孔隙型碳酸盐岩储层注气注水提高采收率试验

刘 辉，董俊昌，刘 扬，杨胜来，张亚蒲

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油大学石油工程学院，北京 102249)

与中国以溶洞裂缝为主的碳酸盐岩储层不同，中东地区碳酸盐岩油藏以孔隙型为主，其孔隙结构以粒间孔和溶蚀孔居多，部分储层裂缝不发育，渗透率低，非均质强，而且原油物性较差。中东某油田S油藏主力产层岩性为生物碎屑灰岩，裂缝不发育，平均孔隙度为15.7%，平均气测渗透率约为5×10－3μm2，原油重度21API，地层原油黏度约为10 mPa·s。这类油藏不论是储层表征还是开发模式与中国碳酸盐岩油藏都具有很大差别［1-4］。为合理高效开发该类油藏，深入了解油藏流体混溶能力并为注气驱替研究提供依据，探讨该类油藏是否适合烃类气驱以及优化提高采收率方法［5-10］。笔者首先开展以注气为主的特殊压力、体积、温度(PVT)试验，在测定最小混相压力及膨胀物性参数变化的基础上，开展长岩心注气和注水驱替试验研究，并对微观渗流机制进行分析，为油田下一步提高采收率先导试验设计提供依据。

1 特殊PVT试验

1.1 试验流体配制

考虑到在缺少其他气源的情况下，如果该油藏后期采用注气开发，主要采用注烃类气体，同时又属于未饱和油藏，因此试验注入气体采用该油藏溶解气(表1)。参照行业标准SY/T 5542－2000地层原油高压物性分析，将按溶解气组分配制的气体按照气油比50.16与地面原油(表2)配制，配制后的地层油在地层压力30.6 MPa、地层温度95℃下高压物性为饱和压力12.21 MPa、气油比50.16、原油体积系数1.206、黏度17 mPa·s。

表1 注入气体组分Table 1 Compositions of injection gas

表2 取样井地面油组分Table 2 Compositions of stock-tank oil

1.2 注气膨胀试验

膨胀试验采用美国产RUSKA无汞PVT仪等设备，在95℃下，先后注气 4次，压力分别升至30.61、30.61、37.24 以及 46.90 MPa后再逐渐降压，测定其溶气原油体积系数、饱和压力、原油黏度(图1)。从图1可以看出，随着注气次数的增加，原油体积膨胀，在4次注气后饱和压力30 MPa下，原油体积系数为1.469，比地层原油的体积系数1.206增加了21.8%。

溶解气油比与原油黏度的关系曲线如图2所示。图2表明，随着溶解气油比的增加，原油黏度下降。当总溶解气油比为139，即注入气油比达到88时，对应的原油饱和压力为30 MPa，此时原油的黏度降为6.49 mPa·s，与地层油黏度17 mPa·s相比，黏度下降61.8%。

膨胀试验表明，注气可增大原油体积系数，降低原油黏度，有效改善其流动性，尤其是物性较差的流体，效果更明显。

1.3 最小混相压力测定

采用细管法测定注烃类最小混相压力。注入气体在不同的驱替压力下驱替到1.20倍孔隙体积时，其驱油效率区别明显。在同一图上绘出不同驱替压力和驱油效率的关系，根据作出的非混相段和混相段的趋势线，其交点对应的压力即为最小混相压力。

由图3中的两个拟合公式可以解出，该储层注溶解气驱的最小混相压力为37.78 MPa。该值高于原始地层压力30.6 MPa，因此该储层注溶解气驱不易达到混相驱替。

图3 储层最小混相压力求解图Fig.3 Solution of reservoir minimum miscible pressure

2 长岩心驱替试验

2.1 试验岩心及操作步骤

选取伊朗某油田孔隙型碳酸盐岩油藏的主力产层S层具有代表性的3块岩心(表3)，组合成长岩心岩样，其长度19.24 cm，直径2.5 cm，孔隙体积15.78 cm3，试验油样为复配原油。

表3 取心参数Table 3 Properties of core samples

折算后的长岩心渗透率为 3.54×10－3μm2。利用CO2驱替长岩心，排除其中空气并饱和水，然后调整回压，继续水驱，建立高压饱和水状态的细管模型，继续保持回压水平，用复配原油驱替水，建立束缚水条件下饱和油状态。然后根据不同的驱替压力进行气驱及水驱油试验。试验采用同一岩样，每次试验完成后进行岩心清洗。

2.2 气驱试验

根据原始地层压力及最小混相压力测试结果，模拟地层条件(地层压力30.6 MPa，温度95℃)，利用多级恒温岩心驱替系统进行注烃类气长岩心的驱替试验，测量不同注气体积下驱油效率、气油比变化，结果见图4。由图4可以看出:驱油效率随注入孔隙体积倍数增加而增加;当注入气体突破以后，气油比急剧增加，驱油效率增加不大。

不同驱替压力下的驱油效率如图5所示。

图4 驱油效率及气油比与注入孔隙体积倍数的关系Fig.4 Relationship between oil displacement efficiency，gas-oil ratio and times pore volume of injected gas

图5表明，在混相压力以下，驱油效率随着压力的升高变化不大，本次试验中，驱替压力从20 MPa提高到30 MPa时，驱油效率仅提高4.8%;而当压力超过混相压力后，驱油效率明显增加，试验中压力从30 MPa提高到40 MPa时，驱油效率提高了近12%，这表明该储层混相驱效果要明显好于非混相驱替。

图5 驱油效率与压力的关系Fig.5 Relationship between oil displancement efficiency and pressure

2.3 气驱与水驱试验对比

采用同样的长岩心及地层条件进行水驱试验，其注入孔隙体积倍数与驱油效率数据见表4，并与气驱试验结果进行对比分析。

表4 不同压力下气驱与水驱驱油效率对比Table 4 Comparison of oil displacement efficiency of gas flooding and water flooding in different pressure

由表4可以看出:长岩心水驱驱油效率为43.92%，低于气驱驱油效率52.02%;非混相条件下气驱比水驱驱油效率有所提高，在原始地层压力条件下的气驱效率比水驱高13%，混相条件下气驱较水驱驱油效率高。

试验结果表明，虽然储层条件下不易达到混相驱替，但即使在非混相条件下，气驱驱替效率也明显高于水驱效率。原因分析认为，该储层物性较差，平均渗透率只有5×10－3μm2左右，原油黏度较高，平均为10 mPa·s。由于油水黏度比大，采用注水驱替容易形成指进，降低驱油效率。气体膨胀试验证明了注烃类气驱油可以使原油体积膨胀，黏度及相间界面张力降低，相对渗透率提高。

3 驱替微观渗流机制

为进一步分析在此类储层物性特征下的水、气驱微观渗流机制，开展了核磁共振测量残余油分布试验，其原理及方法见文献［11］，可动流体测试试验参数为:试验温度95℃、水驱压力20 MPa、气驱压力25 MPa、压差2 MPa，试验岩心渗透率1.22×10－3μm2、孔隙度 10.4%，原油黏度 10 mPa·s。

从图6(a)可以看出:高压水驱油状态曲线峰值左边部分基本与饱和油状态曲线重叠，而峰值右边部分则偏离较远，这表明在高压水驱下，采出的原油基本来自大孔隙中的原油;低压水驱曲线峰值左边部分与饱和油状态曲线有一定偏离，说明在低压水驱下，有一部分为小孔隙中的原油，这可能是渗吸作用的结果。从整体上看，饱和油曲线与高压水驱曲线的相差面积比与低压水驱曲线的相差面积大，说明高压驱替时可动流体饱和度更大，其驱替效率更高。

从图6(b)可以看出，气驱油状态曲线峰值右边部分与饱和油状态曲线右部偏离较远，说明采出的原油也主要来自大孔隙中的原油，非混相气驱采出了大孔隙中75%的原油。同时，两条曲线的相差面积较大，也说明注气驱替可动流体饱和度较大。

图6 水驱和气驱弛豫时间曲线Fig.6 Relaxation time cur.tif＞;%100%95ve of water flooding and gas flooding

4 结论

(1)S油藏碳酸盐岩储层注伴生气最小混相压力大大高于原始地层压力，因此注伴生气在储层条件下不易达到混相驱替。

(2)在孔隙型碳酸盐岩储层特征及流体物性条件下，长岩心水驱驱油效率低于气驱驱油效率;当气驱达到混相时，气驱效率明显提高，主要是由于储层原油黏度较高，气驱使原油体积膨胀，黏度降低，流动性改善。

(3)水驱和气驱方式在微观上主要动用的是大孔隙中的可动流体。

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