高温高压碳酸盐岩油藏合理驱替方式及参数实验研究

卢 川， 宋来明， 尚凡杰， 杨 莉， 杨仁锋，郭 平， 杜建芬

(1.中海油研究总院有限责任公司, 北京 100028； 2.中海油国际有限公司, 北京 100028； 3.西南石油大学 石油与天然气工程学院, 四川 成都 6105002)

0 引言

巴西M油田是中海油在南美洲最重要的海外资产，也是全球最大的深水碳酸盐岩油田之一.该油田位于巴西桑托斯盆地超深水区域，水深超过2 000米.油田整体为北东-南西走向的背斜构造，目的层为下白垩统湖相巨厚碳酸盐岩，以中高渗储层为主，非均质性较强.储层孔隙度5.2%～26.5%，平均为20.7%；渗透率8.6～2 660 mD，平均为118.4 mD；油层厚度200～300 m.油藏整体呈现“四高”特性，即温度高(80 ℃～90 ℃)、压力高(61～65 MPa)，气油比高(400 m3/m3)、伴生气二氧化碳和甲烷含量高(86 mol%).针对上述特性，考虑伴生气回注成为提高油田采收率、实现产出气有效处理的选择之一，而合理开发方式和驱替制度的选取成为编制油田开发方案面临的关键问题.

目前，世界范围内碳酸盐岩油藏主要分布于美洲、中东和中亚，尚无大规模注水注气高速开发的先例和经验[1].中国碳酸岩盐油田规模开发始于20世纪50年代，其中，以塔河油田为代表的岩溶缝洞型油藏是中国陆上碳酸盐岩油藏开发的主战场[2].采用初期衰竭开采，天然能量不足后注水补充能量开发，注水失效后注气提高采收率的开发技术路径，但目前注气开发仍处于室内实验评价和先导区探索阶段.中国海上碳酸盐岩油田开发处于起步阶段，以天然能量和注水开发为主.对于注气和水气交替等提高采收率的开发方式，由于海上的特殊性和复杂性，如平台空间限制、气源不稳定等多种因素，相比陆上油田起步更晚[3,4].虽然在“十一五”、“十二五”期间开展了低渗砂岩油藏气驱提高采收率技术的探索及应用，但针对海上碳酸盐岩油藏仍亟需解决注气方式、注气混相、注气参数优化设计等方面的关键制约问题.

国内外学者关于注气提高采收率已有较多研究，普遍认为气驱波及范围内剩余油饱和度较低，注气相比注水能显著提高驱油效率，但在不同岩性、储层物性和气体类型条件下，气驱相比水驱采收率提高幅度变化范围较大[5-10].注入气能否与地层原油实现混相，将对采收率提高产生重要影响[11-14].此外，水、气交替注入方式逐渐成为降低气相窜流，改善驱替前缘波及的有效方式[15-19].由于海上油田注气成本高、平台空间小、气处理难度大，准确评价目标油田不同驱替方式的开发效果，对油田开发方式的选择具有极为重要的意义，驱替参数的比选将为油田开发方案编制提供重要参考依据.

本文依据目标油田实际油藏条件，开展注气膨胀、细管驱替和高温高压长岩心驱替等系列实验，得到高温高压碳酸盐岩油藏条件下，不同驱替方式和关键驱替参数对开发效果的影响，为目标油田开发方式选择和方案编制提供依据，为类似油田开发提供有意借鉴.

1 实验部分

1.1 实验材料

1.1.1 实验流体

实验油样取自目标油田脱气原油样品.脱气原油密度为0.878 g/cm3，溶解气油比402 cm3/cm3.在地层温度和地层压力下(85 ℃、65 MPa)，地层原油密度为0.830 g/cm3，地层原油粘度为0.643 mPa·s.

实验气样依据实际伴生气组分配置而成，主要成分为二氧化碳和甲烷，比例分别为44.25 mol%、42.35 mol%.利用脱气原油样品和实验室配置的伴生气样品，在对应地层温度和压力下，模拟实际地层原油.由于实际油田需采用产出的伴生气作为回注气，因此在本实验中，驱替用气的组分与伴生气组分保持一致.

实验水样分别模拟地层束缚水和注入水两种.其中，模拟地层束缚水矿化度为250 000 mg/L，注入水矿化度为35 000 mg/L.

1.1.2 实验岩心

本实验依据目标油田岩性和物性，选取白云岩制备人造长岩心样品(>90 cm).在模拟目标油田岩石孔渗和润湿性基础上，消除由于岩心长度较短导致气液作用时间不充分、突破时间短等因素对实验结果的影响.实验岩心直径2.52 cm，长度94.57 cm，孔隙度22.0 %，渗透率132 mD.

1.2 实验装置

本文描述的系列实验包括注气膨胀实验、混相压力测定实验和长岩心驱替实验.注气膨胀实验采用无汞高温高压地层流体分析仪和地层流体配样仪；混相压力测定实验采用细管模型；长岩心驱替实验采用高温高压驱替模拟装置.驱替实验装置主要由注入系统、长岩心夹持器系统(细管模型)、温压控制系统、数据采集系统和采出系统构成.注入系统包括高压恒速驱替泵、围压控制泵和中间容器；采出系统包括回压阀、手摇泵、油气水分离器、气体流量计等.实验装置如图1所示.

图1 细管实验/长岩心驱替实验装置

1.3 实验流程

1.3.1 注气膨胀实验及混相压力测定实验

注气膨胀实验通过测试不同注入气量条件下地层流体高压物性参数的变化规律，为注气提高采收率方案设计提供重要基础参数.实验参照国家标准GB/T26981-2011《油气藏流体物性分析法》进行.测定泡点压力、膨胀系数、体积系数、气油比、原油密度、原油粘度6项参数随注气量的变化.

混相压力测定实验用于测定地层流体与伴生气达到混相状态的最小压力，为驱替方式的选择提供重要依据.实验参照行业标准SY/T6573-2016《最低混相压力实验测定方法-细管法》进行.实验模拟地层温度85℃，实验驱替压力分别为65 MPa、62 MPa、59 MPa、56 MPa、53 MPa、50 MPa，回压依据不同驱替压力进行调节.驱替过程中，气体注入速度为0.125 mL/min.注入1.2倍孔隙体积(pore volume，PV)气样后驱替结束.通过改变驱替压力，获得相同注入孔隙体积倍数条件下驱油效率与驱替压力关系曲线.

1.3.2 不同驱替方式效果评价实验

共设计3种驱替方式，分别为纯水驱、纯气驱和水气交替驱.实验流程如下：

(1)岩心建立束缚水：由于地层水矿化度较高(250 000 mg/L)，在驱替饱和过程中出现结垢堵塞岩心样品现象.采用岩心系统抽空定量饱和地层水法，建立岩心束缚水饱和度(Sw=22%)；

(2)岩心系统建压升温：岩心建立束缚水后，通过开关装有脱气原油(死油)的中间容器阀门，逐级升高岩心系统压力至地层压力65 MPa.待压力稳定，将实验温度升至地层温度85 ℃；

(3)饱和地层油：用配制的地层原油驱替岩心中的死油，直至入口端和出口端气油比一致，稳定24 h；再用配置的地层原油驱替至入口端和出口端气油比一致，完成地层油饱和；实验过程中，通过在出口端设置回压来模拟和保持地层压力；

(4)驱替实验：待地层流体样品饱和完毕后，进行不同注入介质和注入参数长岩心驱替实验.驱替过程中记录驱替时间、泵排量、注入压力、围压、回压、油量、气量、水量的变化数据，直至不出油，停止驱替.实验过程中，注水速度、注气速度均为0.125 mL/min，回压压力为65 MPa；

(5)清洗岩心：实验结束后，先用石油醚和无水酒精清洗岩心，再用氮气吹干，最后烘干岩心系统，按照步骤(1)～(4)，开展下一组实验.

1.3.3 不同驱替参数优选实验

共设计6组长岩心水气交替驱不同驱替参数比选实验，实验方案如表1所示，分别研究注入顺序、段塞大小、气水比对驱替效果的影响.实验步骤与1.3.2一致.

表1 不同驱替参数比选实验方案设计表

2 结果与讨论

2.1 注气膨胀和混相压力测定结果

图2为不同注气量条件下原油高压物性参数变化曲线.由图2可知：

(1)气油比和泡点压力：原始地层条件下泡点压力为49.2 MPa；随注入气量增加，气油比和泡点压力均逐渐增大；在注气量为50 mol%条件下，泡点压力增至62.8 MPa，为不注气时的1.3倍，表明即便在较高注气量条件下，以二氧化碳和甲烷为主的伴生气仍然能够较容易的溶解于地层原油，避免了由于注气量较大导致最小混相压力大幅提升.

(2)体积系数和膨胀系数：随注入气量增加，体积系数和膨胀系数不断增大，但增大幅度有限；在注气量50 mol%条件下，体积系数和膨胀系数仅为不注气时的1.1倍，说明虽然普遍认为气体注入使得原油体积系数和膨胀系数增大可有效提升其流动性，但对于目标油田，注气膨胀并不会成为改善驱替效果的关键机理.

(3)原油密度和粘度：随注入气量增加，原油密度和粘度逐渐降低；实验范围内，原油粘度可降至不注气时的57%，即降粘效果较为显著.

(a)气油比/泡点压力变化

(b)体积系数/膨胀系数/原油密度/原油粘度变化图2 不同注气量条件下原油高压物性参数变化

图3为最小混相压力测定实验结果.在1.2 PV驱替条件下，注入压力大于56 MPa后，驱油效率均高于90%；后续随注入压力升高，驱油效率增加幅度趋缓.计算得到最小混相压力为55.9 MPa.据此可知，在原始地层压力条件下(65 MPa)，注入伴生气可与地层原油形成混相，实现混相驱替.

图3 最小混相压力测定实验结果

2.2 不同驱替方式效果评价

图4为不同驱替方式驱油效率、含水率和气油比随注入烃类孔隙体积(Hydrocarbon pore volume，下述简称HCPV)变化曲线.为增强实验可对比性，选取相同HCPV条件下的实验指标进行对比.综合考虑驱替阶段和指标变化规律，以1.4 HCPV时的实验指标作为对比基础.

由图4(a)可知，纯水驱、纯气驱、水气交替驱最终驱油效率分别为43.1%、73.2%、83.0%.在实验过程中，实验压力始终大于最小混相压力，以二氧化碳和甲烷为主的伴生气可与地层原油混相形成混相驱.纯气驱较纯水驱驱油效率提高30.1%，说明在混相驱替过程中，注入气通过膨胀、降粘以及降低气油界面张力等综合作用机理，可显著降低含油饱和度，大幅提高驱油效率.通过比对行业内已有混相驱实验结果发现，虽注入气种类存在一定差异，但当油藏压力较低时(<30 MPa)，混相气驱相比纯水驱驱油效率提高幅度普遍低于20%.本次模拟油藏压力为65 MPa，在此压力水平和注入气种类条件下，混相气驱对驱油效率的提高幅度更为明显，在一定程度上说明高压条件下混相气驱将得到更好的驱油效果.观察生产压差变化可知，水驱压差基本与气驱一致，且在水或气突破后生产压差均呈下降趋势；而水气交替驱压差明显高于水驱和气驱，且呈持续升高趋势.结合驱油效率变化，一方面说明在持续较高压差下最终驱油效率更高，另一方面，水气交替驱存在气、水相对渗透率降低、注入能力下降问题.因此目标油田若采取水气交替驱，需考虑由于注入能力下降导致注入压力持续升高而对工程设施提出的挑战.

实验中水气交替驱相比纯气驱驱油效率可提高9.8%.由图4(b)可看出，水气交替注入可有效延缓见水和见气时间；其见水时间约为纯水驱的4倍，见气时间约为纯气驱的2倍.这表明注入水可进一步控制气相流度，降低气相相对渗透率，抑制气窜，使得注入介质波及范围更大，从而驱替出更多原油.因此，在目标油田储层流体物性条件下，水气交替注入是最佳的提高采收率的驱替方式.

(a)驱油效率、生产压差随注入量变化曲线

(b)含水率、气油比随注入量变化曲线图4 不同驱替方式关键开发指标随注入量变化曲线

此外，在水气交替注入过程中，对注入端和采出端的气体样品组分进行了持续测试.为降低测试过程中空气中氮气对气体组分含量测试的影响，将氮气和甲烷含量进行汇总统计.测试结果如图5所示.在稳定注入原始伴生气条件下，注入端二氧化碳、氮气和甲烷的含量基本保持不变.从采出端气体样品组分变化可以看出，在不同驱替时刻，二氧化碳含量普遍较注入端低，而氮气和甲烷含量普遍较注入端高.分析原因，注入的二氧化碳部分溶解于水，使得采出端二氧化碳含量有所降低；通过伴生气与原油互溶形成混相，对原油轻质组分进行抽提，使得甲烷含量有所增加，同时进一步降低了原油界面张力，充分体现出混相高效驱油机理.

图5 水气交替驱注入端、采出端CO2、N2+CH4气体组分变化曲线

2.3 不同驱替参数效果评价

2.3.1 注入顺序

图6为水气交替驱过程中，水段塞、气段塞不同注入顺序条件下驱替效果对比.每一个注入周期由0.1 HCPV地层水和0.1 HCPV伴生气组成，共注入7个周期.实验结果表明，两种不同注入顺序，先注水后注气、先注气后注水，最终驱油效率基本一致，分别为83.0%、83.1%，即注入顺序并不会对最终驱油效率产生明显影响.但从驱替过程可以看出，先注气后注水的驱替过程初期产油速度明显较高.前3个周期，先注气后注水采出程度较先注水后注气高20%；进入第4周期，由于注入水突破，采出程度的增加幅度逐渐趋缓.

此外，两种注入顺序初期驱油效率的差异主要源于第1个注入周期.分析原因，优先注入气段塞，伴生气可与原油直接接触形成混相，原油粘度有效降低，在后续注入水的作用下，实现混相的原油快速从多孔介质中产出，因而产油速度较高.若优先注入水段塞，由于缺少混相降粘作用，原油初始流动性较混相原油差.优先注入水将对后续注入的伴生气与原油的混相产生屏蔽作用，延缓了气体与原油的混相时间.伴生气中二氧化碳含量较高，先注水后注气将导致部分二氧化碳溶解于水，降低了其与原油的混相程度.综上原因，先注水后注气的注入顺序将导致注入初期产油效率低.

虽然在本次实验中，先注气呈现出较快的产油速度，但结合目前国内外已实施现场案例可知，大部分水气交替驱采用先注水后注气的注入顺序，主要受限于气源气量和压缩机能力等工程因素影响[20,21].若有稳定充足气源，可考虑先注气后注水.在本研究后续评价实验中，仍采用先注水后注气的水气交替注入方式.

图6 不同注气顺序驱替效果对比

2.3.2 段塞大小

图7为不同段塞大小实验结果对比.注入段塞0.05 HCPV、0.10 HCPV、0.15 HCPV最终驱油效率分别为82.9%、83.1%、74.4%，见水时间(以注入HCPV衡量)分别为0.90 HCPV、0.80 HCPV、0.75 HCPV.随注入段塞增大，驱油效率先增加后降低，见水时间逐渐缩短.段塞较小时，两种注入介质可充分发挥各自作用，通过水、气交替注入，有效控制气相流度，扩大波及范围，提高驱油效率.随段塞逐渐增大，注入介质容易形成连续相而发生过早水窜或气窜.当窜流形成后，水、气交替注入方式对气相、水相相对渗透率的改善作用将被削弱，最终驱油效率将有所降低.

此外，随注入量增加，驱替压差均逐渐增大；见水后驱替压差增大幅度趋缓.相比注入段塞0.05 HCPV和0.10 HCPV见水后驱替压差仍呈现增大趋势，注入段塞0.15 HCPV在见水后压差趋于稳定.这也体现出，较大段塞出现窜流后，水气交替注入方式对注入介质流动控制程度降低，对驱替前缘波及的改善效果变差.对于现场实施而言，注入小段塞需要频繁进行操作调整，易对最终实施效果产生不利影响.因此，注入段塞大小的选取需综合考虑驱替效果和现场实施难易程度.

(a)驱油效率随注入量变化曲线

(b)驱替压差、含水率随注入量变化曲线图7 不同段塞大小驱替结果对比

2.3.3 气水比

图8为不同气水比与纯水驱、纯气驱实验结果对比.可以看出，不同气水比驱油效率均高于纯水驱和纯气驱.随气水比增加，最终驱油效率呈逐渐降低趋势；气水比1∶2驱油效率最高(85.5%)；气水比1∶1驱油效率(83.0%)略低于气水比1∶2；气水比2∶1驱油效率与纯气驱相当.气的注入一方面可与原油混相，提高驱油效率；另一方面可进入微小孔隙，提高波及效率.水的注入可改善驱替前缘流度比，增大波及范围.当气水比较大时，由于注入水较少，其对气相流度的改善和气相窜流的抑制程度不够，注入介质扩大波及范围受限，致使其无法驱替出更多原油；当气水比较小时，由于气体注入量较少，气体与原油混相作用范围有限，驱油效率也将受到一定程度影响.在本实验岩心渗透率条件下，实验结果表明，气水比1∶2和气水比1∶1呈现出相近的驱油效率，即在此气水比范围内，水气交替注入均可获得较好的驱油效果.但从另一方面分析可知，注入水段塞需要达到一定量后(气水比1∶2)才能充分发挥对驱替前缘流度降低的作用，延缓气相指进.这一认识可用于指导现场对注入气水比的优化和调整.

图8 不同气水比驱替效果对比

3 结论

(1)在地层原始条件下，目标油田伴生气回注可形成混相气驱；在实验条件下，水气交替注入方式最终驱油效率为83.0%，较纯水驱和纯气驱分别提高39.8%、9.8%；

(2)水、气注入顺序对水气交替驱最终驱油效率无明显影响，但驱替初期，优先注气有利于混相过程快速完成，表现出更快的产油速度；

(3)在实验参数范围内，目标油田水气交替驱最优注入段塞大小为0.1 HCPV.随注入段塞增大，驱油效率先增大后减小，见水时间逐渐缩短.较大段塞出现窜流后，水气交替注入方式对注入介质流动控制程度降低.

(4)随气水比增加，最终驱油效率逐渐降低.在实验参数范围内，气水比1∶2可获得最高驱油效率.