高含水油藏注气驱提高采收率技术研究

敖文君，孔丽萍，王成胜，2，陈士佳，2，田津杰，阚 亮

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027)

高含水油藏注气驱提高采收率技术研究

敖文君1，孔丽萍1，王成胜1，2，陈士佳1，2，田津杰1，阚 亮1

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027)

针对高含水中后期油藏以及注水困难的水敏油藏难以实现高效开发与持续稳产的问题，通过PVT釜高压物性实验与长细管驱替实验进行了注富气与CO2驱提高采收率室内评价研究。实验对原油进行了PVT高压物性分析，研究了注入不同摩尔分数比例的CO2和富气时，原油饱和压力、降黏效果和膨胀能力的变化规律，并对比分析采用连续注气与交替注气下，高含水油藏的驱油效果。长细管实验对比分析了注CO2和富气在原油中的最小混相压力及混相驱替效率，CO2在原油中的最小混相压力为14.27 MPa，富气在原油中的混相压力为34.74 MPa。对原油物性与驱油效率的分析表明，注富气可以较好地提高轻质油藏原油的采收率。与水驱相比，采用连续注气与交替注入，富气驱均可以提高采收率28%以上，且交替注入的效果更好。

原油物性 CO2驱 富气驱 驱替效率 轻质油藏

我国低渗透油藏资源储量丰富，但当注水开发进入中后期以后，注水压力会不断升高，吸水能力不断下降，且当储层中有水敏性黏土矿物时，遇水易膨胀，堵塞孔隙，降低储层渗透率，继续注水很难保持高效稳产。因注气不会与储层矿物发生反应，现已成为国内外除热采之外发展较快的提高采收率方法[1-3]。全世界正在进行的注气采油项目中共有188个，其中注CO2采油项目高达122个，占65%，注烃类气采油项目38个，占20%。在2000年，美国进行了5项烃类混相驱和1项非混相矿场试验，截至目前，注烃气项目已占美国注气项目的10%以上[4，5]。加拿大在2010年实施烃类混相驱项目28项试验，占总注气项目的71%，产量提高3519 m3/d[6，7]。阿尔及利亚的Zarzaitine油田在水驱后进行注烃气驱，驱油效率提高8.9%[8]。除此之外，巴西、印尼等国家也进行了注烃气的技术研究与现场试验，并取得了较好的效果，其采收率一般可以提高8%～15%，生产寿命一般为12～20年[9]。

我国由于受到气源和压缩机制备等条件的制约，注烃类气驱发展起步较晚，且很长一段时间都处于小型矿场试验和室内研究。但随着注气工艺技术的不断发展与提高，注烃气提高采收率技术有了很大的提高，目前，国内已有吐哈、长庆、大庆、新疆等多个油田实施过注烃气矿场试验[10-12]，并取得了很好的效果。

烃类气一般分为贫气、富气、以及液化气，由于这些气体具有油藏原油的某些特性[13-14]，能够很大程度的降低界面张力、使原油膨胀和降低原油黏度等来提高采收率，并且在注入时不会对地层产生伤害，不必进行处理，不腐蚀管线等优点而被认为是很有潜力的方法。

1 流体性质

试验所用的原油和天然气都取自于某一油井，依据开发初期该油藏区块的原始PVT数据及汽油比和目前地层压力、温度等资料，进行了原油配制，原油饱和压力为18.15 MPa，单次脱气原油溶解气油比为136.839 m3/m3，地层油体积系数1.350，地层油平均溶解气体系数7.539 m3/(m3·MPa)，地层油体积收缩率25.926%，活油密度0.695 g/cm3，死油密度(20.0℃，0.101 MPa)0.815 g/cm3。死油摩尔质量203.568，活油黏度0.989 mPa·s，死油黏度2.531 mPa·s，地层压力为25 MPa，地层温度为61.7 ℃。其中活油是指在地层压力下溶解有气体的液态烃，死油是指油气藏烃类流体经单次脱气到大气条件下所得到的液态烃。对原油的物性分析，可知在原始地层条件下为挥发油。试验井流物与注入富气的组分组成见表1。

表1 井流物与富气的摩尔组成

2 高压物性实验

根据研究的需要，开展了富气和CO2对流体相态影响实验，分别测试了注不同摩尔分数(与原油体积相比)富气和CO2气体对流体膨胀能力、饱和压力、黏度的影响，其高压物性测量主要系统由PVT斧、气体体积计量计以及毛细管黏度计等设备组成，此外还包括真空泵、压力泵及其相应的设备软件等。实验温度为61.7 ℃，CO2精度为99.99%。

2.1 对流体相态的影响

图1与图2分别为注入不同比例CO2和富气时，液相相对体积与压力的关系(P-V关系)。通过对比可以看出，在不同的注气比例下，图1与图2其曲线的变化趋势基本相同，即在一定的注气比例下，随着压力的降低，初始阶段，相对体积曲线比较平缓，但当压力降低到某一点后，曲线会迅速上升。该点所对应的压力即为泡点压力。在泡点压力以下，流体会产生相变，从纯液相向气液两相转变，所以当压力低于泡点压力以后，压力继续降低，则相对体积增大的速率逐渐变大。在另一方面，随着注气比例的增大，曲线在转折点更加平滑，且向右偏移，表明随着注气量的增加，泡点压力逐渐增大。当泡点压力升高时，不仅会提高气体在原油中的溶解能力，同时也会使注入气对原油的抽提和萃取作用增强[15]，有利于进行混相驱提高采收率。

图1 注入不同摩尔分数CO2下的P-V关系

图2 注入不同摩尔分数富气下的P-V关系

2.2 对原油物性的影响

在同一油藏温度下，通过PVT高压物性测定仪，分别测定了在不同注气比例下，CO2和富气对原油饱和压力，黏度以及体积系数的影响，并进行了对比分析，如图3、4、5所示。

图3 注入不同摩尔分数饱和压力对比

由图3可以看出，对于两种气体，饱和压力随注气量的增加而逐渐升高，但在相同的注入比例下，注富气比注CO2饱和压力升高的更多。饱和压力随富气注入量增加而升高速度加剧，而随CO2注入量升高变化比较缓慢，当注入富气含量达到50%时，泡点压力由原来的18.15 MPa上升到39.91 MPa，而注入60%比例的CO2气体时，泡点压力只有25.081 MPa，表明CO2在原油中的溶解能力要比富气好，因此在进行富气驱提高采收率的过程中，在设备要求与经济条件允许的范围内，要选取适当的注富气比例，得到最佳经济效益下的泡点压力。

图4 注入不同摩尔分数下原油黏度变化对比

图5 注入不同摩尔分数体积系数对比

图4和图5为原油在不同注气比例下的黏度与体积系数的值。目的是为了通过曲线关系，对比分析注CO2与富气对原油的降黏效果和膨胀能力的影响规律。由图4可以看出，随着注气量的增加，黏度都呈下降的趋势，说明随着注气量的增加，两种气体抽提和萃取原油轻质组分逐渐增多，原油中因为轻质组分被抽提，同时注入气溶于原油，使得原油溶解重质组分的能力降低，原油中的重质组分也相对减少，原油的性质也逐渐变好。通过对比可以看出，在相同注入比例下，注富气比注CO2可以更好地降低原油黏度，这是因为富气具有原油的某些特性，但在富气注入比例小于40%的过程中，黏度下降很快，当原油中富气含量达到40%时，黏度由原来的0.951 8 mPa·s降到了0.538 8 mPa·s，几乎降了44%。当富气注入比例大于40%以后，黏度下降很平缓且逐渐趋于恒定，表明继续加大注气量，富气很难继续溶解，对黏度影响不大。即在富气注入比例为40%左右时降黏效果最好。由图5可以看出，对于两种气体，随着注入量的不断增加，原油的体积系数增加，并且注入比例越大，膨胀程度越大，但是在相同的注入比例下，注富气比注CO2可使原油体积膨胀的更大。当原油中含CO2和富气的量都是50%时，在注富气下，原油体积系数增大了45.5%，而在注CO2下，原油膨胀系数仅仅增大了26.7%，说明注富气可以更好地提高原油的膨胀能力。

原油黏度的降低使原油的流动能力大大提高，同时也很好的改善了油水流度比，有利于扩大波及体积。而原油体积的膨胀，不仅可以有效地增加地层弹性能力，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，使驱油效率升高，从而提高油藏最终采收率[16-21]。因此富气驱也可以很好的改善油藏流体性质，提高原油产量，但富气的注入量不是越多越好，因为当富气注入量过多时，泡点压力也会随之升高，且黏度也不会一直降下去，所以对于不同的油田，应优选注富气的最佳比例，才可以得到最好的驱替效果。

3 驱替实验

3.1 长细管驱替实验

为了确定CO2与富气在原油中的最小混相压力，研究了油藏注CO2和富气的驱油效率。该实验中所使用的长细管内径6 mm，长度20 m，内部用石英砂填充，气测渗透率20.2×103μm2，孔隙度为37.2%。

最小混相压力的测定[22]：

(1)地层原油样品的饱和

①将细管用石油醚洗净，然后用N2气体进行排空，当出口端不再有液体产生，且气流稳定后停止注气，最后将细管烘干10 h以上。

②用环己烷充满整个细管，恒定到实验温度与实验压力，实验压力高于原油饱和压力。

③保持实验压力和实验温度下，用地层原油样品缓慢顶替细管中的环己烷，当原油样品驱替2.0孔隙体积后，在出口端测定气油比，气油比不变时，饱和完成。

(2)驱替实验

①用经验公式计算最小混相压力，然后从高到低选取6个回压测试点。

②将注入气(CO2或富气)恒定到实验温度下，在实验压力和恒定注入速度下，缓慢驱替细管中原油，产出气液由电脑记录。

③当累积注入1.2倍孔隙体积后，观察出口产液量，不再产油后，停止驱替。

④重复不同压力下的驱替实验与数据处理。

3.2 长细管驱替实验结果与讨论

3.2.1 最小混相压力

由图6可知，随着压力的降低，采收率曲线开始变得平缓，当压力降低到一定程度后，出现转折点，再降低压力，采收率曲线迅速下降，则此转折点处的压力为最小混相压力，表明驱替由混相驱替转变为非混相驱替。由图6可得出，CO2驱的最小混相压力为14.27 MPa，在高于最小混相压力后，细管驱替实验的最终采收率约为92.02%。由于富气在原油中的溶解能力比CO2差，富气驱时，所测得的最小混相压力也比CO2的高，为34.74 MPa，最终采收率为90.26%。因此，富气驱更适合地层压力相对比较高的油藏。

图6 细管测定最小混相压力

图7 注气量与注入效率的关系

3.2.2 驱替效果分析

图7为注CO2与注富气时，两者混相驱替驱油效率的对比，可以看出，在CO2与富气都进行混相驱替的过程中，随着注气量的增加，两者的采收率都增加，虽然在相同注气量下，CO2的采收率要略高于富气驱的采收率。但是驱替完成后，CO2驱与富气驱最终的采收率相差不大，CO2驱的最终采收率为90.49%。富气驱的最终采收率为90.12%。同时最终的累计注入量富气驱也只比CO2驱多了0.05 PV。可见，如果在油藏条件允许的情况下，采用富气驱仍然可以很好的提高原油采收率。

3.3 长岩心驱替实验

为了对比分析中高含水期油藏注富气相比水驱提高的采收率程度，进行的长岩心物理模拟。岩心长度99.6 cm，直径2.5 cm，平均水测渗透率25.42×103μm2，孔隙度22.8%，孔隙体积111.4 cm3，实验压力25 MPa，实验温度为61.7 ℃。实验方案：①水驱含水100%后，连续注入0.45 PV富气，再后续水驱至100%；②水驱含水100%后，交替3次注入0.15 PV的富气和水，再后续水驱至100%。实验结果如图8所示。

图8 连续注入0.45 PV富气的驱油效果

图9 交替注入0.45 PV富气的驱油效果

图8与图9对比分析了两种不同注气方式下，中高含水油藏富气驱的驱油效果与含水率的变化规律。对于连续气驱，其采收率从水驱的44.72%提高到73.69%，提高采收率28.97%；交替注入下，采收率相比水驱提高31.42%。这些表明目前地层温度与地层压力下，高含水油藏后期，两种注气方式都可以很大程度的提高采收率，这正是因为富气驱过程中富气溶于原油后，降低原油黏度和提高原油的膨胀能力，使原来的不可动油变成可动油，在气体的快速注入，被气体推动与携带出来。

通过对比两种注气方式的驱油效果，交替注入比连续注入提高采收率2.45%，交替注入的效果更好，产生这种现象的原因是，交替注入可以更好的减弱油气粘度的差异，所产生的气体指进现象更小，延缓了气体的突破时间，并有效的控制的气窜[23，24]，同时交替注入使油藏内的三相流动相态及相对渗透率发生变化，提高了驱油效率。因此，交替注入不仅可以很好的控制驱替前缘的流度比与气体的指进与气窜，同时扩大了波及效率最终更大程度的提高了原油采收率[25，26]。

4 结论

(1)富气由于具有原油的一些特性，在富气驱过程中，不会与地层及地层水产生反应，不会对地层造成伤害，并可以很大程度的降低原油黏度和提高原油的膨胀能力，但并不是注入富气量越多越好，当注入富气量太多，同时会导致泡点压力升高很多，对于不同的油藏条件，应选取合适的富气注入比例。

(2)由于富气在原油中的溶解能力比CO2差，进行富气驱时，富气驱的最小混相压力比CO2驱高很多，因此，富气混相驱更适合地层压力较高的油层。

(3)与CO2驱相比，富气驱可以更好地抽提和萃取原油中的轻质组分，从而使原油性质得到更好的改善，提高原油的流动性和原油采收率。

(4)油藏水驱后进行连续注气与与交替注入都可以很大程度地进一步提高采出程度，但交替注入具有跟好的驱油效果。

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(编辑 王建年)

江苏油田首次应用小套管机械防砂工艺获成功

“排量260 L/min，砂比1%，砂量20 L，泵压1 MPa，施工正常。”2016年11月1日，在江苏油田采油一厂侧周43-6A井施工现场，技术人员正紧盯着各项参数的变化。

“泵压5MPa，砂已充填到位，停泵、投球打丢手！”随着水泥车正打压15 MPa，压力突降，丢手成功，江苏油田首口小套管机械防砂工艺在侧周43-6A井取得成功。

侧周43-6A井是2015年9月新投的侧钻井，初期日产油10 t，投产后因地层出砂，到今年9月份产量下降至1.3 t，不到半年的时间内检泵两次，期间通过挤抑砂剂、下绕丝筛管防砂等措施也未能从根本上解决油层出砂问题。

研究人员结合该井悬挂小套管井井筒空间小，内径只有82 mm的实际，引进特殊尺寸工具以满足小套管内防砂需求，并针对该井的井筒现状，制定出最佳施工方案：决定对侧周43-6A井实行地层挤压充填和套管内砾石充填的二合一方案。

由于井眼小，配套工具受限，填砂施工难度大、风险高，稍有不慎就有砂卡管柱的风险。为确保施工一次性成功，技术人员严把施工质量关，经过8 h紧张有序的施工，侧周43-6A井防砂施工取得了成功，为治理江苏油田小套管内油层出砂拓宽了途径。

摘编自《油气勘探开发科技周刊》2016年11月16日

Study on enhanced oil recovery in high water-cut reservoir by gas flooding

Ao Wenjun1,Kong Liping1,Wang Chengsheng1,2,Chen Shijia1,2,Tian Jinjie1,Kan Liang1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.，Tianjin300452,China;2.KeyEORlaboratoryofCNOOC，Beijing100027,China)

The PVT high pressure physical properties of crude oil were tested and analyzed.When various mole fraction proportional CO2and enriched-gas were injected,it was studied on the change rules in the oil saturation pressure,the viscosity-reducing effect,and the swelling capacity.And the displacement effect of high water-cut oil reservoir was comparatively analyzed under the condition of continuous and water altering gas injections.The research results showed that under the condition of same injected gas volume,compared with CO2injection,the enriched-gas injection increased the oil saturation pressure,but greatly reduce the crude oil viscosity and improve the swelling capacity.Therefore the enriched-gas injection can improve the physical properties of crude oil better.Though the long slim tube experiments,it was comparatively analyzed the minimum miscible pressure (MMP) and miscible flooding efficiency of injected CO2and enriched-gas.The MMP of CO2and enriched-gas in the crude oil are 14.27 MPa and 34.74 MPa,respectively.The analyses on the physical properties of crude oil and the oil displacement efficiency showed that the enriched-gas flooding could very well enhance oil recovery of light oil reservoir,but for different reservoir characteristics,the effect of enriched-gas flooding on the bubble point pressure should be considered in the process of enriched-gas injection.Compared with water flooding,the enriched-gas flooding can enhance the oil recovery rate of more than 28% with continuous and water altering gas injections,and the effect of water altering gas injection was better

physical property;CO2flooding;enriched-gas flooding;efficiency of displacement;light oil reservoir

2016-07-14；改回日期：2016-08-22。

敖文君(1989—)，工程师，现从事提高采收率技术研究工作，电话：13323350217，E-mail：wenjunao@126.com。

中国海洋石油总公司“海上典型底水稠油油藏热采配套工艺技术研究”(CNOOC-KJ 125 2011ZX05024 NFCJF 2012-03)；国家自然科学基金项目“CO2在多孔介质中的扩散速度与前缘位置的研究”(51274217)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.04.012

TE357.7

A