X油藏注气混相驱可行性实验研究

李轶超 姚先荣 王长权 代宸宇 杨琳琳

1.中国石油大学(北京) 2.中国石油川庆钻探工程公司 3.长江大学

X油藏注气混相驱可行性实验研究

李轶超1姚先荣2王长权3代宸宇1杨琳琳1

1.中国石油大学(北京) 2.中国石油川庆钻探工程公司 3.长江大学

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题，利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验，并运用细管法开展了注CO2最小混相压力实验。对比分析了CO2和N2两种性质气体注入前后原油的相态特征变化，确定了该区块原油注CO2最小混相压力，为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明，X油藏原始地层压力为46.01 MPa，原油饱和压力为11.06 MPa，注N2后饱和压力上升迅速，在原始地层条件下难以实现混相，表现出典型的非混相特征；注CO2后饱和压力上升较平缓，细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa，说明利用CO2可实现CO2的混相驱替，而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO2混相驱，为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。

N2CO2饱和压力 混相驱替

X底水油藏位于新疆维吾尔自治区轮台县境内，构造隶属东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起上的一个局部构造，油藏类型为砂岩孔隙型块状底水未饱和油藏。自2008年投入大规模开发以来，地层压力不断下降，2010年9月转注水开发。截止2013年7月，共部署生产井34口，水井6口，受底水和注入水影响，区块综合含水率达88%。因此，亟需找到一种解决含水上升过快的提高采收率方法。目前，注气技术已经得到了较广泛的应用[1-5]，特别是对于黑油油藏，若能实现注气混相驱替，对于提高采收率具有重大意义。针对X油藏油井产水率高的问题，开展了原油相态特征实验、注气相态特征实验及细管实验，对比分析了注N2和CO2对提高原油采收率的可行性，并确定该区块原油注CO2最小混相压力，为该油藏解决含水上升过快的问题提供合理化建议，为开发方案调整提供技术支持。

1 地层原油相态实验

本次油藏原油注气相态特征实验是对X油藏Y区块现场取得的落地油样品按原始地层条件进行复配，并得到具有代表性的地层流体，进行相关实验分析。

X油藏原油性质较好，总体属于低～中黏度、高蜡、中等密度的常规性质原油。各油层原油性质见表1。

1.1 井流物组分组成实验

为了分析目前地层流体是否适合注气混相驱替，利用Agilent气相色谱仪对所得代表井井流物组分进行了分析，数据见表2。

表2 代表井地层流体的组分Table2 Compositionandproportionofthewellborefluid组分摩尔分数/%质量分数/%CO20．510．16N20．700．14C112．971．50C21．360．29C30．910．29i⁃C40．210．09n⁃C40．670．28i⁃C50．890．46n⁃C51．290．67C64．412．73C+776．0893．39 注：C+7相对密度0．8178，相对分子质量170．646。

1.2 地层流体P-V关系测试

为了进行原油的复配，利用HB300/70型无汞相态测试分析仪开展了地层流体P-V关系测试，结果见图1(P-V关系曲线)和图2(饱和压力以上体积系数变化曲线)，其他参数数据见表3。

表3 代表井地层流体单次脱气测试数据Table3 Singledegassingexperimenttestofformationfluid参数名称数值单次脱气气油比/(m3·m-3)27．58体积系数1．0734地层原油密度/(g·cm⁃3)0．814脱气原油密度/(g·cm⁃3)0．8839脱气原油相对分子质量162．37收缩率/%6．8381气体平均溶解系数/(m3·m⁃3·MPa-1)2．4937泡点压力/MPa11．06压缩系数/MPa-114．0658×10⁃4

从表3可知，X油藏复配原油气油比为27.58 m3/m3，泡点压力为11.06 MPa，原始地层原油体积系数为1.073 4，原油收缩率为6.838 1%，气体平均溶解系数为2.493 7 m3/m3/MPa，各项参数和油田所给数据相匹配。说明X油藏地层原油气油比、泡点压力、体积系数、收缩率、气体平均溶解系数真实可靠，具有代表性，可开展注N2、CO2膨胀实验，研究是否可以实现混相驱替。

2 地层流体注气膨胀实验

为了研究不同性质气体对目标油藏地层流体相态的影响，确定注气驱油机理，进行了目标地层复配原油注N2和CO2膨胀对比实验，原油饱和压力、饱和压力下原油体积系数和原油黏度随注入气比例变化关系对比如图3～图5所示。

从图3～图5可知，注N2后饱和压力不断上升，尚未达到临界点状态，当注入20%(y)N2时，由于N2未能有效融入原油，原油的泡点压力上升至62.17MPa，表明代表井原油注N2的一次接触混相压力高于62.17 MPa，在油藏条件下注入N2较难达到混相，表现出典型的非混相驱性质。注入CO2后，原油泡点压力逐渐缓慢上升，当注入70%(y)的CO2时，原油的泡点压力上升至57.11 MPa。说明X油藏注N2只能采用非混相驱。因此，选择CO2进行其他参数的测试(见图6)。

对比分析各项参数关系曲线可以得到以下结论：

(1) 由于溶解CO2的缘故，原油的饱和压力随着注入CO2摩尔分数的增大而增加；注入的量越大，原油的饱和压力上升的幅度也越大。

(2) 饱和压力条件下，体积系数随压力的增大而增加；当注入CO2的摩尔分数达到60%时，黏度减小的趋势开始变缓；当注入CO2的摩尔分数达到40%时，密度的上升幅度开始变大。

3 CO2最小混相压力细管实验

利用盘式充填型细管模型(内径4 mm，长20 m，孔隙体积114 mL，孔隙度为35.8%，渗透率12.613×10-3μm2)，采用空气浴恒温，进行混相和非混相驱替实验。以采收率为90%以上作为混相驱的标准，并记录气体突破时的各项数据。

绘制各次细管实验注入1.20倍孔隙体积时驱油效率与驱替压力的关系曲线图(见图7)，非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力即定为最低混相压力。经线性拟合分析，代表井原油注CO2最小混相压力为28.03 MPa。在X油藏地层压力条件下，可以实现注CO2的混相驱替。

4 结论与建议

(1) 气相色谱分析表明，X油藏地层流体为黑油流体，开展注气提高采收率研究意义重大。

(2) X油藏地层原油注N2的一次接触混相压力高于62.17 MPa，注入N2较难达到混相，在目标油藏地层条件下无法实现混相驱。实际条件下，可以考虑非混相驱及重力分异替油作用提高原油采收率。

(3) X油藏地层原油CO2最小混相压力为28.03 MPa，而原始地层压力为46.01 MPa，说明在地层条件下比较容易实现CO2混相驱替。因此，建议进一步开展长岩心驱替实验确定该油藏在高含水期间的CO2混相驱提高采收率可行性实验研究，为进一步的开展CO2混相驱现场试验提供基础资料及技术支持。

[1] 汤勇, 尹鹏, 汪勇, 等. CO2混相驱的可行性评价[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2014, 36(2): 133-138.

[2] 秦积舜, 韩海水, 刘晓蕾. 美国CO2驱油技术应用及启示[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(2): 209-216.

[3] 杨胜来, 陈浩, 冯积累, 等. 塔里木油田改善注气开发效果的关键问题[J]. 油气地质与采收率, 2014, 21(1): 40-44.

[4] 鞠斌山, 秦积舜, 李治平, 等. 二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型[J]. 石油学报, 2012, 33(2): 275-277.

[5] 郝永卯, 薄启炜, 陈月明. CO2驱油实验研究[J]. 石油勘探与开发, 2005, 32(2): 110-112.

Feasibility experimental research on miscible floodingof X reservoir by gas injection

Li Yichao1， Yao Xianrong2， Wang Changquan3， Dai Chenyu1， Yang Linlin1

1.ChineseUniversityofPetroleum,Beijing,China; 2.CNPCChuanqingDrillingandExplorationEngineeringCompanyLtd,Chengdu,Sichuan,China; 3.YangtzeUniversity,Jingzhou,Hubei,China

In order to solve the problem that the comprehensive water cut is rising too fast after water injection in X reservoir, the research has been carried out in this paper. Experiments on phase behavior of crude oil and phase behavior experiments of gas injection have been carried out by using HB70/300 high pressure physical properties analyzer. The minimum miscibility pressure of CO2injection has been carried out by using thin tube method. The phase behavior of crude oil has been analyzed before and after N2or CO2injection. In this paper, the minimum miscible pressure of crude oil for CO2injection is determined, which provides basis for EOR of X reservoir. These experiments showed that the original pressure of X reservoir is 46.01 MPa, the saturation pressure of crude oil is 11.06 MPa,which can hardly get miscible flooding by N2injection because the saturation pressure will rise quickly. The saturation pressure will rise gently for CO2. The minimum miscibility pressure measured by the thin tube method is 28.03 MPa, indicating that miscible flooding by CO2injection can be achieved. And the ultimate displacement effect is ideal. The reservoir can be injected with CO2miscible flooding, which provide a basis and reasonable suggestions for adjusting development plan.

nitrogen,carbon dioxide,saturation pressure, miscible flooding

国家自然科学基金“高温高压CO2-原油-地层水三相相平衡溶解度规律”(51404037)；全国大学生创新训练项目“二氧化碳驱油效果实验评价”(104892013009)。

李轶超(1992-)，硕士研究生，主要从事油气藏工程及注气提高油气采收率等相关研究工作。E-mail:1107238639@qq.com。

TE357.45

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.012

2016-10-31；编辑：冯学军