注氮气对挥发性油藏流体相态特征影响实验研究

2022-03-17李福堂辛春彦姜海洋

石油化工应用 2022年2期

李福堂，王博，辛春彦，黄亮，姜海洋

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063000）

氮气是一种洁净无腐蚀的气体驱油剂，具有资源丰富，不伤害储层，不结垢的优点[1-3]。氮气注入地层后，氮气会与地层油产生组分交换，一方面氮气会抽提地层油的轻烃，降低油气界面张力；另一方面氮气会使地层原油的相态特征参数发生变化[4-6]；此外氮气能进入水波及不到的微孔隙，提高油藏波及体积[7-9]。开展注氮气对油藏流体相态特征影响变化对氮气采油机理非常必要。

堡古2 区块Es1油藏位于南堡3 号构造西部，为被断层复杂化的背斜构造，油藏埋深-3 850～4 200 m，断层较发育，储层岩性为粗砂岩、中砂岩为主，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，孔隙度分布在9.7%～19.4%，平均值为14.9%，渗透率分布在（0.5～966.1）×10-3μm2，平均值为189.4×10-3μm2，为中低孔中渗储层。该油藏于2012 年投产，以弹性溶解气驱为主，边底水驱为辅，初期油井均自喷生产，单井平均日产油39.6 t，依靠溶解气弹性能量开发，压力下降快，产量递减快，人工注水开发后压力下降幅度有所减缓，平面分布不均，含水上升快，目前油藏地层压力系数0.6，综合含水69.8%，地质储量采出程度15.1%，存在地层压力低，地层原油脱气，综合含水高，采出程度低等问题，需尽快确定后续合理开发技术对策，探索油藏开发中后期提高采收率技术路径。

1 实验用流体相态特征

实验用的原油和天然气样品取自南堡油田堡古2区块1 井，原油和伴生气分别由井口和分离器取得。根据堡古2 区块2 井和3 井投产初期地层油高压物性实验结果，该区块密度0.494 5 g/cm3，黏度0.10 mPa·s，原始饱和压力为34.1 MPa，气油比445 m3/m3，体积系数2.70，地层油体积收缩率63.0%，地层油组分甲烷（C1）含量为55.0%，中间烃（C2～6）含量为27.3%，重质组分（C7+）含量为17.7%，属于挥发性原油（见图1）。

图1 堡古2 区块原始状态流体三元相图Fig.1 The ternary phase diagram of the original fluid in the Pugu 2 block

堡古2 区油藏投产后依靠溶解气弹性能量开发，地层压力下降快，目前地层压力（26.0 MPa）低于油藏原始饱和压力（34.1 MPa）。油藏压力降低使油藏内原油组分发生变化，因此对地层油的分析应按照目前地层压力（26.0 MPa）和地层温度（150 ℃）进行油样复配。利用江苏华宝PVT 高压物性分析仪，针对复配样品开展恒质膨胀、单次脱气以及不同压力下原油黏度的测定实验，得出油藏当前的地层油高压物性参数[10-13]，按组分重新对地层油进行分析，原油密度为0.581 0 g/cm3，黏度0.09 mPa·s，气油比160 m3/m3，体积系数1.65，地层油体积收缩率33.7%，地层油组分甲烷（C1）含量为36.5%，中间烃（C2～6）含量为24.3%，重质组分（C7+）含量为39.2%，其组分靠近黑油与挥发油分界线的挥发油侧，属弱挥发油藏（见表1、表2 和图2）。

表1 油藏地层流体高压物性实验数据对比Tab.1 Comparison of experimental data of high pressure physical properties of reservoir formation fluids

图2 堡古2 区块当前状态流体三元相图Fig.2 The ternary phase diagram of current fluid of the Pugu 2 block

表2 油藏地层原油组分实验数据对比Tab.2 Comparison of experimental data of crude oil composition in reservoir formation

依据堡古2 区两次原油高压物性测试实验结果看，随着地层压力降低至26.0 MPa，溶解气油比由445.0 m3/m3降低至160.0 m3/m3，地层油体积系数由2.66 降低至1.65，地层原油密度由0.494 5 g/cm3上升至0.581 0 g/cm3。原油组分中发生变化，C1含量由55.0%降低至36.5%，C7+组分由17.7%上升至39.2%，油藏类型由原始状态的挥发性油藏变为弱挥发油藏。

2 地层油注氮气相态实验研究

地层油注氮气相态实验是在目前地层压力下将一定比例氮气逐次加入到原油中，每次加气后加压使地层气完全溶解于地层原油中达到单相饱和状态。每次注入氮气后，地层原油相态特征将发生变化，测试泡点压力、PV 关系、原油黏度、密度等参数，研究注氮气对原油性质的影响。

2.1 注氮气对地层原油饱和压力影响

注入氮气后，地层原油的饱和压力升高，实验表明：饱和压力随注入氮气含量增加呈指数上升规律。当氮气含量为10mol%时，氮气-地层原油体系的饱和压力从26.1 MPa 增加到33.1 MPa，当氮气含量为20mol%时，氮气-地层原油体系的饱和压力增加到42.1 MPa（见图3）。

图3 氮气地层原油摩尔百分含量与地层原油饱和压力曲线Fig.3 Curves of crude oil mole percentage in nitrogen formation and formation crude oil saturation pressure

2.2 注氮气对地层原油体积系数影响

体积膨胀系数是指加入气体后地层原油在饱和压力下的体积与未加气体时地层原油在饱和压力下的体积之比，反映了注气后对地层原油的膨胀能力影响。当氮气地层原油中含量为20mol%时，氮气-地层原油体系的体积膨胀系数从1.0 增加到1.047，说明氮气对挥发性油藏地层原油膨胀性影响较小（见图4）。

图4 氮气地层原油摩尔百分含量与地层原油体积膨胀系数曲线Fig.4 Curves of mole percentage of crude oil in nitrogen formation and volume expansion coefficient of formation crude oil

2.3 注氮气对地层原油密度影响

注入氮气后，随着地层油中溶解的氮气量的增多，地层油黏度降低，当氮气含量为20mol%时，地层原油密度从611.4 kg/m3降低到606.6 kg/m3，降低幅度为0.8%。

2.4 注氮气对地层原油黏度影响

注入氮气后，随着地层油中溶解的氮气量的增多，地层油密度会降低，当氮气含量为20mol%时，地层原油黏度从0.186 mPa·s 降低到0.168 mPa·s，降低幅度为9.7%。

氮气加气膨胀实验结果表明，地层油对氮气溶解能力差。地层油中的氮气溶解度18.55mol%时，饱和压力就达到42 MPa。注入氮气后地层油体积略有膨胀、黏度、密度基本不变。表明如果在此区块实施氮气驱或者吞吐，气体对地层油的膨胀降黏效果不明显，气体只起到了增压的作用，但氮气其密度远小于地层油，可能有很好的重力驱作用。

3 地层油注氮气细管实验研究

3.1 实验原理

注气驱是提高油田采收率的重要方法之一。其基本原理是降低或减少多孔介质中的界面张力、降低原油黏度，从而提高微观驱油效率，以达到提高原油采收率的目的。确定注气驱最小混相压力（MMP）是开展注气驱工作的重要研究内容，是地层流体能否达到混相的关键指标，是选择注气驱方式的重要依据。目前确定MMP 的方法主要有实验测定法、模拟方法和计算方法。细管实验是研究油藏注气混相条件的重要手段，目前已成为国际上公认的测定最小混相压力MMP 的通用方法。

3.2 实验装置

细管实验的主体是放置在恒温空气浴中的一根填有石英砂或玻璃珠的耐高压不锈钢盘管。注入流体在这样的高温高压一维多孔介质物理模型中驱替地层原油，在过渡带中气、液发生组分交换。在合适的条件下注入流体与原油可以达到多次接触动态混相，从而可以确定混相条件。这一过程和油层中发生的情况相似。细管实验流程（见图5）。

图5 细管实验流程图Fig.5 Flow chart of thin tube experiment

本实验采用的是冀东油田勘探开发研究院与扬州华宝公司联合研制的长岩心驱替实验装置，该仪器主要由驱替系统、恒温箱、细管模型系统、观察窗、回压控制器和量油测气装置构成。细管模型长度21 m，内径6 mm，最高工作压力70 MPa、工作温度180 ℃，传压介质为蒸馏水，采用无汞活塞式增压方式给实验流体加压。

3.3 实验样品

本研究所用的地层原油样品是利用南堡深层地面油/气样品在室内配制成的地层原油。CO2注入气样品购自大连特种气体厂，纯度99.95%。

3.4 实验程序

3.4.1 细管模型清洗每次驱替实验前先将细管模型恒温至实验温度（各目标区块的地层温度），用溶剂将细管模型清洗干净。用高压氮气吹干净细管模型中的溶剂。对细管抽真空12 h 以上。

3.4.2 测定细管模型孔隙体积将细管模型清洗干净并抽真空后，通过回压阀将细管出口端的回压设置到实验所需的压力值，保持该压力用驱替泵注入溶剂，待压力充分稳定后，计量注入的溶剂体积，经校正后即可得到实验温度和给定实验压力下的细管模型总孔隙体积。

3.4.3 饱和地层原油将细管模型清洗干净后，用高压氮气充满整个细管模型，并恒定到实验温度，通过回压阀将细管出口端的压力设置到实验所需的压力值（必须高于地层油饱和压力）。保持实验压力用地层油样品驱替细管中的高压氮气。当地层原油样品驱替1.8倍孔隙体积后，每隔0.1～0.2 倍孔隙体积，在细管出口端测量产出的油、气体积，并取油、气样分析其组成。当产出样品的组成、气油比均与地层油样品一致，表示地层油饱和完成。

3.4.4 注气驱替实验在实验温度和预定的驱替压力下，以0.25 mL/min 的速度恒速注气驱替细管模型中的地层油。每注入一定量的气，收集计量产出油、气体积，记录泵读数、注入压力和回压，通过高压观察窗观察流体相态和颜色变化。当累积注入1.2 倍孔隙体积的气后，停止驱替。确定每个目标区注气驱油的最小混相压力，需要地层油饱和压力以上选择5 个实验压力分别进行5 次驱替实验。

3.5 实验结论

最小混相压力是不同气体驱替下采出难易程度的重要指标。最小混相压力越低，气体与原油越容易达到混相。注入N2在不同驱替压力（28.1 MPa、32.1 MPa、36.1 MPa）下细管采出流体的气油比、采收率随注入孔隙体积变化曲线（见图6 和图7）能够看出：在压力较高（36.1 MPa）的情况下也很难达到混相过程，气体容易突破，气体突破前，采收率上升较快，而气体突破后，气油比急剧上升，采收率增幅变缓，综合采收率不高，表现出典型非混相驱特征。