挥发性油藏天然气驱提高采收率技术与应用研究<br/>——以中原油田文88区块为例

挥发性油藏天然气驱提高采收率技术与应用研究
——以中原油田文88区块为例

2017-03-02聂法健

石油地质与工程 2017年1期

关键词：气油采收率挥发性

聂法健

(中国石化中原油田分公司石油勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001)

挥发性油藏天然气驱提高采收率技术与应用研究
——以中原油田文88区块为例

聂法健

(中国石化中原油田分公司石油勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001)

针对挥发性油藏天然气驱开发技术难点，以中原油田文88区块为目标油藏，通过技术攻关与先导试验，研究开发了挥发性油藏天然气驱提高采收率技术体系，深化了对天然气驱机理的认识，并量化了挥发性油藏天然气驱效果；研究成果现场应用已取得明显成效，达到大幅度提高采收率目的，为动用挥发性油藏以及我国东部其他相关油藏的深度开发提供了一条可借鉴的新途径。

中原油田；挥发性油藏；天然气驱；提高采收率

近年来，国内外各类油藏通过天然气驱取得了一定的效果[1-7]，但多集中在注水开发效果差注入压力相对低的低渗油藏。低渗挥发性油藏注天然气开发，是一项高难度、极复杂的系统工程。中原油田挥发性油藏储量为6 528×104t，其中，96.7%为低渗储量，新发现储量中挥发性油藏比例逐步增大，普遍存在低渗、高温、高压、高矿化度等特点，导致注水压力高，注入困难，而且注入效果差。见效井初期产能高，油藏脱气后，油相渗透率急速下降[8]，产量递减快，注水后呈三相流动，渗流阻力大，不适合水驱开发。目前该类油藏的采出程度仅10.1%，采收率14.3%。因此，探寻一种合理、高效、最大幅度提高挥发性油藏原油采收率方法，是油气田开发过程中自始至终需要面对的问题。天然气驱由于其开发方式的优点，是适合于该类油藏开发的最佳方式之一。

1 储层物性特征

研究储层位于东濮凹陷文留构造东翼，储层埋深3 200～4 300 m，为典型的深层高压、高温、低渗透油藏。储集层孔隙度平均为18%；空气渗透率平均为10×10-3μm2；原始地层压力55～68 MPa；压力系数较高，平均为1.73；地层温度110～150 ℃，地温梯度达4～5 ℃/100 m。黏土矿物绝对含量为5%～15%，伊利石相对含量为25%～60%，绿泥石相对含量为28%～50%，高岭石相对含量小于11%，伊蒙混层相对含量为6%～34%。胶结物含量在18%以上，以铁白云质为主，其次为硬石膏，呈微细晶结构，以线接触、凹凸接触为主，其次为点接触，颗粒分选系数中等，存在少量的微裂缝发育。

2 天然气驱油机理研究

通过油气样品色谱分析及井流物组成计算，井流物中 C1含量为69.04%，中间烃(C2～C6)含量为9.49%，C7+含量为20.75%，属于典型高饱和油的组成范围。在地层温度140 ℃的条件下，地层原油PV关系测试结果饱和压力高达41.954 MPa，属于高饱和油藏。在地层温度140 ℃和地层压力64.98 MPa条件下，地层原油单次脱气气油比为350.18 m3/m3，地层原油体积系数为2.014 3，溶解系数为8.347 MPa-1，表现为挥发原油的性质。

2.1 最小混相压力确定

为了准确测定文88区块目前地层原油注天然气的最小混相压力，开展了细管实验[1-2]，在内径为0.47 cm、长12.5 m装有140目～230目的有孔玻璃砂(孔隙体积112 cm3、渗透率约为5×10-3μm2、孔隙率为35%)模型中，进行了两次混相和三次非混相驱替试验研究，实验结果如图1～图3。细管实验结果表明：地层压力越高，注入气突破时间越晚，采收率提高幅度越大；注入压力越低，注入气突破越早，采收率越低；地层压力达到混相压力以上时注气，注入气突破时的注入倍数、采收率变化不大。

由图2可以看出，这三次驱替实验气体突破时间都较早，分别在注入0.67 PV，0.88 PV和0.35 PV时突破，其采收率分别为78.48%，92.20%和54.82%，从观察窗观察井流物的现象也表现为非混相驱替特征。随着注入孔隙体积倍数的增加，采收率上升的特征呈抛物线型上升，但注入压力不同，采收率变化情况也不相同。

图1 不同压力下细管实验注入倍数与气油比的关系

图2 不同压力下细管实验注入倍数与采收率关系

图3 不同条件下的提高采收率驱替实验

图1表明，注入孔隙体积与气油比的关系大致可以分为三个阶段，三个阶段的情况又因注入压力不同而各异。第一阶段和第二阶段气油比变化不明显，第三阶段上升斜率较大。由此可知，气体突破前，气油比也基本不变；突破后，气油比有所增大，但随之由于建立了油气混合带，又出现了一个明显的台阶，持续一段时间以后，气油比才迅速增大，并且，注入气的压力越大，相应的台阶就越低，越趋近于混相驱替时的气油比曲线。

从图2可见，当注入孔隙体积不断增加，采收率也随之不断增加，曲线转折没有非混相驱快，而且在注入气体突破以后，采收率增加不大。

第二和第三次驱替所用注入压力分别为50.10 MPa和47.93 MPa。这两次实验的注入气体突破时间很晚，分别在注入0.91 PV和0.90 PV时突破，采收率分别为97.98%和95.96%，从观察窗观察井流物的现象也表现出混相驱替特征。当注入溶剂突破前，细管流出物组分中有甲烷峰出现，这一现象是蒸发型多次接触驱替过程中非混相驱的一个重要又确切的标志。在目前地层条件 (140 ℃、29.60 MPa)下注入外输天然气无法实现混相驱，这一结果与压力—组分实验的结果是一致的。在天然气突破后，天然气量明显升高，随着压力的增高，天然气升高的位置逐渐右移，这一相态变化特征与其采出程度的提高幅度是一致的。

根据五次细管实验结果，获得了文88区块最小混相压力数值和驱油机理，见表1。

表1 不同驱替压力下细管采出程度

2.2 注天然气引起原油性质的变化

在140 ℃条件下，对文88区块目前地层原油按不同比例注入外输天然气，研究了目前地层流体饱和压力上升情况，注入不同比例天然气后饱和压力下的流体黏度、体积系数的变化，加气后不同泡点压力下地层流体气油比上升和脱气原油密度的变化情况。表2为注入流体特征变化数据。

2.2.1 饱和压力变化

在注入天然气过程中，体系的饱和压力随着注入天然气摩尔百分数的增加而成直线型增加，当天然气的摩尔含量为0%时，地层原油饱和压力为30 MPa，当天然气的摩尔含量为40%时，地层原油饱和压力约为47.5 MPa，增加了17.5 MPa，可见，天然气含量的变化对体系饱和压力的影响较大。

2.2.2 体积系数变化

随着注入天然气的增加，原油饱和压力下的体积系数呈指数函数级增大的趋势。当天然气的质量分数为0时，地层原油体积系数为1.52；当天然气的质量分数为20%时，地层原油体积系数为1.73，增加了0.21；当天然气的质量分数为40%时，地层原油体积系数为2.09，可见，天然气含量的变化对体积系数的影响较大。

表2 注入天然气后地层原油的性质

2.2.3 气油比变化

随着注入天然气的增加，原油溶解气油比逐渐增加。当天然气的质量分数为0时，原油溶解气油比为170 m3/m3；当天然气的质量分数为20%时，原油溶解气油比约为255 m3/m3，增加了85 m3/m3；当天然气的质量分数为40%时，原油溶解气油比约为380 m3/m3，相对于质量分数为40%时增加了125 m3/m3。可见，天然气含量的变化对原油溶解气油比的影响较大。

2.2.4 地层原油及地面脱气原油密度变化

随着注入天然气的增加，原油性质逐渐变好，地层原油密度呈现线性降低的趋势，原油性质逐渐变好，地层原油密度由0.586 g/cm3下降到0.498 g/cm3，其轻质组分逐渐增多，重质组分相对减少。在进行地面闪蒸分离实验时，由于这些轻质组分的影响，闪蒸分离所得到的地面原油会相对变重，脱气原油密度由0.813 6 g/cm3上升到0.818 4 g/cm3。

2.2.5 原油黏度变化

随着注入天然气的增加，原油黏度明显下降。注入天然气0 PV时的原油黏度为0.27 mPa·s，注入天然气0.4 PV时的原油黏度为0.185 mPa·s，注入气体从0PV到1PV的过程中，原油黏度由0.27 mPa·s下降到0.15 mPa·s，原油黏度的降低非常明显。可见，注天然气气驱开发挥发性油藏可使储层原油黏度降低，增加了渗流阻力，使得注入压力升高，从而起到扩大波及体积的作用，导致更多的储量被动用。

2.2.6 注入天然气过程PV关系

随着注入天然气的增加，原油PV关系也发生较大变化。原油体积膨胀系数随着注入天然气体积比的增加而呈现出线性增加的趋势，注入天然气体积1 PV，原油体积膨胀1.47倍。

3 天然气驱提高采收率技术特点

3.1 相渗阻力及压力敏感性影响

对相渗阻力分析认为，挥发性油藏脱气后，油相渗透率下降30%～70%。这是因为原油脱气后，原油的膨胀性降低，原有的饱和压力、黏度等性质及重质组分都发生了变化，从而降低了油相的渗流效果。

压力敏感性导致挥发性油藏压力下降后，孔隙结构发生了改变，渗透率下降，原始渗透率越低，下降幅度越大；解除静覆压力后渗透率只能恢复到70%以内。

3.2 天然气驱大幅降低渗流阻力

对不同流体在地层中的黏度实验分析结果显示，天然气黏度是注入水的4.7%，实验对比，天然气相对渗透率是注入水相对渗透率的5倍左右，不同条件下岩心驱替实验注采压差曲线结果显示，注气压差是注水压差的48%。可见天然气驱能够大幅降低渗流阻力。

3.3 挥发性油藏天然气驱提高采收率幅度大

对比黑油油藏、轻质油藏、挥发油藏、凝析气藏的不同地层原油密度、地层原油黏度、气油比和采出程度(见表3)，通过开展不同类型油藏天然气驱不同注入倍数开发效果实验分析认为，挥发性油藏原油密度小、黏度低，更易与天然气发生萃取等化学反应，提高采收率幅度更大，气油气大于200 m3/t后，室内实验采收率达到90%。

3.4 挥发性油藏注天然气沥青沉淀轻微

注天然气沥青沉积与原油性质相关，挥发性油藏沉积现象轻微，天然气与原油接触后，原油组成体系变化剧烈，重质油油藏注天然气普遍存在沥青沉积；室内实验显示，文88区块注气沥青沉积含量不超过0.04%，挥发性油藏不会发生沥青沉积。

3.5 干气与伴生气注入效果相差不大

表3 不同类型油藏天然气驱开发效果对比

通过室内2 m长岩心实验，开展最佳注入气分析，驱替实验压力为44.34 MPa，实验温度为130 ℃，注入体积为1.2 PV，驱替速度为0.125 mL/min。选择干气、伴生气、C3～C6不同含量的富气驱替。实验结果分析认为，随注入气C3～C6含量上升，提高采收率幅度增加，但干气与伴生气注入效果相差不大。

4 现场应用效果分析

文88-32井注气层位S3中8～10砂组，控制储量29.4×104t，注气前累计产油1.76×104t，采出程度6.0%，对应油井文88-33-35井，注采井距分别为260 m和240 m。文88-34井注气层位S3中8+9砂组，控制储量41.2×104t，注气前累计产油3.8×104t，采出程度9.3%。对应油井文88-36，文88-33，文88-6井，注采井距分别为350 m、220 m、290 m。文88-32于2015年5月注中9砂组，文88-34井于2015年4月注中8+9砂组，目前油压30～31 MPa，日注气3.5×104m3，累注气918×104m3。

文88-32和文88-34井区主力层控制储量为39.37×104t。根据数模预测结果，文88-32和88-34井组主力层气驱累计增油8.01×104t，累计产气1.423×104m3，提高采收率20.32个百分点，最终存气率9.35%。

通过采用国产压缩机现场实施情况，对天然气驱开发的认识进一步提高：①新实施井组国产35 MPa压缩机实现有效注入，有效补充地层能量；②油井产量与连续注气、注气量大小等都关系密切，因此及时有效地补充地层能量十分必要，2008年因气源不足停注后，试验区油井产能连续下降。恢复注气后，井组产量开始回升，再次证明注气可以补充地层能量；③现场检测表明，产出物组分发生明显变化，现场试验与室内实验结果一致，天然气注入过程中，脱气原油密度逐渐增大，说明注入天然气萃取了原油中大量的轻烃。④天然气驱易发生气窜，气窜方向受沉积微相控制，文88-15井2006年7月4日开始注气，4个月见效，已累增油8 262 t，日产气后由2 800 m3上升至1×104m3，1年后上升至4.5×104m3；⑤注采井的高低部位对天然气驱见效特征影响大，文88-15井组对应采油井文88-8和文88-51两口采油井，文88-51井属于低注高采井，文88-8井属于高注低采井，从剩余油饱和度上看，实施天然气驱后，文88-51井比文88-8井剩余油饱和度低，文88-51井注气即见效，文88-8井见效持续时间长。