(shù)變化曲線)，其他參數(shù)數(shù)據(jù)見表3。

表3 代表井地層流體單次脫氣測試數(shù)據(jù)Table3 Singledegassingexperimenttestofformationfluid參數(shù)名稱數(shù)值單次脫氣氣油比/(m3·m-3)27．58體積系數(shù)1．0734地層原油密度/(g·cm?3)0．814脫氣原油密度/(g·cm?3)0．8839脫氣原油相對分子質(zhì)量162．37收縮率/%6．8381氣體平均溶解系數(shù)/(m3·m?3·MPa-1)2．4937泡點壓力/MPa11．06壓縮系數(shù)/MPa-114．0658×10?4

從表3可知，X油藏復(fù)配原油氣油比為27.58 m3/m3，泡點壓力為11.06 MPa，原始地層原油體積系數(shù)為1.073 4，原油收縮率為6.838 1%，氣體平均溶解系數(shù)為2.493 7 m3/m3/MPa，各項參數(shù)和油田所給數(shù)據(jù)相匹配。說明X油藏地層原油氣油比、泡點壓力、體積系數(shù)、收縮率、氣體平均溶解系數(shù)真實可靠，具有代表性，可開展注N2、CO2膨脹實驗，研究是否可以實現(xiàn)混相驅(qū)替。

2 地層流體注氣膨脹實驗

為了研究不同性質(zhì)氣體對目標油藏地層流體相態(tài)的影響，確定注氣驅(qū)油機理，進行了目標地層復(fù)配原油注N2和CO2膨脹對比實驗，原油飽和壓力、飽和壓力下原油體積系數(shù)和原油黏度隨注入氣比例變化關(guān)系對比如圖3～圖5所示。

從圖3～圖5可知，注N2后飽和壓力不斷上升，尚未達到臨界點狀態(tài)，當(dāng)注入20%(y)N2時，由于N2未能有效融入原油，原油的泡點壓力上升至62.17MPa，表明代表井原油注N2的一次接觸混相壓力高于62.17 MPa，在油藏條件下注入N2較難達到混相，表現(xiàn)出典型的非混相驅(qū)性質(zhì)。注入CO2后，原油泡點壓力逐漸緩慢上升，當(dāng)注入70%(y)的CO2時，原油的泡點壓力上升至57.11 MPa。說明X油藏注N2只能采用非混相驅(qū)。因此，選擇CO2進行其他參數(shù)的測試(見圖6)。

對比分析各項參數(shù)關(guān)系曲線可以得到以下結(jié)論：

(1) 由于溶解CO2的緣故，原油的飽和壓力隨著注入CO2摩爾分數(shù)的增大而增加；注入的量越大，原油的飽和壓力上升的幅度也越大。

(2) 飽和壓力條件下，體積系數(shù)隨壓力的增大而增加；當(dāng)注入CO2的摩爾分數(shù)達到60%時，黏度減小的趨勢開始變緩；當(dāng)注入CO2的摩爾分數(shù)達到40%時，密度的上升幅度開始變大。

3 CO2最小混相壓力細管實驗

利用盤式充填型細管模型(內(nèi)徑4 mm，長20 m，孔隙體積114 mL，孔隙度為35.8%，滲透率12.613×10-3μm2)，采用空氣浴恒溫，進行混相和非混相驅(qū)替實驗。以采收率為90%以上作為混相驅(qū)的標準，并記錄氣體突破時的各項數(shù)據(jù)。

繪制各次細管實驗注入1.20倍孔隙體積時驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線圖(見圖7)，非混相段與混相段曲線的交點所對應(yīng)的壓力即定為最低混相壓力。經(jīng)線性擬合分析，代表井原油注CO2最小混相壓力為28.03 MPa。在X油藏地層壓力條件下，可以實現(xiàn)注CO2的混相驅(qū)替。

4 結(jié)論與建議

(1) 氣相色譜分析表明，X油藏地層流體為黑油流體，開展注氣提高采收率研究意義重大。

(2) X油藏地層原油注N2的一次接觸混相壓力高于62.17 MPa，注入N2較難達到混相，在目標油藏地層條件下無法實現(xiàn)混相驅(qū)。實際條件下，可以考慮非混相驅(qū)及重力分異替油作用提高原油采收率。

(3) X油藏地層原油CO2最小混相壓力為28.03 MPa，而原始地層壓力為46.01 MPa，說明在地層條件下比較容易實現(xiàn)CO2混相驅(qū)替。因此，建議進一步開展長巖心驅(qū)替實驗確定該油藏在高含水期間的CO2混相驅(qū)提高采收率可行性實驗研究，為進一步的開展CO2混相驅(qū)現(xiàn)場試驗提供基礎(chǔ)資料及技術(shù)支持。

[1] 湯勇, 尹鵬, 汪勇, 等. CO2混相驅(qū)的可行性評價[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2014, 36(2): 133-138.

[2] 秦積舜, 韓海水, 劉曉蕾. 美國CO2驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用及啟示[J]. 石油勘探與開發(fā), 2015, 42(2): 209-216.

[3] 楊勝來, 陳浩, 馮積累, 等. 塔里木油田改善注氣開發(fā)效果的關(guān)鍵問題[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2014, 21(1): 40-44.

[4] 鞠斌山, 秦積舜, 李治平, 等. 二氧化碳-原油體系最小混相壓力預(yù)測模型[J]. 石油學(xué)報, 2012, 33(2): 275-277.

[5] 郝永卯, 薄啟煒, 陳月明. CO2驅(qū)油實驗研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 2005, 32(2): 110-112.

Feasibility experimental research on miscible floodingof X reservoir by gas injection

Li Yichao1， Yao Xianrong2， Wang Changquan3， Dai Chenyu1， Yang Linlin1

1.ChineseUniversityofPetroleum,Beijing,China; 2.CNPCChuanqingDrillingandExplorationEngineeringCompanyLtd,Chengdu,Sichuan,China; 3.YangtzeUniversity,Jingzhou,Hubei,China

In order to solve the problem that the comprehensive water cut is rising too fast after water injection in X reservoir, the research has been carried out in this paper. Experiments on phase behavior of crude oil and phase behavior experiments of gas injection have been carried out by using HB70/300 high pressure physical properties analyzer. The minimum miscibility pressure of CO2injection has been carried out by using thin tube method. The phase behavior of crude oil has been analyzed before and after N2or CO2injection. In this paper, the minimum miscible pressure of crude oil for CO2injection is determined, which provides basis for EOR of X reservoir. These experiments showed that the original pressure of X reservoir is 46.01 MPa, the saturation pressure of crude oil is 11.06 MPa,which can hardly get miscible flooding by N2injection because the saturation pressure will rise quickly. The saturation pressure will rise gently for CO2. The minimum miscibility pressure measured by the thin tube method is 28.03 MPa, indicating that miscible flooding by CO2injection can be achieved. And the ultimate displacement effect is ideal. The reservoir can be injected with CO2miscible flooding, which provide a basis and reasonable suggestions for adjusting development plan.

nitrogen,carbon dioxide,saturation pressure, miscible flooding

國家自然科學(xué)基金“高溫高壓CO2-原油-地層水三相相平衡溶解度規(guī)律”(51404037)；全國大學(xué)生創(chuàng)新訓(xùn)練項目“二氧化碳驅(qū)油效果實驗評價”(104892013009)。

李軼超(1992-)，碩士研究生，主要從事油氣藏工程及注氣提高油氣采收率等相關(guān)研究工作。E-mail:1107238639@qq.com。

TE357.45

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.012

2016-10-31；編輯：馮學(xué)軍