不同注入气体下低渗油藏注气开发室内评价

赵 楠， 王 磊， 孙 雷， 张 辉， 罗 军

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司, 湛江 524057； 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500)

乌石17-2油田位于南海北部湾盆地乌石凹陷的东部，是典型的复杂断块油藏。其主要储层位于始新统流沙港组三段，发育来自东北部物源扇三角洲沉积，全区以低渗储层为主，非均质性较强，孔隙度平均18.1%，渗透率平均28.52 mD。地层压力25～30 MPa，地层温度120～150 ℃。原油品质较好，密度低(0.75～0.85 g/cm3)，黏度低(0.78～5.21 mPa·s)，含硫量低(0.01%～0.1%)，胶质、沥青质低(1.2%～5.3%)。油藏驱动类型为溶解气驱动、弱边水驱动，天然能量有限，需补充能量进行开发。但敏感性实验分析结果表明本油田具有较强水敏性。水敏指数0.736～0.969，为强-极强水敏储层，注水开发面临较强的储层敏感性伤害问题。

注气开发作为低渗油藏重要的开发技术手段之一，可以有效提高注入能力，避免储层配伍性等种种问题，越来越受到国内外研究学者重视[1-3]。室内评价实验作为方案设计基础，是注气开发关键一环，在此过程中气源选择尤为关键，前人评价实验往往侧重于单一气体，比如CO2、伴生气、空气等[4-6]，而对于多种不同注入气体之间开发效果评价及对比分析鲜有报道。为了进一步探索低渗油藏合理的能量补充方式，确定科学有效的注气形式，从室内实验角度出发，分别对N2、CO2、烃类气三种不同气体进行了相态实验、细管实验、长岩心驱替实验研究及效果评价。阐述了不同气驱下其提高采收率机理，并对气体之间的开发效果进行对比分析，为油田开发方式的选择提供依据，对注气方案设计具有重大意义，也为类似油藏的开发提供指导及借鉴意义。

1 样品及研究方法

1.1 实验流体

实验用油按国标SY/T 5543—2009进行配制，地层条件下溶解气油比为141 m3/m3，按标准配样后用于实验测试。脱气原油组分见表1。配制后的地层油高压物性为饱和压力19.77 MPa、原油体积系数1.488 m3/m3、黏度0.705 mPa·s。实验用烃类气采用地层原油单次脱气后伴生气，组分见表2，甲烷含量较高，非烃含量较少。实验用氮气纯度为99.5%、二氧化碳气纯度99.99%，均为高纯品。

表1 脱气原油组分数据Table 1 Degassed crude oil composition data

表2 烃类气组分数据Table 2 Hydrocarbon gas composition data

1.2 注气膨胀实验

实验设备选用加拿大DBR公司生产的JEFRI型号多功能地层流体分析仪。该设备测量温度范围为-30～200 ℃，压力范围为0.1～70 MPa。本装置的可视高温高压PVT观测室可以随时给出流体相态变化过程中的观测图像。

注气实验过程：在地层条件下按照设计要求将不同比例(摩尔分数10%～60%)的三种类气体(N2、烃类气、CO2)加入到原油当中，要求每次加气后加压使得注入气体完全溶解并呈现单相饱和状态。通过高压物性参数计算可以获取不同注入气体条件下原油性质的变化规律。实验装置流程图见图1。

图1 地层流体相态实验装置流程图Fig.1 Flow chart of formation fluid phase state experimental device

1.3 最小混相压力实验

最小混相压力(MMP)是研究注气开发能否混相的重要参数。求取MMP一般通过理论计算、实验研究、数值模拟等等多种手段，一般而言，理论计算及数值模拟精准度都不高，实验研究仍是主要技术手段。实验测定方法包括细管实验、升泡仪法、界面张力消失法等[7-11]，本次研究采用细管实验法。

实验采用20 m长、直径4.4 mm的充填型长细管进行气体与原油的混相实验研究，MMP由注入压力以及注入一定体积后驱替的原油采收率之间的关系确定。实验装置及流程图见图2。实验过程如下：①首先采用石油醚清洗细管，然后采用高压N2真空干燥待用； ②在设计好的温压条件下(地层温度120 ℃左右，压力分别取21、25、29、31、40 MPa)饱和原油(先死油后模拟地层油置换)； ③选用不同气体按照要求速度进行驱替实验同时调节驱替压力至设计压力，注入0.4倍孔隙体积(以下简称PV)之前驱替速度为0.2 mL/min，注入0.4 PV气体后，提高至0.4 mL/min，出口端观测到无原油采出时结束实验； ④采出端油样冷凝分离后每隔一定时间进行计量，并利用气相色谱仪分析采出气组成。

1为驱替泵； 2为死油；3为地层油； 4为注入气；5为细管；6为观察窗；7为回压阀；8为分离器；9为气量计；10为恒温空气浴图2 实验装置和流程图Fig.2 Experimental device and flow chart

1.4 长岩心驱替实验

驱替实验是研究注气提高采收率的最主要手段。通常实验仅仅采用短岩心，但受岩心长度制约，短岩心往往驱替不均匀，突破时间短，难以达到较高实验精度要求。而长岩心驱替实验很好地解决了这个问题。本次采用岩样均来自乌石17-2油田，实验装置使用加拿大Hycal型长岩心驱替装置并对长岩心夹持器部分进行一定改进使其满足地层温压实验条件要求 (图3)。

图3 长岩心驱替岩心夹持器Fig.3 The core holder of long core displacement experiment

实验过程如下：①对常规短岩心清洗、打磨、烘干后测定物性参数，以其满足调和平均方式为原则进行排序通过滤纸连接后放入岩心夹持器中备用并连接好管线,如表3给出了烃类气驱长岩性组合数据；②在地层温度下建立束缚水饱和度(Sw=43%)，用配置好的活油驱替岩心，每隔一定时间记录油量和气量，计算生产气油比，驱替气油比稳定，测试束缚水条件下的油相有效渗透率，此时原油饱和完毕;③在岩心入口端恒压注入不同气体进行驱替，同时控制采出端压力，每注入0.1倍烃类孔隙体积(以下简称HCPV)记录注入压力和流速，并在出口处记录时间、始端压力、末端压力、环压、油产量、气产量、采出程度等，直至不再产油，停止驱替，记算累积采出程度。

表3 长岩心组合数据Table 3 Long core combination data

2 结果及讨论

2.1 地层流体相态特征研究

图4给出了不同注气量下注入烃类气、N2、CO2三种气体后原油高压物性参数变化曲线。可以得出如下结果。

图4 地层流体注不同气体下原油高压物性参数变化曲线Fig.4 Gas-oil ratio change curve after hydrocarbon gas, N2 or CO2 injection

(1)饱和压力：饱和压力随注入量的增加而增大，相同注入量下，烃类气和CO2要接近一下而N2体系饱和压力明显要高。烃类气和CO2饱和压力整体上升幅度较小，N2饱和压力整体上升幅度很大，尤其在高注气量下，注N2饱和压力上升越来越快，而注烃类气和CO2上升幅度较为平缓。在最大注气量下(烃类气和CO260%、N250%)饱和压力分别为不注气时的1.6、1.5、3.3倍。这表明在升压初期烃类气和CO2更容易溶于地层油，后期增幅不大，由于N2难溶于地层原油，所以使得饱和压力急剧上升，从而导致最小混相压力的增加。

(2)膨胀系数：随着注入量的增加，三种体系膨胀系数均随之升高，注气能增加地层原油的弹性膨胀能，从而有助于地层驱油。注烃类气和CO2膨胀系数接近，且均大于注N2，膨胀系数整体上升幅度中等，至最大注气量(60%)时，注烃类气、CO2、N2膨胀系数分别升高至1.7、1.6、1.2，整体上烃类气增溶膨胀能力略好于CO2，而两者均明显好于N2。

(3)黏度及气油比：体系黏度与注入量成反比而气油比成正比。从图4中可以看出气油比变化曲线几乎重合，无差异性，而黏度曲线变化较为明显，降黏效果显著。至最大注气量(60%)时，注烃类气、CO2、N2原油黏度分别降低至不注气时的43.1%、51.3%、67.4%，三种气体降黏效果为烃类气最好，其次为CO2，最差为N2。

注入气体后，由于气体与原油之间的接触，其一溶解作用使得原油黏度降低，有助于改善原油品质，处于驱替前沿位置气体富化后性质与地层原油趋于一致，两相间界面张力在一定地层压力下降低为超低界面张力从而实现油气混溶；其二原油溶气后体积膨胀,更易于把孔隙中原油驱替出来，驱油效率将明显提高[12-14]。由实验结果可知，N2其对原油的降黏及膨胀能力有限，而烃类气、CO2与地层原油相态配伍性明显要好得多。

2.2 不同注入气体最小混相压力

以烃类气为例，对细管实验结果进行分析。其不同驱替压力下，采出程度以及气油比随注入体积的关系如图5、图6所示，可以得到如下结果。

图5 烃类气驱下地层原油采出程度变化曲线Fig.5 Change curve of oil recovery degree under hydrocarbon gas drive

图6 烃类气驱下测试气油比变化曲线Fig.6 Change curve of testing gas oil ratio under hydrocarbon gas drive

(1)非混相驱：驱替压力为21 MPa时，在注气量为0.49HCPV时采出程度曲线趋于平缓，随后低幅增加至58.26%，气油比上升，注入气开始突破；驱替压力为25 MPa时，采出程度曲线在注气量为0.69HCPV时才开始平缓升高，最终至77.86%，与21 MPa驱替时相比，突破时间要晚一些，但整个过程仍呈现出明显非混相驱特征。

(2)近混相-混相驱：注入压力为29、31 MPa时，突破时机均在0.88HCPV左右，最终采出程度大于90%，压力越高，驱替过程越接近于混相驱替。图7给出烃类气驱细管采出端非混相及混相特征图像观测结果。从图7中可以明显观测到混相与非混相区别，即混相时由于界面张力的大幅降低，油气界面消失，图像呈现出微乳过渡带。

图7 烃类气驱非混相与混相特征图像Fig.7 The immiscible and miscible characteristic image by hydrocarbon gas injected

根据驱替实验结果求得地层原油注伴生气最小混相压力为27.52 MPa。

三种气体最小混相压力见图8。CO2驱可以得出类似烃类气相似结果，21、25 MPa时，分别在0.5HCPV、0.7HCPV时突破，29、31 MPa时，采出程度均在90%以上，求得注CO2最小混相压力MMP为27.13 MPa。

图8 不同注入气体的最小混相压力Fig.8 The minimum miscible pressure of different injected gases

而注N2驱替时，即使把驱替压力提升至40 MPa以上，采收率并没有达到90%，未能通过细管实验实现混相驱。当驱替压力为21、25、29、31 MPa时，对应采出程度分别为36.07%、49.18%、60.86%、66.89%，呈线性增加状态，而压力继续升高至40 MPa时， 采出程度为71.00%，继续增压采出程度增幅变缓，几乎不再增加，压力过高后反而细管实验中气窜现象明显，气油比上升迅速，整个过程表现出明显的非混相驱特性。这也进一步证实了N2极难在地下储层条件下实现混相或者近混相驱，而更多的是起到补充地层能量的作用。

图9 驱油效率、气油比与注入孔隙体积倍数的关系Fig.9 Relationship between oil displacement efficiency,gas-oil ratio and injection pore volume multiple

2.3 长岩心驱替实验结果分析及对比

图9(a)给出了长岩心烃类气、CO2、N2非混相驱驱油效率、气油比随注入体积变化曲线。可以看出，三类气体驱替表现特征一致，地层原油采出程度均随着注气量的增加而增加，未突破前气油比保持在原始值附近，而突破后，气油比上升迅速，而采出程度增幅不大，最终采出程度逐渐趋于稳定。对比三种气体，烃类气驱、CO2、N2最终采出程度分别为44.1%、46.0%、36.3%，当注气突破时注入体积分别为0.43PV、0.48PV、0.36PV，此时采出程度分别为38.3%、39.4%、31.5%，三种体系在注气突破前采出地层原油部分，均属于非混相驱油。从结果来看，CO2采出量最高，其次为烃类气，两者相对接近，N2效果最差。

由于N2难以在地层条件下形成混相-近混相驱替，图9(b)仅给出了烃类气、CO2两者近混相驱驱油效率、气油比随注入体积变化曲线。可以看出地层原油采出程度均随着注气量的增加而不断增加，整个过程气油比上升较慢，突破要晚，为(0.70～0.80PV)，而突破后，仍能采出大量原油，烃类气驱、CO2驱最终采出程度分别为66.7%、69.0%，最终采出程度高。从驱油结果来看，CO2略好于烃类气。

对比混相驱和非混相驱，可以看出对于非混相驱，突破时间要早，气体突破前采出近90%左右的原油，突破后几无产出，这是因为无论何种气体，非混相驱机理是降黏和使原油膨胀，而往往这些作用发生在体系相互接触过程中，气窜以后基本为无效注气。因此对于非混相驱而言，延迟注气突破时间是决定油藏采收率的关键。而在混相、近混相条件下由于地层流体-气体体系互溶，界面张力降为极低，有利于减少气体的指进，因此近混相驱气体突破要比非混相驱晚得多。同时接触面积内混相的形成也极大降低了残余油的饱和度，故气体突破以后，仍能采出近30%左右的原油，与非混相驱相比，驱油效率要高近25%。

对比三种气体，可以看出，N2在地层条件下主要表现为非混相驱，而其对原油的降黏及膨胀能力最弱，更多的是维持地层能量，效果最差。对比烃类气与CO2，可以发现无论混相驱还是非混相驱，在相同注入量下，突破前烃类气驱效果要好于CO2驱；而突破后CO2驱反而要好于烃类气驱。

这主要是由于突破前，降低原油黏度与提高原油膨胀性是主要的驱油机理，而烃类气的降黏及膨胀性能要好于CO2，而随着注入量的增多，除去两者均可以通过混相达到互溶进而提高洗油效率外，CO2还会逐步溶于水中[15]，油水流度比得以改善，从而增加水驱面积，故在驱替后期CO2的优势有所体现，可以达到较高的采出程度。

3 结论

(1)N2在地层条件下主要表现为非混相驱，其对原油降黏及膨胀能力有限，更多的是起到保持地层能量的作用，后期气窜现象明显，注气突破较早，室内驱油效率仅为36.3%，开发效果差。烃类气、CO2与地层原油相态配伍性要好，最小混相压力要低，分别为27.52、27.13 MPa，地层条件下易形成近混相驱，注气突破时间晚，驱油效率高，分别为66.7%、69.0%，开发效果好。

(2)非混相驱的降黏和膨胀作用主要发生在注气突破前，其采出近90%左右的原油，而突破后几无产出，基本为无效注气。因此对于非混相驱而言，如何延缓注气突破时间是决定油藏最终采收率的关键。而混相、近混相驱由于界面张力降低，体系互溶，气体突破要晚得多，同时接触面积内混相的形成也极大降低了残余油的饱和度，气体突破以后，仍有近30%左右的原油得以采出，驱油效率要高于非混相驱近25%。

(3)室内实验评价表明烃类气驱、CO2驱可作为乌石17-2油田低渗强水敏储层优选能量补充方式。