华北低渗透油藏烃气驱最小混相压力实验研究

黄 伟 任红梅 王 莉 王 哲 王睿思 邵敏敏 马 樱 马铨铮.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院, 河北 任丘 0655；.中国石油大学石油工程教育部重点实验室, 北京 049



华北低渗透油藏烃气驱最小混相压力实验研究

黄 伟1,2任红梅1王 莉1王 哲1王睿思1邵敏敏1马 樱1马铨铮2
1.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院, 河北 任丘 062552；2.中国石油大学石油工程教育部重点实验室, 北京 102249

为快速、准确地确定低渗透油藏注烃气驱提高原油采出程度技术的注气压力,进行了最小混相压力测定实验。通过细管实验方法结合华北油田Q区块的实际开发特点,研究了该区块自然衰竭开采效果以及原油在原始地层条件(压力24 MPa,温度74 ℃)及目前地层条件(压力15 MPa低于饱和压力,温度74 ℃)下与烃气混相的最小压力及气体突破时间,为该区块低渗透油藏烃类气驱注入压力的选择提供依据。实验结果表明：Q区块在目前地层条件下注烃类气驱的最小混相压力(62.75 MPa)要高于原始地层条件下的最小混相压力(54.77 MPa),并且注入压力越高,烃气突破越晚,最终采出程度越高。在目前油藏条件下不能实现混相驱,但适当提高注入压力,可实现烃气与原油近混相,最终达到提高原油采出程度的目的。

最小混相压力；烃类气驱；自然衰竭；注入压力；采出程度

0 前言

由于低渗透油藏在开发过程中反应出注水压力高,注水成本高,渗透率降低严重,产能下降快等一系列问题[1],注气提高采出程度技术越来越受到人们的重视。注气开发的油藏,最重要的一个参数是最小混相压力(MMP),确定最小混相压力的方法[2]众多,细管法是实验室测定最小混相压力的一种常用、较好的方法[3]。许瀚元等人[4]应用细管实验方法,选用两种不同的驱替气体,在地层饱和压力点以上选取5个实验压力点进行最小混相压力实验研究；曾贤辉等人[5]、王进安等人[6]应用细管实验方法,分别在混相压力点上下选取5个实验压力点研究烃类气体与原油的最小混相压力；郝永卯等人[7]、李孟涛等人[8]、滕加丰等人[9]、肖啸等人[10]通过细管实验方法,选取地层饱和压力以上的实验压力点,研究CO2与原油的最小混相压力。

总结前人通过细管实验方法对最小混相压力的研究,其实验压力点均取在地层饱和压力以上,且分别位于最小混相压力点两侧,未考虑地层压力低于饱和压力时,注入气体与原油混相的情况。由于我国一些油田前期采用天然能量开发,地层能量衰竭快,部分油田目前地层压力已低于饱和压力,原油组分已发生变化,这种情况下进行注气开发,势必会影响注气开发效果,所以进行脱气油与注入气体的混相情况研究具有重要意义。华北油田Q区块前期水驱开发能量动用较大,目前地层压力低于饱和压力,本实验结合油田实际开发情况,在目前地层压力条件(即低于饱和压力)下取2个压力点进行测试,观察注入压力低于饱和压力情况下的注气效果。为前期油藏能量动用大,能量供给不足的油藏注气开发提供依据。

华北油田Q区块油藏储层埋藏较深、储层物性差、渗透率低,属于典型的低渗透油藏。前期采用注水开发,地层压力下降快,注入能力差,常规的注水开发难以有效动用,需要研究其它有效的开发方式。根据国内外特低渗透油藏的开发实践,注烃类气驱具有较好的开发效果,而且没有污染,特别是该区块离储气库较近,气源充足,开展烃类气驱项目具有广阔的发展前景。

1 最小混相压力实验

1.1 实验设计思路

实验过程按石油天然气行业标准SY/T 6573-2003 《最低混相压力细管实验测定法》进行。

实验温度为实验区块的平均地层温度74 ℃,根据油层的原始地层压力24 MPa,设计实验压力点10、15、22、25、35和45 MPa等 6个压力点,其中10、15 MPa低于该区饱和压力19.6 MPa,实验时首先进行自然衰竭实验,将原始地层压力衰竭到测试压力点,再进行注烃气驱实验。对比注入压力低于饱和压力与高于饱和压力情况下注入气体与原油的最小混相压力,观察地层压力低于饱和压力情况下注入气体的驱油效率。

1.2 实验设备

主要设备有:CFS-100多功能综合驱替系统,PVT-3000高压物性实验装置,恒温箱,中间容器大、小若干,精密压力表(0～600 MPa)2支,阀门若干,手动(或自动)计量泵(水银泵),回压阀,增压泵,针型阀若干,储气罐,转向阀,管线若干。细管实验流程见图1。

图1 细管实验流程

1.3 实验流体

地层油配置：驱替油样应用试验区块地面脱气油与产出气,按照气油比134 m3/m3在Ruska PVT-3000高压实验仪中,依据中国石油天然气行业标准SY/T 5542-1992《地层原油物性分析方法》配置而成。

1.4 实验方法

将地面油加入到高压物性仪 PVT 筒内,密封并加热到地层温度,然后将天然气注入到PVT 筒,配制油样使其饱和压力、溶解气油比与地层油的饱和压力、溶解气油比相同；在地层温度条件下,以恒定的泵速(0.5 cm3/min)将配制的原油压入经过石油醚清洗的细管模型中,在进泵 2.0 HCPV(烃类孔隙体积)时停止进泵；实验过程中通过控制回压确定驱替压力,在恒定驱替速度(0.2 cm3/min)的情况下进行10、15、22、25、35和45 MPa下的驱替实验,全过程记录进泵体积、产油量、产气量、气油比等参数值；当累积注气量大于 1.2 HCPV时,停止驱替。

2 实验结果与分析

2.1 自然衰竭实验结果

注：实验测试地层压力由24.19 MPa降为14.86 MPa，与文中有偏差。图2 自然衰竭实验地层压力与采出程度关系曲线

2.2 最小混相压力实验结果

注烃气驱替压力与采出程度关系曲线见图3。由图3可见：

1)在低于饱和压力和高于饱和压力的情况下，驱替压力与采出程度均表现出良好的线性关系。由曲线可以看出,高于饱和压力点下驱替压力与采出程度关系曲线斜率大于低于饱和压力点下的关系曲线,说明原油在原始条件下,更容易与烃类气体混相。

图3 注烃气驱替压力与采出程度关系图

图4 不同驱替压力下烃气突破时刻对比图

图4为不同驱替压力下烃气突破时刻对比图。由图4可知,随驱替压力升高,突破时天然气注入量增大,即驱替压力越高,烃气突破越晚。这主要是因为驱替压力越高,烃气与原油越接近混相,烃气与原油混合得越充分,烃气的驱替效率越高,故烃气突破越晚。

不同驱替压力下烃气驱油实验曲线对比见图5。

a)6个不同驱替压力下烃气驱油曲线图

b)15.45 MPa下烃气驱油曲线图图5 各实验压力下的驱油实验曲线对比图

由图5-a)可以看出,随着烃气注入量的增加,采出程度均呈上升趋势。气体突破后,相同烃气注入量情况下,采出程度随压力升高而增大。实验驱替压力不同,采出程度变化情况也不同。

2.3 不同驱替压力提高采出程度分析

表1 华北油田Q区块地层油与地面脱气油组分数据表

地层油组分摩尔分数x/()质量分数w/()脱气油组分摩尔分数x/()质量分数w/()CO20 150 06CO200N200N200C149 97 38C100C23 871 07C200C32 491 01C300iC40 740 4iC40 120 03nC41 260 67nC40 270 07iC51 060 71iC51 350 42nC51 090 72nC51 640 51C63 652 9C68 142 92C+735 7985 08C+788 4896 05合计100100合计100100 注：地层油组分(原始地层压力条件下)，脱气油组分(饱和压力以下)。

油藏注气开发效果也取决于注入溶剂前缘驱替压力,注气过程中适宜的油层压力主要由地层原油与注入气组分决定。如果原油中间组分含量低,为了得到较高的驱油效率,就需要有非常高的前缘驱替压力,通常超过原始油层压力。较高的油层压力下易达到混相,但过高的油层压力会增加工程强度和风险程度,影响注气效果。

3 结论

1)通过细管实验得到,华北油田Q区块在目前地层条件下(地层压力低于饱和压力),原油与注入烃气的最小混相压力为62.75 MPa；在原始地层条件下,原油与注入烃气的最小混相压力为54.77 MPa。说明地层压力低于饱和压力情况下,注入烃气与原油的最小混相压力高于原始地层条件下注入烃气与原油的最小混相压力,因为原油脱气后,原油中所含中间分子量烃含量减少,使得注入烃气与原油混相所需的驱替压力升高。

3)在目前地层温度74 ℃、地层压力15 MPa条件下,注入烃气与原油不能实现混相,注烃气驱开发采出程度较低,适当提高注气压力,烃气与原油可以实现近混相,达到提高原油采出程度的目的。

4)对于前期开采过程中地层能量降低较快,目前地层压力低于饱和压力的低渗透油藏,在注烃气开发时需要考虑混相压力较高的问题。为更好地实现注烃气驱提高采出程度的目的,建议在施工条件和经济条件允许的范围内提高注气压力。

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2015-01-22

国家自然科学基金资助项目(50874114)

黄 伟(1988-),女,河北衡水人,硕士研究生,主要从事油气田开发研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.04.011