鄂尔多斯浅层特低渗油藏水驱后空气驱实验研究

王成俊，郑黎明，高瑞民，刘 敏

（1.延长石油集团研究院，陕西西安 124000；2.中国石油大学（华东）石油工程学院）

1 引言

鄂尔多斯东部浅层特低渗油藏主力油层主要为河流相、三角洲前缘等，由于其天然能量弱，地层压力低，衰竭式开发效果较差，因此采取注水开发补充地层能量。然而由于其渗透率特低，且存在一定微裂缝，储层出现部分水井注入压力相对过高、注不进的问题，部分水井虽然注入，但连通油井很快水淹，储层原油采收率较低，因此需要采用新的技术来开发。目前室内研究较多的为低渗储层岩心直接气驱，与油田实际有一定差距，因此本文研究层特低渗油藏在水驱一段时间后的空气驱开采效果，为现场提供一定技术指导［1－6］。

对于埋深较浅的油藏，空气驱的主要作用原理为：使氧气与剩余油在低温条件下（接近或高于油藏温度）自然发生氧化，在达到生产井以前消耗掉空气中的氧，主要靠反应所产生的烟道气（CO2、CO等）形成烟道气驱，达到提高采收率的目的［7－8］。因此，把空气注入到油藏时，同时发生两种现象：驱油和油的氧化。空气并不直接起驱油作用，起驱油作用的是在油层内生成的CO和CO2以及由N2和蒸发的轻烃组分等组成的烟道气。反应程度与原油特性、岩石和流体特性、温度和压力有关。从本质上讲，注空气驱是间接的注烟道气驱，但是它又综合了多种驱油机理［9－11］。

2 特低渗岩心水驱后空气驱实验研究

（1）实验仪器与药品。实验仪器：驱替实验装置，回压阀，手摇泵，压力表，空气瓶等；实验药品：蒸馏水，NaCl，CaCl2，MgCl2，煤油，空气等。

（2）实验步骤：①参照鄂尔多斯盆地某油田地层水配置矿化度为40000 mg／L的地层水，所含成分比例为 NaCl∶CaCl2∶MgCl2＝70%∶12%∶18%，将岩心装入岩心夹持器，调试装置；②饱和地层水，记录岩心渗透率；③对岩心饱和油，测定形成的束缚水体积；④正式进行水驱，记录油水产出状况与压力变化；⑤水驱至不再出油后停止，改为气驱，测定油水产出状况与压力变化，并用排水法记录气体在大气压下的流量；⑥当气驱至不再出油时停止，再次进行水驱，水驱一定时间后停止实验。

2.1 水驱后空气驱油效果分析

实验采用人造岩心。岩心a、b孔隙度分别为14.21%和13.68%，气测渗透率分别为28×10－3μm2和30×10－3μm2，水测渗透率分别为6.06×10－3μm2和5.46×10－3μm2，实验结果如图1所示。正常水驱后气驱时岩心入口压力维持在2.0MPa左右，出口端压力保持为1.0MPa。实验中发现对于特低渗岩心，水驱后气驱可以达到一定辅助原油开采效果。但因为室内岩心长度较短，以及岩心渗透率特低，气体渗透率相对油水相的渗透率要高很多，空气驱未能经过有效作用便气窜流出，一定程度上影响了室内原油采出效果。

2.1.1 采出程度变化

图1 水驱后气驱实验结果

由水驱后气驱实验结果可知，原油采出程度有明显增加，说明水驱后气驱通过进入更小的孔喉，将部分死油驱替出。室内对两块岩心进行了水驱后空气驱实验，两岩心空气驱采出程度分别增加1.3%和2.1%。

2.1.2 含水率变化

岩心a水驱结束时含水率99.2%，当水驱后气驱，含水率下降至80.0%，后又逐渐上升至98.5%。岩心b水驱结束时含水率达到97.9%，当水驱后气驱，含水率下降至77.8%，后又逐渐上升至90.5%。水驱后气驱由于形成气锁，且气体渗透率大于液相渗透率，因此，产水明显减少，但重新水驱后气锁影响逐渐减小，且重新形成水相优势通道，因此含水率重新上升。

2.2 水驱后空气驱注入量优化

水驱后气驱注入压力和出口端压力分别为2.0 MPa和1.0MPa。考虑到现场应用实际与成本要求，对水驱后气驱注入量进行优化分析。岩心孔隙度为14.15%，气测渗透率为29×10－3μm2，水测渗透率为6.21×10－3μm2，水驱后气驱中，一直注入空气至不再出油为止，随着空气注入量不断增加，原油采出程度逐渐增加，其变化规律见图2。

图2 水驱后气驱空气注入量优化

由实验结果可知，实验中随水驱后气驱空气注入量增加，开始主要为产水，随气体进入死油区，气驱开始发挥作用，逐渐提高原油采出程度；另外，由图2可知水驱后气驱过程中，气驱采出程度呈现阶梯式增加，即注入6、25、38、75 PV时分别出现区域最优值，分别提高采出程度2.9%、3.9%、4.9%和6.8%。这反映了在现场应用气驱时可以根据现场成本要求和实际工况要求，制定不同的空气驱注入量方案。关于气驱采出程度的阶段性增加，分析认为，在不同注入量的气驱过程中，分别驱替不同的孔喉中的原油；最开始气体首先进入原油最容易被驱替出的驱替通道，将原油驱替出，原油在向前推进此过程中，同时发生原油在较小孔喉的重新聚集或捕集；当整体上该优势通道原油被驱替完后，气体进入次优势通道，更次优势通道等等，直至气驱失去效果。

为验证实验结论，室内进行了另外两组水驱后气驱实验（图3），实验亦证明了上述结论的可靠性。

图3 水驱后空气驱采出程度与气体注入量关系图

2.3 水驱后气驱注入时机分析

在上述优化基础上，进行水驱后气驱注入时机的优化，分别选择刚见水时气驱、见水5 min后气驱、见水10 min后气驱、见水20 min后气驱和水驱至不再出油时气驱，在其他相同注入条件下气驱，结束后进行再次水驱，至不再出油时结束。

由图4可知，不同注气时机下水驱后气驱采出程度不同，随注空气驱时含水率增加，空气驱综合采出程度先降低后增加。其中，见水时进行气驱效果最好，室内采出程度达到99.01%，水相突破后进行气驱效果急剧下降。分析认为，空气会经由水相的窜流通道优先发生气窜，见水5 min（含水率94.3%）后进行气驱综合采出程度仅为84.23%；随着见水时间的增加，水相增加，在驱替部位占据优势地位，后续进行气驱时气锁程度逐渐增加，使得气体可以进入更多孔喉进行驱替，且后续水驱的综合阻力增加，水相亦可进入更多孔喉驱替，因此综合采出程度相应逐渐增加。因此，在现场应用水驱后空气驱时可以在含水率较低时应用。

图4 水驱后气驱注入时机分析

3 原油低温耗氧室内分析

浅层特低渗油藏水驱后空气驱面临的一个重要问题为产出气中的氧气的安全性与对生产管柱的腐蚀性。因此需要对产出气中的氧气浓度进行分析，并对剩余氧气在产出过程中造成的腐蚀、安全性问题等制定相应的预案与建议。在室内岩心驱替过程中发现，水驱后随空气的持续注入，空气在多孔介质内部先发生对水相的驱替，当气驱前缘到达出口端时将迅速发生气窜。室内岩心驱替实验中，受岩心长度限制，岩心内部氧气与轻质原油的低温氧化消耗较弱，因此不能较好地反映实际油藏驱替过程中的氧气浓度变化及低温氧化问题。

通过静态耗氧实验，研究低温条件下原油耗氧量、产出气体组分随时间的变化。实验根据鄂尔多斯盆地某区块地层温度选用30℃，在高压恒温氧化仪中，将天然岩心粉碎成的砂粒（20～30目）和地层原油中通入一定体积的空气（6.0MPa、0.2 PV），每隔24h取样检测残余气体中O2和CO2的含量。

从图5可以看出，氧气的含量随时间增加而减少，初始质量分数为21.0%，到240 h时降至18.2%，二氧化碳的含量随着时间增加而缓慢增加，240 h时二氧化碳含量为0.66%。注空气泡沫静态氧化实验说明，原油发生低温氧化反应的程度非常小；室内通过改变注入空气量0.15 PV和0.25 PV，发现此时氧气消耗量依然较低。因此说明室内实验产出气中氧气浓度大于爆燃的安全浓度区间。

图5 水驱后气驱O2与CO2含量变化

但在现场注入空气时，生产井井口氧气浓度较低，说明氧气的耗散途径不仅仅局限于原油低温消耗，还包括由于欠注导致的地层亏空处空气聚集、地层水中矿物粒子氧化、地层岩石矿物氧化等。

4 结论

（1）水驱后气驱可以提高浅层特低渗油藏的原油采出程度，同时可以一定程度上降低含水率，说明高含水井依然可以通过气驱来驱替细小孔喉原油，提高油藏动用程度。

（2）对于浅层特低渗油藏，水驱后空气驱采出程度与气体注入量存在阶梯性上升趋势，对于不同的油田可以选择气体注入量的局域性最优值。现场应用水驱后空气驱时尽量选择在含水率较低时应用，以提高该阶段气驱经济效益。

（3）浅层油藏低温耗氧量较低，需要制定相应的安全管理制度来保证水驱后空气驱的安全性，对于生产井可以采用井内加防腐剂方式进行防腐。

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