劉 偉 王群一 孫彥春 高廣亮 何海燕 賈 倩 向祖平 雷函林 劉哲知

1.中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院 2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院

0 引言

地下儲氣庫不僅能夠提高供氣可靠性、實施戰(zhàn)略儲備，而且能夠起到調(diào)峰和協(xié)調(diào)供給需求的作用[1-3]。從世界范圍來看，氣藏型儲氣庫占比達到了78%[4-5]，而油藏型儲氣庫僅占5%左右，但是由于油藏型儲氣庫兼具提高原油采收率及儲存天然氣兩大作用，目前受到了國內(nèi)外專家的廣泛關(guān)注[6-7]。油藏型儲氣庫的地質(zhì)對象是已開發(fā)過的油藏，圈閉面積、儲層厚度、蓋層密封性、油藏物性、油井產(chǎn)能等特點已經(jīng)得到準確掌握，不用進行勘探，可以節(jié)約投資[7-8]。國外研究表明，含水率大于90%的油藏最適合建庫。1976年美國紐約城 和恩巴特油田開創(chuàng)了“儲、注氣提高采收率”先河并取得了巨大成功。

我國儲氣庫的建設(shè)起步較晚，目前研究主要集中在枯竭氣藏和凝析氣藏建庫，而油藏建庫遠比氣藏建庫復(fù)雜[9]。油藏改建儲氣庫需通過地層氣—油和氣—水多周期互驅(qū)建庫（尤其目標油藏為揮發(fā)性油藏時），建庫過程存在多周期相態(tài)變化、多周期滲流能力變化等復(fù)雜過程，需采用多類型物模實驗揭示建庫過程中的滲流規(guī)律，落實氣驅(qū)采油協(xié)同建庫可行性[10]。但是目前國內(nèi)外針對油藏型儲氣庫滲流特征、相態(tài)變化特征、建庫可行性等方面的研究較少，嚴重制約了油藏型儲氣庫的發(fā)展，因此亟待針對油藏型儲氣庫的特點開展相關(guān)技術(shù)攻關(guān)研究[11-13]。本文擬通過開展多周期注采相滲實驗測試、長細管混相壓力實驗測試，結(jié)合油氣相態(tài)實驗與氣驅(qū)油多周期注采實驗，分析明確油藏型儲氣庫建庫可行性及建庫過程中的滲流規(guī)律，為油藏型儲氣庫建設(shè)提供技術(shù)支持。

1 實驗方法

研究目標油藏是冀東油田經(jīng)過水驅(qū)后帶有邊水的揮發(fā)性斷塊油藏，儲層非均質(zhì)性較嚴重。在建庫開始前，由于注水及邊水侵入，油藏水淹嚴重，因此，在建庫過程中，天然氣經(jīng)過了多輪次注采，這個過程中存在油—氣或水—氣互驅(qū)情況。通過開展多周期注采相滲實驗、多周期注采相態(tài)實驗、多周期注采一維物模實驗，明確油藏型儲氣庫建庫可行性及建庫過程中的滲流規(guī)律。

1.1 儀器設(shè)備

主要儀器設(shè)備：高溫高壓PVT儀（圖1）、色譜儀（氣相、油相）、全自動泵、長細管（圖2）、多功能巖心驅(qū)替裝置、巖心夾持器、中間容器（容積500 mL，耐壓 70 MPa）、回壓閥（耐壓 70 MPa）、氣體流量計。其他輔助設(shè)備包括氣瓶、壓力表、六通閥門、高壓管線、量筒、高精度電子天平等。

圖1 DBR-PVT實驗設(shè)備及流程圖

圖2 細管實驗設(shè)備及流程圖

1.2 實驗樣品

實驗用水：模擬地層水，總礦化度5 462 mg/L，為碳酸氫鈉水型。

實驗用油：油藏實際產(chǎn)出原油，常溫下原油黏度 1.78 mPa·s，原油密度 0.825 g/cm3。

實驗用氣：復(fù)配輸氣管道氣源，甲烷含量94.3%，乙烷含量3.4%，氮氣含量1.9%，丙烷、二氧化碳等其他組分含量0.4%。

實驗巖心：取自目標油藏天然巖心，巖心參數(shù)見表1。

表1 巖心物性參數(shù)表

長細管：實驗用長細管裝置參數(shù)見表2。

表2 細管實驗參數(shù)表

1.3 實驗過程

1.3.1 目前地層壓力條件下原油高壓物性測試

①地層油樣的配制，需要確定復(fù)配原油溶解氣油比與生產(chǎn)氣油比（149.49 m3/m3）一致。②在地層壓力（23.5 MPa）、油藏溫度（150 ℃）下將一定量的活油轉(zhuǎn)入PVT筒中，記錄活油體積。緩慢降壓，當出現(xiàn)第一個氣泡時，記錄此時壓力為泡點壓力。③將PVT筒中活油分離，記錄氣體、原油體積，求得氣液比。④測量分離原油質(zhì)量，根據(jù)活油體積求得活油的密度。

1.3.2 原油注氣溶解膨脹實驗

①將一定體積配制好的活油在油藏溫度壓力條件下轉(zhuǎn)入DBR-PVT筒中。②按空氣與原油摩爾百分比推算每次需加入的油藏條件氣體體積。③按計算好的氣體體積加入量依次向PVT筒中加入天然氣，然后加壓攪拌溶解，待氣體完全溶解達到飽和并穩(wěn)定0.5小時后測定泡點壓力、體積膨脹量。

1.3.3 長細管最小混相壓力實驗

①采用石油醚對細管進行清洗，用氮氣將細管吹干，并在實驗溫度下烘干、抽真空。②將烘干的細管進行孔隙度測定，求出孔隙體積。③將細管在實驗溫度和壓力下用油飽和，將所需的氣樣充滿中間容器，并讓其在實驗溫度和壓力下保持平衡，并將回壓調(diào)節(jié)器的回壓值調(diào)節(jié)到實驗所需的壓力值。④用注入泵將氣樣以0.125 mL/min的速度進行驅(qū)替；在注入1.2 PV的氣樣后，結(jié)束驅(qū)替實驗。⑤采出油樣采用自動液體收集器每隔一定的時間進行計量。⑥改變工作壓力，重復(fù)上述過程。

1.3.4 多周期注采相態(tài)實驗

①將一定體積配制好的活油在油藏溫度壓力條件下轉(zhuǎn)入DBR-PVT筒中。②注氣過程測試：注入氣體至壓力高限35 MPa。測定每周期注氣后原油氣油比。③采氣到壓力低限20 MPa。取采出氣測定每次采出氣的氣相組分，取原油測量密度、氣液比。④重復(fù)注氣/采氣過程，重復(fù)上述過程（5周期）。

1.3.5 油—氣相滲測試實驗

①巖心飽和地層水，用油驅(qū)水的方法建立束縛水，計算巖樣含油飽和度和束縛水飽和度。②測定束縛水飽和度下的油相有效滲透率。③調(diào)整好出口體積計量系統(tǒng)，開始氣驅(qū)油（水），記錄各個時刻的驅(qū)替壓力、產(chǎn)油量及產(chǎn)氣量。④氣驅(qū)油至殘余油狀態(tài)，測定殘余油狀態(tài)下氣相有效滲透率。⑤重復(fù)油驅(qū)氣—氣驅(qū)油—油驅(qū)氣過程，直至3周期互驅(qū)結(jié)束。

1.3.6 水—氣相滲測試實驗

①巖心飽和地層水。②調(diào)整好出口體積計量系統(tǒng)，開始氣驅(qū)水，記錄各個時刻的驅(qū)替壓力、產(chǎn)水量及產(chǎn)氣量，計算巖樣含氣飽和度和束縛水飽和度，測定束縛水飽和度下的氣相有效滲透率。③重復(fù)水驅(qū)氣—氣驅(qū)水—水驅(qū)氣過程，直至3周期互驅(qū)結(jié)束。

1.3.7 多周期巖心注采實驗

①巖心飽和地層水。②飽和原油。③注水開發(fā)至目標油藏條件（根據(jù)油田提供資料，目前目標油藏平均含水率為63%）：恒速注水，當出口端含水率達到63%時關(guān)閉閥門，計算目前巖心內(nèi)含水/含油飽和度。④礦場實際生產(chǎn)條件模擬：打開入口端閥門，生產(chǎn)至下限壓力（壓力低限20 MPa），停止實驗，分析計算產(chǎn)量。⑤儲氣庫注采實驗?zāi)M：在衰竭式實驗基礎(chǔ)上，打開閥門入口端，開始恒壓注氣至目標壓力（壓力高限35 MPa）后，“燜井”12 h（期間關(guān)閉入口端閥門），燜井結(jié)束后打開入口端閥門進行注采模擬，直到壓力下降到下限壓力，計量油氣水的產(chǎn)量，氣體采用排空法計量，此過程期間出口端閥門常閉；重復(fù)注采過程5周期，直至不再產(chǎn)液。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 原油高壓物性分析

經(jīng)過單次脫氣實驗，得到目前狀態(tài)下（地層壓力23.5 MPa、油藏溫度150 ℃）地下原油高壓物性。原始油藏原油高壓物性（在地層壓力40.6 MPa、油藏溫度150 ℃時）及目前狀態(tài)下原油高壓物性對比情況見表3。

表3 兩次取樣高壓物性對比表

經(jīng)分析后可知：目標油藏為揮發(fā)性油藏，經(jīng)過開發(fā)后地層壓力下降，地層原油脫氣，目前狀態(tài)下原油氣油比大幅度下降，泡點壓力降低。目前狀態(tài)下原油脫氣后，天然氣等輕質(zhì)組分相對含量減少，導(dǎo)致原油中重質(zhì)組分相對含量明顯增加，因此原油密度和黏度有所增加。

2.2 注入氣溶解改善原油物性能力分析

在目前油藏狀態(tài)條件下，向目前狀態(tài)下原油中注入不同量的天然氣，待全部溶解后確定泡點壓力，并繪制壓力—注入氣的P—X二元相圖（圖3），原油膨脹系數(shù)與注入氣溶解量關(guān)系（圖4），原油密度與天然氣溶解量關(guān)系（圖5）。

圖3 天然氣溶解量與飽和壓力關(guān)系圖

圖4 天然氣溶解量與原油膨脹系數(shù)關(guān)系圖

圖5 天然氣溶解量與原油密度關(guān)系圖

在一定范圍內(nèi)隨著注入天然氣含量的增加，原油的泡點壓力不斷上升。在注氣過程中，隨著油藏能量的補給，地層壓力不斷增大，注入的氣體可以部分溶解于原油中，令原油體積膨脹。溶解氣量越大，原油體積膨脹量越大。原油的彈性勢能的增加，有利于原油的采出。當注入壓力達到35 MPa時（此時達到壓力高限），溶解氣摩爾百分數(shù)達到24.3%，原油溶解氣油比為240 m3/m3，天然氣溶解后原油體積膨脹系數(shù)為1.107。原油黏度、原油密度的變化與氣體溶解能力呈負相關(guān)，注天然氣越多，氣油比越大，原油黏度和密度越小，原油流動性更好。當注入壓力達到 35 MPa時，原油密度降低至 0.599 g/cm3。

2.3 多周期注采過程中原油組分及物性變化特征分析

在油藏溫度（150 ℃）、壓力高限（35 MPa）—壓力低限（20 MPa）條件下，開展多周期注采相態(tài)實驗，分析目前原油多周期注采相態(tài)變化特征。多周期注氣后氣相組分變化特征如圖6所示，多周期注氣后油相密度及黏度變化情況如圖7所示。

圖6 多周期注氣后氣相組分變化圖

圖7 多周期注氣后油相密度和黏度變化圖

由圖6、7可知：多周期注采后，原油依然能夠保持較好的流動性。在開采過程中，由于天然氣的抽提作用，部分C7+組分被抽提進入氣相。每周期注采后氣相中C7+組分含量高于中—重烴C11+組分，證明天然氣對油相中輕烴組分的抽提強度要強于對中—重烴組分的抽提。多周期注氣過程中，隨著注入周期的增加，天然氣抽提能力變?nèi)?，進入氣相的中—重烴類組分減少。多周期注采后輕烴組分更多地被抽提進入氣相，油相中重質(zhì)組分相對含量增加，原油黏度及原油密度呈增加趨勢，但氣體溶解降黏作用使得原油黏度經(jīng)多輪注采后仍小于注氣前原油黏度。多周期注氣后溶解氣油比變化（采氣后和注氣后）如圖8所示。

圖8 多周期注氣后溶解氣油比圖

由圖8可知：隨多周期注采進行，油相中烴類組分因為壓力降低進入氣相，原油溶解氣能力下降，溶解氣油比逐漸降低，證明多周期注采后所需墊氣量減少（溶解量減少），這一現(xiàn)象有利于多周期注采建庫。由于多周期注采后，油相中輕烴組分因抽提作用含量下降，原油體系與注入氣的相似相溶能力下降。

2.4 注入氣與地層原油最小混相壓力研究

根據(jù)目前狀態(tài)下地層原油泡點壓力（23.5 MPa），選取5個實驗壓力點進行細管實驗。不同實驗壓力下采收率隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化規(guī)律如圖9所示。

圖9 細管實驗不同壓力下采收率圖

驅(qū)替效率隨實驗壓力的增加而不斷上升。結(jié)合最小混相壓力（MMP）的測定標準得到油藏原油與天然氣的最小混相壓力為36.2 MPa，在實驗壓力為36.2 MPa左右時驅(qū)油效率大于90%，呈現(xiàn)出混相特征。在實驗壓力為31.1 MPa時驅(qū)油效率大于80%，呈現(xiàn)出近混相特征。根據(jù)油田提供資料：目標油藏儲氣庫設(shè)計運行上限壓力為35 MPa，原油與天然氣的最小混相壓力大于儲氣庫運行上限壓力，因此在儲氣庫建庫過程中，注入氣不能與原油發(fā)生混相。但是，近混相壓力低于儲氣庫運行上限壓力，注入氣與原油能發(fā)生近混相，驅(qū)油效率較高，有利于建庫。

2.5 多周期注采過程中滲流規(guī)律研究

油—氣、氣—水互驅(qū)相對滲透率曲線測試結(jié)果如表4、圖10、圖11所示。其中Swi表示束縛水飽和度、Sgr表示剩余氣飽和度、Krg/Sgr表示殘余油下氣相相對滲透率、Swx表示等滲點飽和度，ED表示氣驅(qū)油/氣驅(qū)水效率。

表4 相滲曲線特征參數(shù)表

圖10 不同周期氣—油相對滲透率曲線圖

圖11 不同周期氣—水相對滲透率曲線圖

由圖10、11可知：①多周期注采中油相、水相仍保持較高的滲流能力，注氣可有效驅(qū)動原油、水。②隨著互驅(qū)周期的增加，氣相相對滲透率Krg、油相相對滲透率Kro、水相相對滲透率Krw降低。③隨著互驅(qū)周期的增加，兩相共流區(qū)減小，殘余氣飽和度上升，而殘余油飽和度、殘余水飽和度也略微上升。④隨著注采次數(shù)的增加，等滲點向左下方移動，等滲點對應(yīng)的相對滲透率變小。⑤多周期注采過后，氣—油、氣—水界面往復(fù)運移，隨著注采周期的增加，滲流阻力增加，導(dǎo)致流體滲流能力降低，滲流區(qū)收窄。這是由于在互驅(qū)過程中，油相或水相與氣相的互驅(qū)會造成油/水失去連續(xù)性，分散成油滴/水滴分布于氣相中。這部分油滴/水滴在流動過程中易于滯留在孔喉內(nèi)，由于賈敏效應(yīng)對流動會造成一定阻力。巖心經(jīng)多次互驅(qū)后，殘余氣飽和度呈上升趨勢。因此，在儲氣庫運行過程中，隨著注采周期的增加，氣庫殘余氣飽和度增加，一定程度上會造成儲氣庫庫容和運行氣量損失，注采能力下降，油、氣、水產(chǎn)出能力變?nèi)鮗14]。

2.6 多周期注采建庫可行性研究

使用3號巖心開展室內(nèi)物理模擬實驗，實驗結(jié)果如表5所示。

表5 巖心模型注采模擬結(jié)果數(shù)據(jù)

由表5可知：①自衰竭開發(fā)結(jié)束后，隨注采周期增加，巖心模型產(chǎn)油量逐步增加，后期趨于穩(wěn)定。相較于后續(xù)輪次，第一次注采提高采收率幅度相對較大，這是由于：注入天然氣后能夠迅速起到油藏增壓、溶解降黏、原油膨脹等作用，從而提高了原油采收率[15]。根據(jù)前述實驗研究，隨著輪次的增加，注入氣改善原油物性能力、氣—油滲流阻力增加，使得采收率提高幅度下降。②對比注采模擬各階段巖心模型飽和度變化，自衰竭開發(fā)結(jié)束后，隨注采周期增加，巖心模型含油飽和度逐步降低，含氣飽和度逐步增加，并逐步趨于穩(wěn)定。③原儲存油、水的地層孔隙空間逐步被氣體占據(jù)，儲氣及氣體滲流空間相應(yīng)增加。衰竭開發(fā)結(jié)束后，巖心模型含油飽和度為37.3%，含氣飽和度為0；5次注采過后，巖心模型含油飽和度降至22.4%，含氣飽和度增至47.0%。綜上所述，在研究目標油藏實施多輪次注采后，在較大幅度提高采收率的基礎(chǔ)上同時能夠獲得較大儲集空間。

3 結(jié)論

1）目標油藏為揮發(fā)性油藏，原油與天然氣混相壓力為 36.2 MPa（高于設(shè)計上限壓力 35 MPa），注采過程中不能發(fā)生混相；但是，注入氣與原油能發(fā)生近混相，驅(qū)油效率較高，有利于建庫。

2）注入氣溶解能夠使原油黏度降低、體積膨脹，經(jīng)五輪次注采后，天然氣抽提能力變?nèi)?，原油黏度降低幅度減小，注氣改善原油性質(zhì)能力略有下降。

3）經(jīng)過5輪次注采后，油和水仍保持較高的滲流能力，注氣可有效驅(qū)動原油和水；但經(jīng)過5輪次注采后，氣油、氣水兩相共滲區(qū)變窄，滲流能力減弱，注入氣存在損失，氣驅(qū)油和水效率有一定下降。

4）相比于水驅(qū)，經(jīng)過5輪次注采后，可提高原油采收率達20%，巖心內(nèi)含氣飽和度達到47%，說明多周期注采后能夠形成較大庫容，且在此基礎(chǔ)上能夠大幅度提高采收率，在該類揮發(fā)性油藏建儲氣庫具有可行性。