涠洲12-1油田天然气-水控制气窜实验研究

魏 峰 李跃林 马 帅 王丹翎 策旭瑞 郑冰洋

(1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057；2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司， 广东 深圳 518054；3. 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)

涠洲12-1油田位于我国南海北部湾海域，其储层属于中孔中渗型。其中，中块3井区涠四段采用注气开发方式，自1999年6月实施注天然气驱油后受效明显，压力回升并保持稳定。但开发多年后，逐渐出现了气油比快速上升、气窜现象严重等问题，亟待解决。通常，采用注气开发方式可有效地提高原油采收率[1]，但在实施过程中极易出现气窜现象。控制气窜的方法有很多，包括细分层系、高部位注入、水气交替注入、聚合物调剖、加入前置易混相段塞、间开间注、周期注气、泡沫封堵驱替等方法[2-4]。水气交替注入法，既能避免在气驱过程中发生气窜，又能改善油水流度比，扩大波及体积，因此为大多数油田所常用[5-8]。在实际应用当中，也有一些油田采取将产出的烃气重新注入注水井的方法，提高石油采收率，保持压力，油田的采收率可提高5%～10%[9-10]。为了有效地控制涠四段油藏注天然气开发中的气窜现象，本次研究将通过物理实验来分析天然气-水交替(文中简称气水交替)控制气窜的效果及其驱替机理。

1 实验条件及实验方法

1.1 实验条件

实验材料主要包括：涠四段油藏脱气原油，黏度为1.3 mPa·s，中海油湛江分公司提供；涠四段油藏模拟注入天然气，成都科源气体有限公司提供，其天然气组分(摩尔分数)如表1所示；人造长岩心，大庆高新区岩源化工产品经销处制作。

实验设备主要包括：长岩心驱替装置；恒压恒速泵；BH-2型岩心抽空加压饱和装置；HB-2型气体增压系统；细管实验仪器，包括一维长细管、中间容器、高压驱替泵、配样器、恒温烘箱等；可视化玻璃刻蚀模型。

表1 涠四段油藏注入天然气组分(摩尔分数) 单位：%

1.2 实验方法

1.2.1 细管驱替实验

设置7个不同注气压力，实验温度为120 ℃，气体驱替速度为0.2 mL/min。注入泵采取恒定速度模式，驱替压力在设计限值内由回压来控制。当注入气体的体积达到1.2 PV时，结束驱替，测得不同压力下的驱替效率。

1.2.2 气水交替驱物理模拟实验

(1) 烘干岩心后称量干重，测量其直径及长度。

(2) 抽空岩心后，饱和水并称量岩心湿重，计算岩心孔隙体积及孔隙度。

(3) 以0.1 mL/min的注入速度对岩心实施天然气驱，设置回压为23 MPa，温度为120 ℃。天然气注入体积达到1.2 PV时停止驱替。

(4) 重复步骤(1)、(2)，以0.1 mL/min的注入速度对岩心实施天然气驱，直至气体突破时再实施气水交替驱。 设置天然气、水注入比例为1 ∶1，段塞尺寸为0.1 PV。

1.2.3 微观驱油机理研究

利用可视化刻蚀模型，进行天然气驱及气水交替微观驱替实验。

天然气驱实验步骤：将微观模型抽空，饱和水；将微观模型饱和油；以0.01 mL/min的注入速度进行天然气驱。按步骤进行，观察油、气、水三相分布情况。

气水交替驱实验步骤：将微观模型抽空，饱和水；将微观模型饱和油；以0.01 mL/min的注入速度进行天然气驱；以0.01 mL/min的注入速度向模型中注水。重复前两个步骤，观察每次气水交替驱后的油、气、水分布情况。

2 实验结果分析

2.1 细管实验

注气混相驱的最小混相压力是检测地层流体是否达到混相要求的关键参数[11]。通过细管实验，可以确定涠四段油藏最小混相压力。实验结果如图1所示。

图1 注入压力与驱替效率关系

可以看出，当注入压力加大时驱替效率曲线呈上升趋势，但在驱替效率为90%处，曲线上升趋势开始减弱。此处对应的压力即为最小混相压力点，为36.35 MPa。当前油藏注气压力为23 MPa，远低于最小混相压力，说明原油无法达到天然气混相驱条件。在非混相驱替过程中，驱替前缘推进不一，气体极易发生指进现象，导致气窜严重，影响开发效果。

2.2 气水交替驱物理模拟实验

利用长岩心驱替装置进行注天然气驱替实验，岩心参数如表2所示，驱油结果如图2所示。

表2 岩心参数

图2 驱油效率变化

可以看出，水气交替时的最终驱油效率为51.17%，比连续气驱时提高了12.89%，两组驱替实验在见气时的驱替效率基本一致。当见气后连续注气，则仍有大量原油产出，但气油比会快速上升；当见气后水气交替，则经过3轮次后出口端开始见水，驱油效率达到32.46%，出口端气体的产出速度较气驱1.2 PV时的气体产出速度更加缓慢。这说明气水交替可以在一定程度上控制气窜，提高气驱的波及系数[12]，抑制气油比的增长速度。水气交替注入的开采效果较好，这是因为水和气在通道中具有较大的界面作用力，在一定程度上增加了流体通过高渗通道的流动阻力，使得流体进入低渗层，从而驱出更多原油[13-15]。

2.3 微观驱油机理研究

2.3.1 天然气驱的微观剩余油分布

气体从注入端注入后，随着高渗通道流动，且不断向上运移，出口端见气迅速，通道内原油动用程度不高。整体来看，气体主要分布在模型上部(见图3中的区域a)，油水分布在模型下部(见图3中的区域b)，气体和液体受重力的影响严重。在垂直于注入方向的细窄通道内，由于气体进入时需要克服更大的毛管阻力，因此原油几乎不参与流动。盲端、边缘和角隅处的剩余油分布较多，而天然气驱形成的膜状剩余油在注气量加大的过程中会逐渐剥离下来，从而减少剩余油量。

图3 天然气驱效果

2.3.2 气水交替驱的剩余油分布特征

在气水交替驱过程中：注水阶段的注入压力变化幅度不大，贾敏效应较弱；注气阶段注入压力升高较快，贾敏效应增强。

在第1轮次注水阶段，受重力影响，水占据了模型下部大部分区域(见图4中区域b)，气体向模型上方略有扩散，底部原油被驱替使剩余油量降低。在第1轮次注气阶段，气体在通道中形成连续相(见图4中区域a)，更多的原油被驱替至模型上方，气体在顶部聚集而驱出顶部剩余油。

图4 第1轮次气水交替驱效果

在第2轮次注水阶段，由于模型中存在大量天然气，水驱时顶部通道内残余的天然气由连续相被分割成无数小气泡(见图5中区域I)，与注入水形成贾敏效应，注入水的波及体积明显增加并逐渐向顶部运移。在第2轮次注气阶段，天然气的波及范围也得到提升，模型顶部剩余油量减少，天然气进入部分剩余油中(见图5中区域II)，驱替原油进入高渗通道，原油的动用程度得到显著提升。

图5 第2轮次气水交替驱效果

对比注气时不同类型剩余油在同一位置下的分布情况，可明显看到，水气交替注入形成的高压差使小气泡进入原油中，气体波及体积扩大，盲端剩余油被动用。经过水气交替引起的流动冲刷，同一位置处的膜状剩余油厚度明显变薄，部分区域的膜状剩余油几乎被驱替干净。除此之外，角隅处的剩余油中也有天然气进入，剩余油含量减少但仍有大部分未参与流动。

3 结 语

通过实验，测得最小混相压力为36.35 MPa。目前油藏注气压力在23 MPa，显然无法达到天然气混相驱的条件，必然会引起严重气窜，影响开发效果。物理模拟实验表明，见气后采用气水交替驱可以抑制出口端的产气速度，改善驱油效果。此方法可以应用于涠四段油藏开发。

微观驱油研究结果显示：采用天然气驱方式时，仍有大量剩余油残留在模型通道中；采用水气交替驱方式时，由于存在贾敏效应，使得气体在高压差下进入低渗区域原油中，波及体积扩大，盲端剩余油动用；在气水交替冲刷时，同一位置处膜状剩余油的厚度明显变薄，部分区域的膜状剩余油几乎被驱替干净。此外，注入气能进入角隅处驱替原油，使盲端、膜状、角隅剩余油被波及，从而改善剩余油的动用程度。