韓海水，周代余，王 麗，俞宏偉，范 坤，周 煒，張 可

(1.提高石油采收率國家重點實驗室，北京100083； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000； 4.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依 834000)

注氣提高油田采收率技術(shù)現(xiàn)被廣泛應(yīng)用[1-9]。深層高壓是確保混相氣驅(qū)的有利條件。厚油藏頂部注氣形成的人工氣頂，可推進氣油界面穩(wěn)定下行，一定程度改善了平面氣驅(qū)的超覆、指進導(dǎo)致的波及效率低的狀況。D油藏開展頂部注烴氣輔助重力驅(qū)重大開發(fā)后，綜合含水下降，油井持續(xù)增油，開發(fā)效果顯著。但隨著總注入氣量的不斷增加，油井逐漸見氣；同時由于氣源井的生產(chǎn)變化，注入烴氣組成不夠穩(wěn)定，表現(xiàn)為甲烷物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)增加。筆者以超深巨厚D油藏頂部注烴氣為背景，開展細(xì)管實驗和長巖心驅(qū)替實驗，研究多種注入氣-地層油混相能力評價和長巖心驅(qū)替特征及產(chǎn)出流體組分變化規(guī)律，利用最小混相壓力與注入氣組分的工程計算公式，預(yù)測不同地層壓力下確保烴氣混相驅(qū)的注入氣組成，分析滲流阻力、產(chǎn)出端組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)、氣油比、采出程度等變化規(guī)律。

1 儲層及原油特征

1.1 油藏基本情況

D油藏是受北東-南西走向的短軸背斜控制的原始塊狀油藏，其埋深約5 800 m，含油高度120 m，平均有效厚度達(dá)43.5 m，屬典型超深巨厚油藏。原始地層壓力為62 MPa，地層溫度為140 ℃，平均孔隙度為13.5%，平均滲透率為64.8×10-3μm2，屬超高壓、超高溫低孔中滲儲層。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

D油藏在開發(fā)初期以彈性驅(qū)動為主，隨著注采井網(wǎng)日趨完善，人工注水驅(qū)動能量上升，彈性驅(qū)動能量相對下降，但受注采層位不對應(yīng)影響，注水效果不好，地層能量下降明顯。經(jīng)過2001年和2006年2次調(diào)整，強化了注采層位對應(yīng)關(guān)系，完善了注采井網(wǎng)，提升了注水開發(fā)效果。至2011年，彈性驅(qū)動指數(shù)基本不變，但注水驅(qū)動能力持續(xù)下降，油藏合注合采的縱向矛盾突出，采出程度已達(dá)34.65%。

在埋藏深(大于5 700 m)、溫度高(140 ℃)、礦化度高(大于200 g/L)等不利因素下，改善水驅(qū)技術(shù)(分層注水、深部調(diào)驅(qū)、堵水)還不成熟，繼續(xù)提高水驅(qū)采收率的潛力有限。注氣提高采收率不受油藏高溫、高鹽等不利條件的限制，同時考慮到D油藏厚度大、縱向非均質(zhì)性強的特點，注入氣的膨脹、超覆作用使氣體向頂部聚集。因此頂部注氣重力穩(wěn)定驅(qū)是D油藏水驅(qū)后提高采收率的現(xiàn)實途徑。

綜合考慮儲層流體條件、驅(qū)油效率、氣源、工程條件等情況，2014年起D油藏持續(xù)開展頂部注烴氣輔助重力驅(qū)重大開發(fā)試驗。實施注氣開發(fā)后，綜合含水率下降，油井持續(xù)增油，開發(fā)效果顯著。截至2018年初，D油藏綜合含水率下降30%，提高采收率2.3%。隨著總注入氣量的不斷增加，油井開始逐漸見氣；同時由于氣源井的生產(chǎn)變化，注入烴氣組成在不斷發(fā)生變化，亟待研究D油藏頂部注氣提高采收率試驗調(diào)整機制。

1.3 地層原油特征

D油藏屬典型輕質(zhì)油藏，目前地層壓力42 MPa，地層溫度為140 ℃，地層油飽和壓力為4.23 MPa，氣油比為15.3，地層油密度為0.783 8 g/cm3，黏度為3.45 mPa·s，現(xiàn)注入氣源烴氣的組分構(gòu)成如表1所示。

表1 現(xiàn)氣源烴氣組分構(gòu)成Table 1 Composition of present natural gas

圖1 注入烴氣后地層油飽和壓力和體積膨脹變化Fig.1 Saturation pressure and volume expansion factor of formation oil after natural gas injection

D油藏地飽壓差大、注入烴氣后體積膨脹幅度大，是注氣提高采收率的有利條件。根據(jù)地層油注氣膨脹實驗結(jié)果(圖1)，飽和壓力和體積膨脹系數(shù)均隨注入氣量增加而增大，當(dāng)?shù)貙佑惋柡蛪毫ι?2.675 MPa(接近地層壓力42 MPa)時，1 mol地層油中可含注入烴氣0.679 1 mol，同時地層油體積可膨脹為原來的1.641 9倍，有效地提升了地層油的彈性能量。

隨注入氣量增加，地層原油密度和黏度顯著降低，增強了其在地層中流動能力，有利于提高采油速度和采收率。如圖2所示，當(dāng)烴氣物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)達(dá)0.679 1時，地層油黏度從3.45 mPa·s降至0.882 mPa·s，流動性能大大提高。

圖2 注入烴氣后地層油黏度和密度變化Fig.2 Viscosity and density of formation oil after natural gas injection

2 實驗設(shè)計

2.1 實驗方案

(1)混相能力調(diào)控實驗。根據(jù)現(xiàn)場可能的氣源氣資料，設(shè)計5種烴氣組成，如表2所示，分別與D油藏地層油在地層溫度140 ℃下進行不同壓力的細(xì)管驅(qū)替實驗。各驅(qū)替體系的實驗壓力如表3所示。

表2 5種注入烴氣的組分構(gòu)成Table 2 Composition of five natural gases

表3 各組實驗設(shè)計壓力Table 3 Design pressure of each group

(2)長巖心驅(qū)替實驗。在地層溫度140 ℃和地層壓力42 MPa下對長巖心模型飽和地層水地層油后直接進行垂向頂部注烴氣驅(qū)替實驗，注入烴氣按照表1現(xiàn)有氣源烴氣組分構(gòu)成配氣?？紤]頂部注氣盡可能控制氣體推進速度，設(shè)計驅(qū)替速度為0.05 cm3/min。實驗過程中每注入0.1VP-HC(VP-HC為烴類孔隙體積倍數(shù))收集并計量產(chǎn)出油、氣量，記錄泵讀數(shù)、注入壓力、圍壓和回壓的變化，實驗至不再產(chǎn)油結(jié)束。在注入氣突破前后采集數(shù)次產(chǎn)出油、氣樣品，分別做組分構(gòu)成分析。

2.2 實驗材料

(1)巖心。實驗所用巖心均為D油藏現(xiàn)場油井目的層段所取的真實巖心，選取破損相對較少的巖心進行編號、修整，按調(diào)和平均方式排列順序拼接成長巖心組，巖心之間用濾紙連接，用特富龍熱縮管封裝后，裝入氟橡膠筒。各段巖心長度和氣測滲透率見表4，拼接巖心總長62.04 cm，巖心組的氣測滲透率為1.77×10-3μm2。

表4 長巖心組中各段巖心的長度和氣測滲透率Table 4 Length and permeability of each core

對巖心組進行飽和地層水、飽和原油等實驗，確定巖心組孔隙度、含油飽和度、水測滲透率等參數(shù)。測得飽和地層水體積為66.59 mL，飽和油過程中產(chǎn)出水43.5 mL，初始含油飽和度為65.33%。

(2)模擬地層油和注入烴氣。采用D油藏復(fù)配地層油。D油藏注入烴氣來自目標(biāo)油藏附近聯(lián)合站，其主要組分構(gòu)成見表1，實驗室根據(jù)表1組成進行復(fù)配，得到實驗用注入氣。

(3)模擬地層水。原始資料顯示，地層水礦化度為233.866 5 g/L，其中氯離子質(zhì)量濃度為142.656 3 g/L，鈉離子和鉀離子質(zhì)量濃度為79.890 88 g/L，鈣離子和鎂離子質(zhì)量濃度為10.616 94 g/L，碳酸氫根離子質(zhì)量濃度為0.784 87 g/L，硫酸根離子質(zhì)量濃度為0.310 g/L。

2.3 實驗裝置

(1)混相能力調(diào)控實驗裝置。實驗設(shè)備為法國ST公司生產(chǎn)的高溫高壓細(xì)管驅(qū)替實驗裝置(圖3)。最高測試壓力為100 MPa、最高測試溫度為150 ℃。實驗裝置主要包括高溫高壓驅(qū)替泵、高壓容器、細(xì)管填砂模型、出口端流體可視窗、加熱裝置、計量裝置等。實驗用細(xì)管填砂模型采用直徑0.088～0.045 mm的石英砂填充，孔隙度為39%，滲透率為3.2 μm2。

圖3 高溫高壓細(xì)管驅(qū)替實驗流程Fig.3 Flow of high temperature and high pressure thin tube experiment

圖4 高溫高壓長巖心驅(qū)替實驗裝置示意圖Fig.4 Flow chart of high temperature and high pressure longcore flooding experiment

(2)長巖心驅(qū)替實驗裝置。實驗裝置為法國ST公司生產(chǎn)的高溫高壓雙筒長巖心驅(qū)替系統(tǒng)(圖4)，該裝置最高承壓100 MPa、最高耐溫180 ℃、最大夾持巖心長度1.2 m、最大夾持巖心直徑3.8 cm。裝置由巖心夾持主體系統(tǒng)，高精度、高溫、高壓驅(qū)替泵系統(tǒng)，回壓控制和精確計量系統(tǒng)等3部分。該驅(qū)替裝置通過多點控溫、測溫、加熱實現(xiàn)巖心組在實驗過程中溫度的穩(wěn)定、均衡，溫度誤差小于±0.1 ℃。高精度的回壓控制系統(tǒng)和驅(qū)替泵組合可控制壓力誤差小于±0.1 MPa，體積誤差小于±0.01 mL。驅(qū)替泵可實現(xiàn)恒壓、恒速、定體積等多種工作模式。

2.4 實驗步驟

細(xì)管驅(qū)替實驗步驟參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《最低混相壓力實驗測定方法-細(xì)管法》(SY/T 6573-2016)執(zhí)行。

在長巖心驅(qū)替實驗開始實驗前，首先將編號的巖心按順序裝配，巖心之間增加多層濾紙，盡量減小流體在巖心間堆積或不均勻分布對滲流的影響。巖心完成裝配后，連接實驗流程，試壓50 MPa，試溫140 ℃，確認(rèn)模型無泄漏。在此基礎(chǔ)上按照方案開展實驗。

根據(jù)方案設(shè)計，具體步驟為：①先后使用甲醇和石油醚清洗巖心中的水和油，直至產(chǎn)出液再次清澈透明，最后用氮氣吹干，抽真空；②在地層溫度140 ℃，地層壓力42 MPa下，先進行飽和水再進行飽和油，飽和結(jié)束后靜置老化1個月；③關(guān)閉模型入口，調(diào)整模型至垂直方向；④保持出口壓力42 MPa實施烴氣驅(qū)，驅(qū)替速度為0.05 cm3/min，至含氣100%時(不再產(chǎn)油)結(jié)束驅(qū)替；⑤在注入氣突破前后采集數(shù)次產(chǎn)出油、氣樣品，分別做組分構(gòu)成分析。

3 實驗結(jié)果

3.1 混相能力調(diào)控實驗

按照方案設(shè)計實驗，參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《最低混相壓力實驗測定方法-細(xì)管法》(SY/T 6573-2016)計算各壓力點下的采收率，結(jié)果如表5所示。通過圖線法可求得5種烴氣組分與地層油的最低混相壓力(pMM)，分別為37.0、38.9、40.2、42.1、43.4 MPa，求解過程如圖5所示。

表5 各組細(xì)管驅(qū)替實驗結(jié)果Table 5 Results of thin experiments

圖5 各種烴氣與地層油的最低混相壓力求解Fig.5 Solution of minimum miscible pressure between each natural gas and formation oil

3.2 長巖心實驗的驅(qū)替特征及產(chǎn)出流體組分變化

圖6為烴氣驅(qū)長巖心實驗過程中主要參數(shù)的變化特征。隨注入烴類孔隙體積倍數(shù)增加，采出程度均勻增加、氣油比不變、滲流阻力快速上升，當(dāng)注入烴氣達(dá)到0.18VP-HC，滲流阻力達(dá)到最大隨后保持穩(wěn)定，至0.27VP-HC時滲流阻力開始緩慢下降；當(dāng)注入烴氣達(dá)0.47VP-HC時，滲流阻力快速下降，預(yù)示注入氣即將突破；當(dāng)注入烴氣達(dá)到0.64VP-HC時，氣體發(fā)生突破，確定無氣采出程度為62.04%，此后驅(qū)油效率大幅降低、采出程度上升變緩、氣油比快速上升；當(dāng)注入量達(dá)到1.2VP-HC后基本不再產(chǎn)油，烴氣驅(qū)最終驅(qū)油效率為81.35%。

圖6 烴氣驅(qū)過程中主要指標(biāo)變化Fig.6 Variation of main indexes during natural gas displacement

圖7和圖8為烴氣驅(qū)過程中產(chǎn)出的油、氣組分變化。從產(chǎn)出油組分變化來看，產(chǎn)出油逐漸以輕組分為主，C5～C16大幅增加20.53%，中間組分C17～C31小幅增加4.35%，重組分C32+大幅減少24.88%，說明烴氣對原油中輕組分的抽提作用明顯。從產(chǎn)出氣組分變化來看，注入氣突破后，產(chǎn)出氣C2～C10量逐漸減低；CH4量逐漸升高，最終接近注入氣甲烷物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)。

圖7 烴氣驅(qū)過程中產(chǎn)出油的組分變化Fig.7 Composition variation of produced oil during natural gas displacement

圖8 烴氣驅(qū)過程中產(chǎn)出氣的組分變化Fig.8 Composition variation of produced gas during natural gas displacement

4 調(diào)控機制

4.1 混相能力調(diào)控

發(fā)現(xiàn)最小混相壓力與注入氣中甲烷物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)呈對數(shù)關(guān)系(圖9)。在目前地層壓力42 MPa下，經(jīng)計算，確保烴氣混相驅(qū)的注入氣組成中甲烷最高物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為92.38%。說明目前地層壓力條件下地層油與烴氣混相能力較強，對注入烴氣的組分要求不高。如果地層壓力隨著油藏開發(fā)出現(xiàn)下降，可以根據(jù)此關(guān)系式計算出某地層壓力下，確保烴氣混相驅(qū)注入氣中甲烷的最大量。再根據(jù)氣源氣的組分組成，優(yōu)化調(diào)控注入氣的最優(yōu)組成。

圖9 最小混相壓力與烴氣中C1物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)的關(guān)系Fig.9 Relationship between minimum miscibility pressure and C1 content in hydrocarbon gas

4.2 氣突破的判斷及調(diào)控

考慮原油不同組分與注入氣的傳質(zhì)能力不同，對混相驅(qū)貢獻(xiàn)也有差異，將產(chǎn)出流體分為C1+N2、C2～C6、C7～C16、C17+等幾個組分段。其中C1+N2為氣體，可與注入氣任何比例互溶；C2～C6屬輕質(zhì)組分，與注入氣可發(fā)生強傳質(zhì)作用，對混相驅(qū)極其有利；C7～C16為較輕質(zhì)組分，可注入氣發(fā)生傳質(zhì)作用，對混相驅(qū)可起一定的促進作用；C17+屬重質(zhì)組分，與注入氣傳質(zhì)作用困難，對混相驅(qū)起到負(fù)面作用。圖10為不同注入烴氣時產(chǎn)出油氣分段物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)變化，結(jié)合圖6中滲流阻力變化發(fā)現(xiàn),在滲流阻力不斷增加和穩(wěn)定階段(注入0.27VP-HC前)，產(chǎn)出端各個組分段物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)均無明顯變化，接近地層油的組分分布；當(dāng)滲流阻力開始下降后(0.64VP-HC前)，在注入氣突破前，產(chǎn)出端C17+組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)下降，其他組分均小幅增加，這是因為氣體對輕質(zhì)組分的傳質(zhì)和抽提作用顯現(xiàn)；當(dāng)注入氣突破后(0.64VP-HC～0.86VP-HC)，產(chǎn)出端C1+N2、C2～C6組分段物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)快速增加，而C7+組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)均快速減少，這是因為氣突破后，注入氣攜帶輕質(zhì)組分在巖心中快速滲流，而重組分相對滲流緩慢；隨后產(chǎn)出端C2～C6組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)逐漸減少，C1+N2組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)迅速增加，直至最終產(chǎn)出端組分與注入氣組分接近。

實驗室?guī)r心驅(qū)替為一維驅(qū)替，與油藏尺度氣驅(qū)存在較大的差別，尤其在氣體的注入倍數(shù)上沒有直接借鑒意義。但注入井和生產(chǎn)井間的滲流阻力和產(chǎn)出端組分變化規(guī)律與實驗室一致。根據(jù)巖心實驗結(jié)果，若某生產(chǎn)井井流物中C17+組分降低，而其余組分增加，說明注入氣即將在這口生產(chǎn)井實現(xiàn)突破，此時應(yīng)適當(dāng)降低其生產(chǎn)強度，同時提高其他方向生產(chǎn)井的生產(chǎn)強度，以調(diào)整注入氣滲流方向，達(dá)到擴大波及體積和防氣竄的效果。若某生產(chǎn)井井流物中C7～C16組分升高后降低，同時氣油比開始升高，那么可以判斷此生產(chǎn)井開始發(fā)生了注入氣突破，隨后氣油比還會大幅度上升，此時應(yīng)注意調(diào)整工作制度及井筒、地面產(chǎn)出氣的處理能力。

圖10 注入烴氣量對產(chǎn)出油氣分段組分物質(zhì)的 量分?jǐn)?shù)的影響Fig.10 Effect of injected hydrocarbon gas volume on the mass fraction of segmented components in produced oil and gas

5 結(jié) 論

(1)D油藏目前注入氣與地層油的最低混相壓力為38.9 MPa，在地層壓力42 MPa下可以實現(xiàn)混相驅(qū)，且最終驅(qū)油效率達(dá)81.35%。

(2)烴氣/D油藏原油體系的最小混相壓力與烴氣中甲烷物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)呈對數(shù)關(guān)系。若注入烴氣中甲烷物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)小于92.38%，可確保D油藏實現(xiàn)烴氣混相驅(qū)。

(3)將驅(qū)替實驗產(chǎn)出流體分為C1+N2、C2～C6、C7～C16、C17+等組分段，發(fā)現(xiàn)注入氣突破前后產(chǎn)出流體各組分段物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)具有明顯變化，總體表現(xiàn)為輕質(zhì)組分增加，重質(zhì)組分降低。