BZ25-1油田沙二段储层氮气、水交替注入室内实验研究

郑继龙，翁大丽，苗钰琦，陈平，宋志学，李娟

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津塘沽 300452 2.中国石化河南油田石油工程技术研究院，河南南阳 473000

BZ25-1油田沙二段储层氮气、水交替注入室内实验研究

郑继龙1，翁大丽1，苗钰琦2，陈平1，宋志学1，李娟1

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津塘沽 300452 2.中国石化河南油田石油工程技术研究院，河南南阳 473000

BZ25-1油田沙二段储层经过长期注水开发，已进入高含水开发后期，水驱采收率偏低。通过分析气水交替注入提高采收率的作用机理，在物模实验研究的基础上提出采用N2水交替注入实现BZ25-1油田沙二段储层的挖潜控水。实验结果表明，N2水交替注入采收率较单纯水驱采收率提高3.63%。受渗透率非均质性的影响，注入水主要进入高渗透层驱油，并很快从高渗透层突破且含水上升快。注N2综合采收率较水驱略低，主要是N2从高渗透层突破后，降低了低渗透层的驱油效率。N2水交替驱在一定程度上能改善流度比，降低渗透率非均质性带来的影响，增加驱油效率。

氮气；驱替实验；水气交替；低渗油藏；BZ25-1油田；采收率

气水交替驱是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法［1］。BZ25-1油田沙二段储层经过长期注水开发，已进入高含水开发后期，尽管采取了注水等一系列有效措施，取得了显著成效，但仍然有相当部分原油残留，水驱采收率偏低。气体具有易流动、降粘、体积膨胀、降低界面张力的作用，所以对提高非均质油藏的提高采收率的问题是一个很好地解决途径［2］。本文在对BZ25-1沙二段储层油田油藏类型、流体性质、储层物性、构造特征和储层特征等研究的基础上，分析了气水交替注入提高采收率的作用机理，通过室内并联岩心驱替实验，提出采用N2水交替注入实现BZ25-1沙二段储层油田的挖潜控水。

1 BZ25-1油田沙二段储层概况

渤中25-1油田位于渤海湾盆地、渤南低凸起西端渤中凹陷与黄河口凹陷的分界处，是油气聚集的有利场所［3］。沙二段是异常高温高压系统，地层压力41.8～57.0 MPa，地层温度120～135℃。沙二段油藏埋藏深度为3 250～3 400m，沙二段孔隙度主要分布在10.0%～23.0%，平均为16.3%；渗透率主要分布在0.6×10－3～563.1×10－3μm2，平均为42.7× 10－3μm2，属于常规低渗油藏。分析资料表明：沙二段原油为轻质原油，具有三高、三低（高含蜡、高凝固点、高饱和烃、低密度、低粘度、低含硫量）的特点。地层水为重碳酸氢钠（NaHCO3）型，总矿化度为8 907 mg／L，氯离子含量为1 117mg／L。注水井在7～15 MPa的井口注入压力下，日注水量为270～600 m3／d。渤中25-1油田单井注水量可达600 m3／d，单井有效厚度在7.4～49.8 m。油田全面开发时，可通过分层采油和注水工艺减小层间矛盾，提高油田水驱油效率。

2 气水交替注入提高采收率机理

气水交替注入可有效提高油田二次或三次采油采收率。一般认为，气水交替注入驱油增油的主要机理有［4］：1）改善气油不利流度比，防止注入气粘度性指进，改善注气波及体积，稳定注气前缘。2）重力分异作用采出顶部的剩余油，N2上升到油层顶部，可大幅度提高地层压力，同时还可以通过与原油混相而降低原油粘度来提高原油采收率。3）分子扩散与渗吸作用，提高驱油效率。4）气水交替注入过程中组分交换作用可换得额外采收率。综上所述可知，水、气交替注入后，在油层中形成油、气、水三相流动，增加了渗流阻力，改善了吸入剖面。由于重力分异作用扩大波及体积，从而将水驱时难以波及到的正韵律厚油层顶部的剩余油驱替出来［5］。

3 BZ25-1油田沙二段储层气驱并联双管岩心驱替实验

3.1 实验方法及条件

根据BZ25-1油田沙二段储层渗透率非均质性分布规律，选择与其高渗层和低渗透层平均渗透率相近的人造岩心进行物模试验研究。因此，高渗、低渗分别用渗透率为467.47×10－3μm2、44.18× 10－3μm2的两根并联人造岩心模拟储层非均质性，在地层温度、压力条件下利用并联双管开展地层原油驱替实验研究［6－8］。测试注水、注气、气水交替不同开采方式下地层原油的采收率及相应的变化规

律［9－10］。

实验用水：室内配置BZ25-1油田地层水，矿化度为8 907 mg／L，经0.45μm微孔滤膜过滤。

氮气：纯度99.9%。

实验用油：BZ25-1油田原油，油藏温度条件下（135℃）粘度为6.0 mPa·s。

3.2 实验仪器及流程

高压恒压恒速泵，美国原装进口Qiuzix品牌QX5210-HC-A-AH-S型号泵；岩心夹持器（Φ25 mm×300 mm），江苏海安发达石油仪器有限公司；气体流量计，德国Ritter公司TG05-3。岩心驱替装置，扬州华宝石油仪器有限公司，流程见图1。

图1 并联双管岩心驱替实验测试流程

3.3 实验步骤

1）测试岩心基础物性参数（见表1），安装岩心，按实验流程连接好实验仪器设备，检查密闭性；

表1 岩心基础物性参数

2）岩心抽真空、饱和水，分别测高、低渗岩心孔隙体积；

3）记录驱替过程中油和水的流速、流量，至驱不出水为止，从而建立束缚水饱和度，并饱和油，老化24 h；

4）调节回压阀至实验压力，待压力表稳定后半小时开始实验；

5）注水驱替：入口按34.0 MPa水驱，至出口含水率98%，测水驱采收率；

6）注N2驱替：重新饱和油，入口按34.0 MPa水驱，至出口含水率80%，入口按34.0 MPa压力注N2驱，至N2突破后，一直注水驱至不出油为止，测N2驱采收率，注气速度0.20 mL／min；

7）N2、水交替驱：重新饱和油，入口按34.0 MPa压力水驱，至出口含水率80%，入口按34.0 MPa压力注0.1 PV气段塞，再注0.1 PV水段塞，交替4个周期后，一直注水驱至不出油为止，测N2与水交替注入驱采收率，注入速度0.20 mL／min。

4 测试结果

4.1 注水驱替实验研究

并联岩心抽真空后饱和地层水，用脱气原油驱水，再用地层原油驱替，至不出水、气油比稳定为止，建立束缚水饱和度，低渗岩心为41.18%、高渗岩心为32.76%。建立起束缚水和含油饱和度后，入口按34.0 MPa压力注水驱替，至岩心出口含水率98%，测水驱采收率，低渗岩心为30.01%、高渗岩心为75.4%、综合采收率为55.77%。图2、3绘出了水驱实验采出程度和含水量随注入孔隙体积倍数的变化曲线，可以看出，高渗岩心驱替效率高，而低渗管效率较低，主要原因是受渗透率非均质性的影响，注入水主要进入高渗岩心管驱油，并很快从高渗岩心管突破且含水率上升较快，高含水采油期长。

图2 水驱实验采出程度随注入空隙体积倍数变化曲线

图3 水驱实验含水率随注入空隙体积倍数变化曲线

4.2 注N2驱替实验研究

在建立起束缚水和含油饱和度后，进行衰竭实验，压力由地层压力34.0 MPa衰竭至饱和压力18.41 MPa，测试衰竭采收率低渗岩心管为2.13%、高渗岩心管为2.48%、综合采收率为2.33%；衰竭实验后，入口按34.0 MPa压力注水驱替，根据BZ25-1的实际生产情况确定水驱至岩心出口含水率在80%左右，然后在18.0 MPa条件下转注N2，测试注N2驱累计采收率低渗岩心管为23.86%、高渗岩心管为77.40%、综合采收率为54.25%。

注N2驱实验采出程度和含水率随注入孔隙体积倍数的变化曲线如图4、5所示，从实验结果可以看出，高渗岩心管驱替效率较水驱高，而低渗岩心管效率则较低，综合采出程度略低于水驱。分析原因：注N2易从高渗管突破，低渗管难以驱替，注N2增加波及效率的特点主要体现在纵向上，对于水平填砂管难以体现，N2从高渗管突破后，反而降低了低渗管的驱油效率，因此综合采收率较水驱略低。

图4 注N2驱实验采出程度随注入孔隙体积倍数变化曲线

图5 注N2驱实验含水率随注入孔隙体积倍数变化曲线

4.3 气水交替驱替实验研究

在建立起束缚水和含油饱和度后，进行衰竭实验，压力由地层压力34.0 MPa衰竭至饱和压力18.41 MPa，测试衰竭采收率低渗岩心管为2.36%、高渗岩心管为2.43%、综合采收率为2.40%；衰竭实验后，入口按34.0 MPa压力注水驱替，根据BZ25-1的实际生产情况确定水驱至岩心出口含水率在80%左右，交替注入0.1 HPV的N2和水段塞3组，再连续注N2，测试气水交替驱采收率低渗岩心管为34.77%、高渗岩心管为78.16%、综合采收率为59.40%。气水交替驱实验采出程度和含水率随注入孔隙体积倍数变化曲线如图6、7。

图6 气水交替实验采出程度随注入孔隙体积倍数变化曲线

从实验结果可以看出，气水交替驱在一定程度上能改善流度比，降低渗透率非均质性带来的影响，增加驱油效率。

图7 气水交替驱实验含水率随注入孔隙体积倍数变化曲线

5 结论

1）水驱实验中高渗管比低渗管驱替效率高，注入水进入高渗管驱油，很快从高渗管突破且含水率上升快，高含水采油期长。在非均质储层中，可考虑改善流度比、封堵高渗带、提高低渗带波及效率。

2）注N2易从高渗管突破，低渗管难以驱替，N2从高渗管突破后，降低了低渗管的驱油效率，综合采收率较水驱略低。

3）气水交替驱在一定程度上能改善流度比，降低渗透率非均质性带来的影响，增加驱油效率。

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Indoor experimental research
on N2-alternating-water injection of BZ25-1 oilfield

ZHENG Jilong1，WENG Dali1，MIAO Yuqi2，CHEN Ping1，SONG Zhixue1，LIJuan1
1.CNOOC EneTech-Drilling＆Production Co.，Tianjin 300452，China 2.Research Institute of Petroleum Engineering and Technology of Sinopec Henan Oilfield Company，Nanyang 473000，China

After long-time water-flooding exploitation，BZ25-1 oilfield has entered the later stage of high-water-cut exploitation and thewater drive recovery efficiency is rather low.Based on the analysis of the oil recovery enhance-mentmechanism by means of water-alternating-gas injection，and physicalmodel experiment，this paper put for-ward themethod of adopting N2-alternating-water injection for achieving high-water-cut production of BZ25-1 oil-field.The experimental results show that，compared with the purewater-flooding oil recovery，the oil recovery real-ized by N2-alternating-water injection may increase by 3.63%.Due to the influence of anisotropy of permeability，the injected watermainly enters the oil layer with high permeability and quickly breaks through the oil layer with high permeability，and the water cut rises rapidly.Because the N2reduces the oil displacement efficiency of low permeable formation when it breaks through the oil layer with high permeability，the recovery efficiency after injec-ting the N2is lower than injectingwater.N2-alternating-water flooding can improvemobility ratio，reduce the effects of heterogeneity of the permeability and increase oil displacement efficiency.

nitrogen；displacement experiment；water-gas alternation；low-permeability reservoir；BZ25-1 Oilfield；oil recovery

TE375.45

A

1009-671X（2015）02-058-03

10.3969／j.issn.1009-671X.201406011

2014-06-16.

日期：2015-03-25.

国家科技重大专项基金资助项目（2011ZX05024-002-001）.

郑继龙（1987-），男，工程师.

郑继龙，E-mail：jilong296＠sina.com.

http：／／www.cnki.net／kcms／detail／23.1191.u.20150325.1313.016.html