英东油田注气驱室内实验研究

管奕婷 郭 平 汪周华 周琳淞 柴小颖

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500；2.中国石油青海油田勘探开发研究院， 甘肃 敦煌 736202

注气作为一种有效的提高采收率方法，正在成为极具潜力和发展前景的技术[1-3]。20世纪80至90年代，美国和加拿大的注气技术已经得到大范围应用。在美国，注气项目中以CO2混相驱为主，而加拿大则以注入烃类溶剂混相驱为主导。我国陆上油田大多采用常规注水开采方式，注气开采技术发展比较缓慢，但最近几十年也开展了大量的气驱室内实验研究和矿场先导实验。注气提高采收率技术主要是指通过向地层原油中注入气体，当多相流动时，原油与注入气体之间就地出现组分传质作用，使油藏体系的一系列物理特征发生改变从而通过扩大提高驱油效率和波及面积来提高采收率[4-5]。油田注气过程中注入介质主要有烃气、CO2、N2、烟道气。由于烃类气体具有原油的某些特征，在原油中有一定的溶解度，能够以相对较低的压力与原油混相或者发展成混相且不伤害地层，所以注烃气驱在油田注气开发过程中具有一定的优势，特别适用于西部天然气市场不好的油田[6-11]。

1 油藏概况

英东油田是青海油田在柴达木盆地的重大发现，其位于柴达木盆地西部茫崖坳陷区油砂山 — 大乌斯构造带油砂山地面构造东段，西邻尕斯库勒油田、南邻乌南油田，以上新统的上油砂山组和下油砂山组为主力层的受断层控制的背斜油气藏。英东油田具有埋藏深度较浅(平均低于2 400 m)、含油气井段长等特点。岩芯分析显示，其渗透率范围为(0.1～500)×10-3μm2，平均125.9×10-3μm2；孔隙度集中分布在10%～23%，平均20.4%；粒度分选系数为1.28～8.20，平均2.30，分选性好，总体属于中孔中渗储层。该区域油藏流体物性较好，地面原油平均密度为0.842 gcm3，黏度为9.4 mPa·s，凝固点30 ℃，属轻质中黏常规油[12]。

该区块油藏储量大，油气藏埋藏浅，但其也有油气跨度长、层数多、地层水矿化度高且油气层交错分布区分比较困难等特点[13]，为了进一步提高该区块的原油采收率，拟采用注天然气开发。英东油田本身的天然气资源丰富，所以为该区注烃气混相驱技术提高原油采收率提供了有利条件。本次研究针对英东油田的以上特点，利用油田提供的天然岩芯和地层原油在室内通过模拟地层条件进行注烃气驱实验研究，评价该油藏注烃气提高采收率的可行性。

2 注气开发可行性室内实验评价

细管实验是指在细管模型中进行的模拟驱替实验，主要用于确定混相条件(MMC和MMP)。细管实验作为混相驱油田开发最重要的室内基础实验，它比较符合油层多孔介质中油气驱替过程的特征，并尽可能排除不利的流度比、黏性指进、重力分离、岩性的非均质等因素所带来的影响。英东油田注气驱最小混相压力(MMP)实验是在美国Corelab公司的细管装置和加拿大Hycal公司的长岩芯驱替装置上共同完成。实验驱替剂为根据组成相似原则配置的伴生气，其组成如表1所示。

表1 配制伴生气组成分析

在英东区块注干气MMP实验中选取了5个驱替压力点进行测试，得出了注入气体驱替到1.2倍孔隙体积(HCPV)时的驱油效率(表2)。

表2 不同压力下气驱采收率

在同一图上绘出不同驱替压力和驱油效率的关系，根据做出的非混相段和混相段的趋势线，其交点对应的压力即为最小混相压力。由图1中两个拟合公式可以解出，该区块储层注气驱的最小混相压力为31.8 MPa，高于地层破裂压力30 MPa，因此，目前地层压力条件下，该区块注气开发应为非混相驱。

3 长岩芯驱替实验及结果分析

3.1 实验装置

长岩芯驱替实验采用加拿大Hycal高温高压长岩芯驱替设备，该设备最高工作压力和温度为70 MPa和150 ℃，岩芯最长可达2 m。整个装置主要由注入系统、长岩芯夹持系统和采出系统组成，具体实验流程图如图2所示。

图1 最小混相压力求解图

图2 长岩芯驱替实验流程图

3.2 实验岩样的制备

实验所用岩芯选取英东区块有代表性的13块天然岩芯(表3)，经打磨、清洗、烘干后对岩芯的基本物性参数进行测试，并采用渗透率调和平均的方式(式(1))排列每块岩心的顺序，然后再组合成长岩心岩样。其长度为76.2 cm，直径为2.4 cm，孔隙度体积为68.84 cm3，平均渗透率为215.4×10-3μm2。

(1)

3.3 实验地层流体的配制

表3 岩芯参数

表4 配制流体组成分析

(2)实验注入干气为砂40井产出气，由于气量不足，选择组成相似干气代替，干气组成及性质对比分析见表1。

(3)为避免水敏效应，地层水和注入水均根据英东101井地层水分析数据(表5)在室内自行配制。水型为CaCl2型，总矿化度213 577 mgL。

表5 英东一号区块英东101井地层水分析资料

3.4 长岩芯驱替实验设计

实验温度均为地层温度45 ℃，实验驱替压力为地层压力15.5 MPa。每组实验如下进行：(1)首先将岩芯按照排列顺序装进胶皮筒中，对岩芯系统清洗、吹干、抽空，在低压下饱和定量束缚水，然后再用死油加压到15.5 MPa，连通系统及回压阀，保持流动系统通畅；(2)用配制好的油样驱替(保持在15.5 MPa下)死油，一般采用较慢的速度驱4～5PV后，测试出口端气油比与原始一样时结束驱替。到此完成原始状态建立过程；(3)接着进行地层温度下实施气驱、气水交替驱及水驱后气水交替驱3组实验，实验中记录好驱替时间、泵读数、注入压力、注入速度、环压和回压，监测采出气油比和分离出的油量、气量；(4)实验采用同一岩芯，每组实验结束后用石油醚和无水酒精清洗岩芯，接着用氮气吹，并烘干岩芯系统，然后重复(1)、(2)步骤，形成原始状态后，进行下一组实验。

3.5 长岩芯实验结果及分析

实验根据原始地层压力以及测试的最小混相压力，模拟地层条件(地层压力15.5 MPa，温度45 ℃)，利用多级恒温岩芯驱替系统完成3组驱替实验：(1)气驱；(2)气水交替驱；(3)水驱后气水交替驱。实验结果见表6。

表6 长岩芯不同驱替方式的最终驱油效率 %

从长岩芯驱替实验结果可以看出，水驱的采收率最低为46.3%，在水驱后进行气水交替驱采收率提高了9.21%，而直接进行气驱、气水交替驱与水驱相比采收率分别提高了3.90%和12.11%。由此可以看出，4种开发方式中其他3种开发方式均要好于水驱开发方式，且气水交替驱能取得最好的开发效果。

通过3组实验测量出驱油效率、气油比以及压差在不同驱替倍数(HCPV)下的变化，结果见图3 — 图5。可以看出气驱、气水交替驱、水驱后气水交替驱3种开发方式呈现出如下特点：

图3 驱替倍数与驱油效率

图4 驱替倍数与气油比

图5 驱替倍数与驱替压差

(1)在气体突破之前，气驱的采出程度高于其他两种开发方式，当驱替倍数达到0.4HCPV时，气体突破，气油比有所增大并保持平稳的上升，且驱替压差达到最大值，气体突破点驱油效率为43.8%，最终采收率为50.2%，在气体突破后驱替压差的值减小渐趋于0。

(2)直接进行气水交替实验过程中，当气水交替注入量达0.5HCPV 时水突破，此时的采收率为47.32%，气在气水交替注入量达0.6HCPV时突破，采收率为52.9%，气体突破后气油比迅速上升，且发生交替变化，当注入气体达2.2HCPV时最终采收率为58.41%。

(3)从水驱后气水交替驱整个试验阶段可以看出，在初期水驱过程中气油比基本保持不变，驱替压差随着驱替倍数的增加而上升，驱替倍数达到0.5HCPV、出水驱替压差达到1.07 MPa之后出现不稳定的波动变化，采出程度也出现了小幅的下降。在出水之后进行气水交替驱，采出程度继续上升且在驱替倍数为0.9HCPV时超过直接气驱，说明水驱后气水交替驱的开采效果较直接气驱效果更好。

总体来看，3种开发方式的采出程度随着驱替倍数的增加呈直线上升趋势，当驱替倍数达到一定值时采出程度达到最大并趋于稳定，直接进行气水交替驱的驱替效果最佳。气水交替的过程中，由于气水交替注入过程中气相和液相交替驱扫不同的含油孔道，能够有效地提高驱油效率，当气水交替注入时，产生气相渗透率滞后效应，并形成较大的滞留气饱和度，降低气相渗透率，水相主要驱扫油层中下部，而加入的气相则会由于重力作用向上超覆，主要驱扫油层上部，从而提高驱油效率。

4 结 语

(1)通过5个驱替压力点的测试可知，英东区块注干气驱最小混相压力确定为31.8 MPa，高于其地层破裂压力30 MPa，因此，在地层压力条件下，该区块的注气开发方式应为非混相驱。

(2)利用在现场取得的天然岩芯，模拟地层条件并进行了注气驱、气水交替驱以及水驱后气水交替驱的实验，得出了不同驱替方式下的驱油效率。总体来看，3种开发方式与水驱相比采收率分别提高了3.91%、12.11%、9.21%，气水交替驱的效果最佳，建议优先选用气水交替注入方式。

(3)通过对长岩芯实验结果的分析，英东油田注气提高采收率是可行的，为英东区块下一步的合理开发方案提供了重要的理论和实验依据。

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