重力稳定气驱判别模型和试验

任韶然, 刘延民, 张　亮, 崔国栋, 宫智武, 王延永, 韩　波

(中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580)

近年来,国内外注气提高采收率技术发展迅速,目前已占据所有提高驱油效率产量的48%[1-2],已经成为继热采之后发展较快的提高采收率方法。其中重力稳定注气技术(GAGI)克服了连续注气(CGI)和水气交替(WAG)等常规注气技术的局限,效果显著。GAGI开发效果很大程度上取决于气驱前缘的稳定性,国内外学者尝试性提出了许多模型来表征重力稳定注气[3],诸如改进生产指数、Dombrowski-Brownell数、邦德数(NB)、重力数(NG)、毛管数(NC)和N数群(NGB)等,但是现有评价模型存在一些问题,如考虑因素不全面,方法太复杂,评价过程不直观迅速等。笔者采用室内试验,分析重力稳定气驱影响因素和EOR机制,通过理论推导,建立顶部注气重力稳定判别模型NGAGI,并进行矿场试验案例验证。

1　重力稳定气驱提高采收率机制

重力稳定注气技术,如图1所示。在潜山油藏顶部或倾斜构造上部实施注气,在油藏底部钻入一口水平井作为生产井,充分利用油气密度差异导致的重力分异作用和水平井与油层广泛接触达到的较高的生产指数,达到较好的驱油效果。

图1　重力稳定气驱提高驱油效率示意图Fig.1　Sketch map of EOR mechanism of GAGI

受到复杂地层流体性质和施工工艺的影响,重力稳定气驱除一般注气所具有的混相(降低界面张力和原油黏度、微孔渗流和渗吸驱油等)及非混相(降低原油黏度、提高膨胀能、降低界面张力和有限蒸发和抽提)EOR机制外,GAGI还具有其独特的优势。

1.1　驱替“阁楼油”

注入气在重力分异作用下上浮,形成气顶,在驱油压差、重力作用、驱动方式、改善流动条件及原油溶解气膨胀等复合作用下,使油藏构造高部位剩余油得以动用。

1.2　顶部注气重力稳定作用

由于油气密度差异,引起储层流体重新分布,逐渐形成从上到下气—油—水的分布状态,有效抑制黏性指进,形成稳定的气驱前缘,高效稳定驱油时间延长,且前缘形成“油墙”可富集沿途的可动油,油气界面在气顶膨胀过程中不断下移,达到有效增油目的。

1.3　重力稳定气驱波及系数大

为了更好地说明重力稳定气驱提高驱油效率机制,提出重力稳定注气波及系数,定义为重力稳定注气波及体积与油藏总体积的比值。

如图2和3所示,当采用重力稳定气驱时,注入气理论上可以波及到整个油藏范围,重力稳定注气波及系数接近1;而采用常规注气技术时,考虑到黏性指进及重力分异,结合现场开发现状及案例,常规气驱波及系数远低于重力稳定注气波及系数。显然,采用顶部注气重力稳定气驱采油效果更好。

图2　顶部注气重力稳定波及示意图Fig.2　Sketch map of swept volume of GAGI

图3　常规注气技术波及体积示意图Fig.3　Sketch map of swept volume of conventional gas injection

2　重力稳定气驱判别模型

重力稳定气驱前缘的稳定性受到注气速率、气液性质差异和储层倾角等因素影响,从而影响采收效果。许多学者对重力稳定注气影响参数进行了研究,杨超等[4]认为地层倾角大于13°时,更适合重力稳定注气开发;孙雷等[5]指出当原油相对密度小于0.876 2 g/cm3时,密度差异更明显,重力稳定注气更具优势;张艳玉等[6-7]认为,顶部注气存在最佳注入速率和临界注入速率。图4为重力稳定注气模型及迪茨模式几何关系。

图4　重力稳定注气模型及迪茨模式几何关系Fig.4　GAGI model and Diez geometrical model

根据重力稳定注气模型及迪茨模式几何关系[8],通过理论推导,综合考虑注入气与原油密度差异、原油黏度、渗透率、注入速率和储集层倾角等因素,提出表征顶部注气重力稳定判别模型——改进的重力稳定判别数NGAGI。

由达西定律和势能关系[8],沿x轴有:

(1)

(2)

式中,V定义为重力稳定注气通量,指单位时间注入流体体积与横截面面积的比值,m/d;k为渗透率,10-3μm2;μ为流体黏度,mPa·s;ρ为流体密度,g/cm3;φ为势能,J;下角o和g分别表示油相和气相。

其中,单元流体的势能定义为

(3)

z值向上为正,将流体看成不可压缩,则

(4)

D为常数,假设相对于储集层垂向厚度,油气接触面无限大,则

φc≈φο.

(5)

则沿接触面ac的油、气相的势能差为

(6)

(7)

式中，pa,o-pc,o和pa,g-pc,g分别为位置a到位置c的单位油相流体和气相流体压能，J;g为自由落体加速度，m/s2。

假定接触面毛细管压力不发生变化,则

(8)

(7)、(8)两式相减,得到

(9)

根据图4中几何关系可知,

(10)

假设重力稳定气驱油气接触面稳定,则沿着储集层倾斜方向的流线速率为

Vx,o=Vx,g=V.

(11)

同时,为了排除储集层的影响,引入重力稳定注气通量的定义,指单位时间注入流体体积与横截面面积的比值。联立式(9)、(10)、(11)可得

(12)

标准状况下,空气的黏度为1.8×10-5Pa·s,与原油的黏度相差较大,则有

(13)

当β=α时,此时空气驱界面极不稳定,当β减小时,空气驱界面出现稳定下移状态,油气出现段塞式驱油,采收效果好。当界面角β趋近于储层夹角α时,

(14)

令

(15)

式中,k为气相渗透率,10-3μm2;Δρo,g为油气密度差异,g/cm3;α为表储集层倾角,(°);μo为原油黏度,mPa·s;C为单位换算产生的常数,C=8.64×10-5。

在界面角减小过程中,气驱存在界面稳定的条件,即重力稳定注气模式可以实现,根据式(14)、(15)可以得到重力稳定条件为NGAGI>1。

3　重力稳定气驱影响因素试验

重力稳定气驱影响因素试验主要针对注气重力稳定影响权重较高的因素进行设计,如储层倾角、注入速率及原油黏度等,通过室内试验,分析各因素对GAGI的影响和GAGI的EOR机制。

3.1　试验设备和方法

试验设备如图5所示,主体模型为可旋转填砂管(内径25 mm,内部长度600 mm),满足不同倾角的试验条件,采用恒温箱建立恒温环境,整个试验过程采用电脑监测驱替压力变化,对产出气、液进行计量分析。

试验用油均取自辽河油田某重力稳定注气候选区块,目前油藏压力20 MPa,油藏温度98 ℃,储层渗透率(10～100)×10-3μm2,地层原油黏度0.81 mPa·s,地面原油密度0.848 9 g/cm3,原始气油比98 m3/m3,采用实验室自配水模拟地层水,矿化度3×10-3,注入气选用空气。

进行重力稳定气驱试验,首先制备填砂模型,采用真实破碎岩心与不同粒径的石英砂按一定比例混合,每次少量加入填砂管内,进行夯击压实,得到与目标储层渗透率相近的填砂管模型,误差小于5%[9];然后对填砂管模型进行抽真空、自吸水,测量孔隙度;将模型管装入驱替设备,进行常规饱和地层水、饱和油,建立高压束缚水油环境,进行24 h老化,期间注意产出液和压力计量,计算渗透率、初始含水饱和度和含油饱和度;最后,根据试验方案,在油藏条件下,调整注入倾角、注入速率及原油黏度等影响因素,进行重力稳定气驱试验,监测压力变化,计量产出气液,进行数据处理和分析。

图5　重力稳定气驱试验装置示意图Fig.5　Sketch map of set-up of GAGI

3.2　试验方案设计

根据重力稳定气驱判别模型,设计储集层倾角影响试验、注入速率影响试验和原油黏度影响试验,分析各因素对重力稳定气驱的影响及提高驱油效率机制。表1为重力稳定气驱影响因素试验条件及方案设计。

表1　重力稳定气驱影响因素试验条件及方案设计

3.3　试验结果分析

3.3.1储集层倾角影响试验

图6　典型驱油试验中驱油效率与气油比随注入流体体积的变化Fig.6　Variation of displacement efficiency and gas-oil ratio with HCPV in typical experiment

通过分析试验中驱油效率与气油比随原始烃类孔隙体积(HCPV)VHCPV的变化,可以确定气窜点。试验编号2,压力20 MPa,温度98 ℃,注入速率0.073 m/d,NGAGI=0.2,驱油效率与气油比随注入流体体积的变化曲线如图6所示。当注入量增加至0.24VHCPV时(图6中红色虚线处),气油比急剧上升,气体突破,与此同时,驱油效率上升趋势变化极大,由急速上升进入缓慢增长。观察试验过程中驱油效率或气油比随注气段塞的变化,均可得到试验的气体突破点。

图7为倾角影响试验中驱油效率与注入流体体积的关系曲线,表2为倾角影响试验的主要试验结果对比。分析图7和表2可见,随着储集层倾角的增加,气窜时间延后(0°、45°和80°气窜点分别为0.18VHCPV、0.24VHCPV和0.35VHCPV),高效稳定生产时间延长,最终驱油效率增加(80°比0°增加23.77%);气驱开始至气体突破前,驱油效率急剧上升,高效稳定生产,在气体突破之后,驱油效率上升幅度骤减,生产进入平稳期,重力稳定气驱存在高效的稳定生产阶段,即气窜前阶段,本次试验中稳定生产阶段产油量约占总产量的80%,稳定生产阶段对提高驱油效率影响很大。

倾角增加对重力稳定注气开发有利,倾角越大,气驱前缘越稳定,稳定生产时间延长,采收率越高。这是因为:存在倾角注气开发,重力分异作用明显,注入气上浮,易运移到油藏顶部或倾斜构造上部形成气顶,使阁楼油得到动用,且由于油气密度差异抑制黏性指进,使气驱前缘稳定,剩余油在前缘富集形成油墙,不断向底部推进,当油墙推进至模型底部出口端时产油速率较大,稳定驱替时间较久,波及体积及驱替效率相对于水平驱替都有较大的提升。根据重力稳定气驱判别模型,各气驱试验NGAGI小于1,仅实现部分程度的稳定驱替,整体驱油效率偏低,但随倾角增大,NGAGI增加,高效的稳定开发时间延长,驱油效果变好。

图7　储集层倾角影响试验驱油效率与注入流体体积关系曲线Fig.7　Variation of displacement efficiency with pore volume of injected gas in bed dip experiment

试验编号储层倾角/(°)气窜/VHCPV气窜前驱油效率/%最终驱油效率/%相对于0°驱油效率增长/%气窜前产油占总产量的比重/%NGAGI 100.1819.0831.870.00—0.00 2450.2439.6546.8014.9384.70.20 3800.3544.7955.6423.7780.50.28

3.3.2注入速率影响试验

图8和表3为注入速率影响试验的主要试验结果。可见,注气速率较慢(0.037 m/d)时,0.37VHCPV气窜,最终驱油效率为54.74%;注气速率较快(0.073 m/d)时,0.27VHCPV气窜,最终驱油效率47.61%;注气速率较低,气体突破延后,稳定生产时间延长,开发效果更好。

图8　注气速率影响试验驱油效率与注入流体体积关系曲线Fig.8　Variation of displacement efficiency with pore volume of injected gas in experiment with different injected rate

重力稳定气驱效果主要取决于气驱前缘的稳定性,当注入速率较大时,重力稳定数较大,气驱前缘速度增加,油气界面不稳定,黏性指进现象加剧,导致过早气窜;另一方面,重力稳定注气依靠油气密度差异产生重力分异作用,导致油藏流体出现从上到下气—油—水的分布状态,从而抑制黏性指进,注气速率过快,重力分异作用不充分,影响重力稳定驱替效果。

表3　注气速率影响试验结果对比

注气速率低,最终驱油效率效果较好,这并不是说注入速率越低越好,注气速率过低,会极大延长生产时间,增加作业成本,不符合油田生产规划要求。综合考虑经济效益与开发效果,存在最优的注气速率。

3.3.3原油黏度影响试验

图9和表4为原油黏度影响试验主要结果。对比发现,原油黏度较大,气窜时注气0.37VHCPV,最终驱油效率为52.59%;油样黏度较小,气体突破时注气0.42VHCPV,最终驱油效率为71.73%,较大黏度油样驱油效率提高了19.14%。可见,重力稳定注气技术更适用于低黏度油藏,原油黏度较低时,气体突破时间较晚,稳定驱替时间较长,达到的采收效果较好。

注入气与原油黏度差异较大,气驱易形成指进现象,导致驱替前缘不稳定,会降低波及体积和洗油效率,对采收率有害。较低的原油黏度会降低流度比,有效抑制黏性指进,稳定驱替前缘,减缓气体突破时间,延长气驱高效的稳定采油时间,提高采收率。

图9　原油黏度影响试验驱油效率与注入流体体积关系曲线Fig.9　Variation of displacement efficiency with pore volume of injected gas in experiment of oil viscosity

试验编号原油黏度/(mPa·s)气窜/VHCPV气窜前驱油效率/%NGAGI最终驱油效率/% 62.070.3734.080.5652.59 70.810.4250.851.4371.73

3.3.4气驱后残余油分布

对试验后管内残余油砂进行取样排布,解析重力稳定气驱特点。填制模型砂粒呈白色,残余油含量越高,砂粒颜色越深。对气驱后管内残余油砂按照顺序取出,排列并拍照,观察其颜色和分布情况,并对油砂进行残余油饱和度分析,结果如图10和表5所示。

图10　气驱后管内残余油砂实物图Fig.10　Scheme of residual oil and sand in tube after gas flooding

可以发现,水平注气方式,残余油砂整体颜色较深,残余油饱和度超过65%,驱替效率很低;采用存在倾角的重力稳定注气方式,排除由于端部效应导致模型两端颜色较深、残余油饱和度异常外,模型中段颜色较浅,基本呈白色,重力稳定注气发挥作用的模型中段,残余油饱和度低于10%,采收效果较好,而且,随着倾角的增加,注入速率降低,原油黏度减小,实现重力稳定注气模式的模型中段距离增加(试验3残余油饱和度9%的范围20 cm,试验7中范围增长到40 cm),整体残余油饱和度明显降低,整体采收效果变好。存在倾角情况下,低速率注气充分发挥重力分异作用,有效抑制黏性指进,稳定气驱前缘,实现或部分实现重力稳定作用,驱油效率远高于常规注气。

表5　气驱后管内残余油饱和度分布Table 5　Distribution of residual oil saturation in tube after gas flooding

4　重力稳定气驱判别模型应用

运用改进的重力稳定判别数NGAGI对以上7组重力稳定气驱影响因素试验进一步分析发现,随着重力稳定判别数NGAGI增加,可实现或者部分实现重力稳定气驱模式,气窜时间延后,采收效果变好;较大的储层倾角、低速率注气和较低的原油黏度,NGAGI值增加,对于气驱前缘稳定和驱油效率提高有利;在存在倾角情况下,仍需要低速注气加强重力稳定作用。

如表6,调研3个油田实施重力稳定注空气技术[11-16]矿场试验情况并结合以上室内试验数据,可以发现,当重力稳定判别数NGAGI大于1时,矿场试验油藏稳定生产多年未见气窜,矿场试验和室内试验增油效果显著,而NGAGI小于1时,顶部注气过早突破,未达到预期效果。

运用改进的重力稳定判别数NGAGI,综合考虑注入气与原油密度差异、原油黏度、渗透率、注入速率和储集层倾角等因素的影响,评价重力稳定注气界面稳定程度,筛选重力稳定适用油藏,为油田矿场应用提供一定的决策依据。

表6　重力稳定气驱判别模型应用

5　结　论

(1)气驱开始至气体突破前,驱油效率急剧上升,气窜后驱油效率上升幅度骤减,生产进入平稳期,重力稳定气驱存在高效的稳定生产阶段,即气窜前阶段,稳定生产阶段的长短对于提高驱油效率影响很大;增大模型倾角、减小注气速率和降低原油黏度,可延长稳定生产时间,利于实现重力稳定气驱模式,提高采收率。

(2)刨除填砂管两端由于端部效应效果不甚明显,重力稳定气驱主要作用的填砂管中部,残余油砂基本呈白色,残余油饱和度低于10%,采收效果较好。

(3)综合考虑注入气与原油密度差异、原油黏度、渗透率、注入速率和储集层倾角等因素的影响,建立简单量化的顶部注气重力稳定判别模型NGAGI,当NGAGI大于1时,可实现重力稳定气驱模式,增油效果明显,而NGAGI小于1时,顶部注气易气窜,未达到预期效果。运用改进的重力稳定判别数NGAGI可有效评价重力稳定气驱前缘稳定性,为重力稳定气驱适用油藏筛选和现场施工提供一定的决策依据。