非均质高温油藏非混相水气交替实验研究

张立娟，岳湘安，杨志国，乔美桦，柳宗权

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.哈里伯顿（中国）能源服务有限公司，天津 300457；3.中国石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南 濮阳 457001）

0 引言

我国有一些典型的非均质高温油藏，水驱采收率相对较低，亟需进一步提高采收率。但是，在高温条件下，由于化学剂的热稳定性问题，化学驱提高采收率方法往往难以应用。此外，由于油藏原油与注入气体的混相压力较高，达不到混相条件，而且油藏的非均质性强，易于发生气窜等问题，直接采用混相气驱的方法不可行。为此，有必要开展非混相WAG提高采收率方法的研究。世界范围内成功的混相或非混相WAG矿场试验统计结果显示，该方法可以进一步提高采收率5～10百分点[1]。目前几乎所有的商业注气项目都使用WAG方法[2]。国内外学者针对WAG方法对油藏的适应性和提高采收率的效果进行了大量数值模拟研究[3-9]，然而，对于非均质高温油藏水驱后，开展WAG注入的实验研究相对较少。笔者利用3层纵向非均质岩心模型，开展了一类非均质高温油藏水驱后HC，N2和CO2非混相WAG的模拟实验，分析了气体类型和岩心纵向非均质性对开采特征和驱油效果的影响。此次研究为该类油藏水驱后进一步提高采收率提供了依据，有助于深化对非混相WAG驱油机理的认识。

1 实验

1.1 实验装置

岩心夹持器、压力采集系统、2PB00C型平流泵、RS-6000型流变仪、AR1530/C电子天平、高压天然气瓶、高压氮气瓶、高压二氧化碳气瓶、回压阀、恒温箱、高压中间容器、油水分离与计量仪、气体计量仪、手摇泵等。

1.2 实验材料和实验条件

实验用水为油田模拟地层水，矿化度为3 260 mg/L，水中离子组成见表1。原油为冀东油田原油，114℃时的黏度为2.05 mPa·s。HC各组分的摩尔分数为甲烷91.4%、乙烷5.3%、丙烷为2.22%、正丁烷0.51%、异丁烷0.36%、正戊烷0.08%、异戊烷0.08%、已烷0.05%。实验温度114℃，模拟地层压力10 MPa。

表1 地层水的离子组成

1.3 实验方法

为研究注入气体类型和油藏纵向非均质性对非混相WAG提高采收率效果的影响，设计了9组实验。3种非均质岩心分别注入 3 种气体（N2，CO2，HC），渗透率级差k分别为5，15，30，渗透率在纵向上呈正韵律分布，岩心模型相关参数见表2。所用岩心模型由石英砂加入环氧树脂高压胶结而成，具有弱亲油的表面润湿性。实验过程为：岩心饱和水（自吸和驱替饱和）；水测渗透率；饱和油（以0.2 mL/min速度进行油驱水至束缚水饱和度）；饱和油后的岩心在油藏温度下老化24 h，水驱油（1 mL/min）至含水率98%以上，连续开展2个WAG周期，水气比1∶1（0.15 PV气体和0.15 PV水，其中注气速度为0.3 mL/min，注水速度为1 mL/min），后续注水（1 mL/min）至含水率98%以上。

表2 纵向非均质岩心物性参数

2 影响因素分析

2.1 气体类型

在渗透率级差为5的岩心模型中，HC非混相水气交替（HC-WAG）、N2非混相水气交替（N2-WAG）和CO2非混相水气交替（CO2-WAG）在2个水气交替周期的开采过程中，N2-WAG和HC-WAG在产气、增油和降含水率动态规律及水驱基础上提高采收率幅度相近。但是，N2-WAG和HC-WAG与CO2-WAG差异性较大，呈现出3个明显不同的开采特征（见图1）。对于N2-WAG和HC-WAG：产气早；存在一个快速增油的阶段，发生在第1周期注气后与第2周期注水前，即水气阶段；增油期间含水率下降快且波动大。对于CO2-WAG：产气晚，增油过程没有显著的快速增油阶段，含水率下降幅度相对小。HC-WAG，N2-WAG和CO2-WAG分别在水驱基础上提高采收率19.31，18.84，13.72百分点。

通过对比3种气体高温高压下（114℃，10 MPa）的密度、黏度、气-水界面张力等性质[10-18]（见表 3），可以分析它们在开采特征和驱油效果上的差异性。正韵律油层水驱后，大量剩余油富集在油层上部。对于N2-WAG或HC-WAG方法，在注N2或CH4（HC的主要成分）阶段，由于非润湿相N2或CH4的密度小，因此，易于在重力作用下进入到上部孔隙较小且渗透率较低的层位，驱替水未波及到的剩余油，从而提高采收率。随着N2或CH4的注入，一部分气体进入到下部孔隙较大且渗透率较高的层位。由于N2或CH4在水和油中的溶解性小[19]，且黏度远远低于油的黏度，因此，在N2或CH4的注入阶段，N2或CH4易于沿着原水流通道中发生气窜，造成采出端较早产气，较少产油。当第1周期的注水开始后，油-气-水三相同时在气窜通道中流动，流动阻力明显增加。由表3可知，N2或CH4与水的界面张力大，多相流在截面不断变化的孔隙中毛细管阻力大。因此，其降低高渗层中驱替相流度的能力强。随着高渗层内流动阻力的增加，水和后续气进入到中、低渗透率层，从而提高了波及效率。

表3 气体高温高压物性

非混相CO2-WAG与N2-WAG或HC-WAG相比，具有不同的开采特征，最终驱油效果也相对较差。有以下 3 个方面的不同：1）CO2在油[19]、水中的溶解度高于N2或CH4。在2个周期的CO2-水注入过程中，初期不产气或产气量较小。随着注气量的增加和气窜通道的形成，在最后一个周期的注水阶段大量产气。2）CO2的密度大于N2或CH4。CO2进入油层上部低渗层的气体量和作用效果不如N2或CH4。3）CO2与水的界面张力较低，在多相流动中，形成的流动阻力较小，提高波及效率及使后续水和气进入中低渗透层的调剖能力较弱。综合以上原因，CO2-WAG最终在水驱基础上的提高采收率的幅度远小于N2或CH4的WAG注入（见图1，渗透率级差为 5）。

图1 岩心模型中驱油动态

2.2 岩心非均质性

图2给出了渗透率级差为30的纵向3层非均质岩心模型中水驱含水率98%后HC-WAG，N2-WAG，CO2-WAG的驱油动态。可以看出，N2或HC的产气量峰值明显高于渗透率级差为5的产气量峰值，气体在高渗层水流通道中的窜流程度加强，更多的气体由于气窜而采出，进入低渗层及在高渗层控制流度的气体量减少。对于CO2-WAG，其在渗透率级差为30岩心模型中的开采期大大缩短，整个开采期由4.7 PV缩短为3.5 PV。据此可以推断，CO2在高渗层原水窜通道形成的阻力也不足以使更多的水和后续气进入未波及区域，气窜通道很快形成。与渗透率级差为5的相比，渗透率级差为 30 时，HC-WAG，N2-WAG，CO2-WAG 在水驱后提高采收率均有不同程度的降低，分别为9.01，8.07，8.11 百分点。

图2 岩心模型中驱油动态

分析图3中水驱基础上3种气体非混相水气交替提高采收率的幅度随级差的变化可知，N2-WAG和CO2-WAG的驱油效果对岩心纵向非均质的变化较敏感，当渗透率级差增至15时，采收率下降幅度较大。相反，HC-WAG提高采收率的幅度随岩心纵向非均质程度增加下降的相对较小，在渗透率级差为15时，仍可以提高采收率15百分点以上。综合以上研究结果，非混相HC-WAG可作为非均质高温油藏水驱后一种有前景的提高采收率方法。

图3 WAG提高的采收率随渗透率级差的变化

3 结论

1）气体类型对WAG开采特征有显著的影响。HC或N2非混相WAG与CO2非混相WAG相比，有3个明显不同的开采特征，即见气早、存在一个快速增油期、增油期间含水率下降快且波动大。

2）在高温高压下，HC和N2密度小，在油水中的溶解度低，气-水表面张力高。这些特点有利于其在非混相WAG注入过程中提高波及效率和采收率。

3）随着纵向非均质性的增强，非混相HC-WAG，N2-WAG，CO2-WAG的驱油效果均不同程度地下降。非混相HC-WAG对岩心非均质性的变化最不敏感，当渗透率级差为15时，仍可以在水驱基础上提高采收率15百分点以上。

4）对于以正韵律为主要沉积特点且非均质性在一定范围内的高温油藏，HC非混相WAG可作为一种水驱后有前景的提高采收率方法。

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