缝洞型油藏氮气驱替方式评价实验

石阳志 秦天宝 王文进

摘      要：针对缝洞型油藏储层非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点，对于后期高含水油藏，仅采用注水措施已难满足开发需求，对油藏注氮气能从机理上改善开发效果和提高原油采收率。因此通过不同驱替实验，研究了氮气驱替的注气速度、原油黏度、不同水气比例以及不同注气方式对采收率的影响。结果表明：水驱后缝洞模型中存有部分剩余油，通过注气后可以改善液体流动条件提高采收率;存在最佳注气速度，使得气体能够进入裂缝与原油充分混合而不至于过早发生气体突破;水气交替驱替选用 1∶1时效果最好;对比非均质条件不同的注气方式对采收率的影响可以看出，采用水气交替和水气混注的驱替方式能有效提高采收率。

关  键  词：缝洞型油藏;氮气驱替;注气方式;采收率

中图分类号：TE122.2       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）10-2194-05

Abstract： For the fracture-cavity reservoir， the heterogeneity of the reservoir is serious， the fluid distribution is complex， and the fracture-cavity reservoir has multi-scale and connectivity diversity. For the later high-water-bearing reservoirs， it is difficult to meet the development needs only by water injection measures. Nitrogen injection in the reservoir can improve the development effect and improve oil recovery from the mechanism.Therefore， through different flooding experiments， the effect of gas injection rate， crude oil viscosity， different water-gas ratio and different gas injection methods on oil recovery in nitrogen flooding was studied. The results showed that there was some residual oil in the fracture-cavity model after water flooding. After gas injection， the liquid flow conditions could be improved to improve the recovery factor. There was an optimal gas injection rate， which allowed the gas to enter the fracture and be mixed with the crude oil sufficiently， and gas breakthrough did not occur early; water-gas alternate flooding was best when 1： 1 was selected; comparing the effect of different gas injection methods on recovery factors under heterogeneous conditions， it was found that the water-gas alternate flooding and water-gas mixed flooding were effective way to improve recovery factor.

Key words： Fractured-vuggy reservoir; Nitrogen flooding;Gas injection method; Recovery factor

縫洞型碳酸盐岩油藏的主要储集空间是裂缝、溶蚀孔洞以及大型的溶洞，电性特征是缝洞尺寸差异大、极强的非均质性、缝洞形状各不相同、复杂的缝洞接触关系、油水分布难以判断[1]。该种油藏的特点是规模大、产量高，但是埋藏深度较深，不易建立储集体的空间属性，以及诸多不利因素导致开发勘探该类难度极高，因此应该使用合理的开采成产方式进行后期开发。学者们对缝洞型油藏气驱开展了诸多研究并取得大量成果。王雷等[2]研究了缝洞位置对水驱效果的影响以及注气驱替孔洞中剩余油的可行性，阐述了注水和注气对提高采收率的影响;苏伟等[3]设计制作了二维可视化物理模型，基于此模型验证缝洞型油藏水驱后期注气速度、注气方式、注气井别对启动剩余油效果的影响。针对缝洞型油藏的储集特征，研究油藏不同驱替方式对采收率的影响和驱替过程中的动态变化，以及注气速度、水气比例对采收率的影响。借助多组驱替实验研究，分析缝洞型油藏有效提高采收率的方式，准确指导现场合理开采缝洞型碳酸盐岩油藏。

1  实验装置及步骤

1.1  实验装置

图1为注氮气驱替实验的装置流程图[4]，其中的核心装置有：氮气瓶、手动计量泵、高压计量泵、高压微量泵、中间容器、全直径夹持器、油气分离器、压力传感器、电子天平等。其中ISCO计量泵能精准地计量注入岩心中的气量和水量，气体流量计则是可以准确计量产出的气量。80 MPa为该仪器的最大压力。

1.2  实验条件

实验在25 ℃的条件下进行，使用的模拟的地层油是原油与煤油通过一定的配比制作而成，黏度与地层油相同;所使用的模拟的地层水以及注入水是通过蒸馏水配制而成。

1.3  实验步骤

1）首先是制作缝洞模型。使用煤油等清洗能够对做完实验的模型二次使用，先用煤油清洗，再用石油醚清洗，然后烘干即可。

2）在全直径夹持器中装上缝洞岩心并且抽真空，在饱和模拟地层水后测定渗透率和孔隙体积，见表1。

3）计算原始含油体积和束缚水饱和度。模拟井底压力是通过设置30 MPa的回压在岩心出口位置，以一定速度用模拟地层油驱替岩心至出口端不出水，运用驱出的水量计算结果。

4）把驱替介质注入岩心开展水驱实验。标注驱替过程中各时间点的产出水油气的量、注入介质的体积和记录压力的趋势，不出油时结束驱替。

5）把氮气注入岩心开展气驱实验。标注驱替过程中各时间点的产出水油气的量和注入氮气的体积以及记录压力的趋势，不出油时结束驱替。

2  结果及分析

2.1  注水后转气驱模拟实验

该实验在进行氮气驱油前先经过注水驱替，基于缝洞物理模型，测定并计算水驱采收率和注水后气驱采收率，研究分析不同驱替方式对采收率的影响，对开采缝洞型碳酸盐岩油藏提供指导和帮助。

本组实验方案为：在含水率达到98%前水驱替油速度为1.0 mL·min-1，紧接着以0.5 mL·min-1的速度气驱油直到模型出口位置不出油。图2为注入量与采出程度、含水率关系曲线。

第一步是对缝洞模型开展水驱实验，以     1.0 mL·min-1的速度进行驱替，无水采收率16%，采收率在水驱完成时刻为22%，在出水端见水后含水率上升速率提升。含水率为98%后，驱替方式由水驱改成气驱，改变后采收率上升30.83%，采出程度最终结果为52.18%。从图2可知，驱替方式換成气驱后，采收率变化趋势可以看出提高一个台阶。从结果可以看出，受缝洞型油藏严重的非均质性的影响，见水快导致水驱过程中采出程度较低，然而由于油气水三相在缝洞模型中的作用，并且水油流度比在注气后受到了变化，储层特性以及流体性质会影响原油的采出程度。

2.2  氮气驱模拟实验

该组实验借助缝洞物模研究注气量和采出程度在氮气驱中的关系，并分析氮气驱替的影响因素[5]。

2.2.1  原油黏度的影响

氮气驱油实验分别针对稀油和稠油进行两组，图3为不同黏度原油采出程度与注气量关系曲线。从图3中可以看出，在相同注气速度的条件下，气驱稀油采出程度的趋势略高于气驱稠油的采出程度，最终采出程度却非常接近。由此可得，在缝洞型油藏中气体由于易突破会对采收率影响较大。对比该组实验和水驱后转气驱实验可以看出，相同缝洞模型、相同驱替速度的条件下单纯气驱采收率低于水驱后转气驱。

2.2.2  注气速度的影响

该组实验分别使用各注气速度对缝洞物模进行气驱油实验，原油黏度为50 mPa·s，选取的注入速度分别是0.5、1.0 、1.5 、2.0 mL·min-1。

通过实验结果可以看出，气驱油采收率很大程度上受注气速度的影响，气驱油过程中存在一个注气速度可以令气体在不产生过早突破的前提下，克服较大阻力进入小尺寸裂缝连接的孔洞，即最佳注气速度。然而注入压力会随着注气速度的提高而不断升高，导致气体短时间内突破，同时无法与原油充分的混合进一步影响降黏作用，从而使最终采收率受到负面影响，因此在相同注气量的条件下，应该选取合适的注入速度以确保开采效果最好。

2.3  水/氮气交替驱油实验

水气交替驱定义为：对于整体而言，在一口井同时注入水和气。注入气相段塞和水相段塞为水气交替周期的定义。借助水气交替注入能够提高水驱波及体积，以及注气后会产生油气水三相混合流动带，该混合流动带的作用是提高驱油效率以及有效减少水驱过后的油层残余油饱和度，因此水气交替驱广泛应用于现场试验中。

该组实验选用的3组水气比是1∶3、1∶1、  3∶1，借助3组实验的数据对比优选出最佳的水气比例。实验首先通过驱替速度为1.5 mL·min-1的速度水驱，接着以同样的速度切换成氮气进行驱替，以0.1 PV作为基础注入段塞。在快速的切换水驱和氮气驱的条件下开展实验，不出油时即停止实验。记录实验过程中的采出的油气水三相的体积和水气交替驱替中水气的注入量等。

通过以上实验数据能够看出，当水气比为3∶1时，采出程度较高，注入水后首先呈现的基本是纯水驱的典型特征，却在一定程度上影响到后续的注入气体段塞，水气比较大会使得生产井提前见水，而累积采出程度则会在见水后递减。可以有效抑制含水率升高的驱替方式为水气交替驱替，随着注入的气体段塞增多，产水率也逐步下降，但是段塞数与产水率成反比关系。

2.4  水/氮气混合驱油实验

该组实验选用3组水气比分别为1∶3、1∶1、3∶1，来研究不同水气比混合驱替对原油采出程度的影响，优选出最佳比例。以1.5 mL·min-1作为水气混注驱替速度，不出油时即停止实验，记录实验过程中采出的油气水三相的体积和注入的水气的量等数据。

从图7能够得知，采出程度不受水气比的影响，不管水气以何种比例混注，采出程度都与注入量成正比关系。随着注入量的不断增高，曲线的走向逐渐趋于平缓，即累积采出程度接近于稳定值。从图7可以看出，在3组实验里累积采出程度的峰值在水气比1∶1时出现，最大值为80.5%。

从含水率和注入量的关系图可以看出不同比例混合水气驱替时含水率的变化情况。通过3组实验显示出的同一类型的结果可以看出，在缝洞型油藏结构的非均质性的影响下，油藏只要出现见水，含水率就会大幅度上升。

实验过程中记录的数据表明，水气比为3∶1、1：1、1∶3分别对应的见水时的注入量是0.15、0.3、0.6 PV，可以看出实验中注入的水气比和见水时间成正比，水气比越大见水越早。综合可知，水气混注驱替选水气比为1∶1效果最佳。

2.5  不同驱替方式对采收率的影响

对相同缝洞模型的不同驱替方式产生的结果进行对比分析，通过同样的缝洞物理模型、同样的原油黏度以及同样的驱替速度开展实验，实验采用的原油黏度和基础数据与水气交替驱替实验相同。不同注入方式采出程度柱状图见图8。不同注入方式采出程度与注入量关系曲线见图9。

对比以上4种不同注入方式产生的实验结果能够得知，缝洞型油藏采用纯气驱的采出程度为46.5%，低于水驱转气驱的采出程度，即52.18%;在水气交替驱替中水气比为1∶3的情况下采出程度高于相同水气比的水气混注驱替的采出程度。通过对比可以看出几种驱替方式中，效果最好的为水气交替驱油，仅次于该种方式的是水气混注驱替。产生这种结果的原因是，由于缝洞型油藏优势通道会受到水气交替驱和水气混注驱产生的阻力，从而使驱替介质驱出更小的裂缝中的原油。水油流度比會受到水气交替驱的影响从而降低，以此来增加水驱波及体积，同时交替注入水气也能够使气相的渗透率降低，气体的流度也因此下降，避免产生气窜现象，综合上述作用，达到了提高水驱最终的采收率的目的。

3  结 论

1）水驱无法波及孔隙内部的油，借助氮气驱能有效地将其驱替出来，所以水驱后转气驱是提高采收率的有效方式。

2）氮气驱替受到原油黏度以及注气速度的影响，实验结果表明氮气驱稀油采收率比稠油高，同时存在最佳的驱替速度，在相同注气量的条件下，应该选取合适的注入速度以确保开采效果达到最优。

3）通过水气交替驱替以及水气混注驱替实验，可以看出最佳水气比是1∶1，采出程度也在该比例时出现峰值;另外还分析得出注入的水气比与见水时间成反比，即水气比越大见水越快，见水使采出程度下降。

（4）对相同缝洞模型的不同驱替方式进行实验分析表明，采出程度最大的是水气交替和水气混注驱替，其次是水驱后转气驱，最低的是氮气驱，其中水气交替驱的效果最好。

参考文献：

[1]涂兴万.碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践[J].新疆石油地质2008，29（6）：735-736.

[2]李金宜，姜汉桥，李俊健，等.缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性分析[J].内蒙古石油化工，2008（23）：84-87.

[3]程倩，李曦鹏，刘中春，等. 缝洞型油藏剩余油的主要存在形式分析[J]. 西南石油大学学报（自然科学版），2013（4）：22-28.

[4]KANTZAS A， NIKAKHTAR B， DE WIT P， et al. Design of a gravity assisted immiscible gas injection program for application in a vuggy fractured reef[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology， 1993， 32 （10）： 15-23.

[5]赵宇.低渗透油田CO2/水气交替驱室内实验研究[D].大庆：东北石油大学，2011.