塔河强底水砂岩油藏注CO2+N2混合气提高采收率室内试验研究

刘学利，郑小杰，钱德升，高海铭，谭涛，蒲万芬

1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011 2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学)，四川 成都 610500

塔河油田A区三叠系下油组油藏是受构造和断层控制的典型断背斜、强底水砂岩油藏[1]，具有厚层底水和广阔的边水，水油体积比大于100，砂体纵横向连续性好，厚度平均达120m，隔夹层不发育，非均质性强，层内级差大于30。砂体平均孔隙度为21%，平均渗透率为733mD，属中孔、中高渗储层。地层温度110.53℃，原始地层压力49.16MPa，目前油藏地层压力48.3MPa，压力保持程度达98%，油藏天然能量充足[2,3]。总矿化度为208470mg/L，属封闭环境下的高矿化度地层水。该类油藏在天然能量开采阶段采用水平井开发方式获得了较好的开发效果，水驱采收率在30%以上，但是随着开发的深入，在生产井附近形成呈开口向下的抛物线形状的水锥[4,5]，油藏含水率不断上升，严重影响油藏的整体开发效果。

早在20世纪初，为了保持油层压力，提高油田生产能力，提出了利用注气维持油藏压力、改善油田开发效果的方法[6,7]。注气提高采收率技术不仅可以应用在常规和低渗油藏，也可运用在强底水砂岩油藏。据2014年的数据显示，美国有128个CO2驱油的项目在实施，年提高原油采收率(EOR)产量达到了1371×104t，约占世界总CO2驱油年EOR产量的93%[8-12]。美国克河油田、委内瑞拉马拉开波油田以及加拿大都开展了大规模的注N2采油[13-16]，并取得了不错的驱油效果；中国的塔河油田通过N2驱油技术有效地抑制了油藏底水的锥进，累计增油8271.2t；胜利油田通过N2驱油技术平均增油13t/d，并且使含水率下降了18.5%[17]。张谦伟[18]通过细管试验法和经验公式法进行对比之后，运用CMG法研究了CO2+N2混合气体与原油混合的最小混相压力，为下一步研究CO2+N2混合气体驱油奠定基础。JAVID[19]和BOUGRE等[20]通过研究N2和CO2混合比例，寻找最小泥相压力和采收率最高的最佳注气组合，并证实CO2+N2混合气体驱油有不错的驱油效果。

塔河高温高盐强底水砂岩油藏面临着非均质性强、水淹后治理难度大的问题，采用常规的注气方法，无法实现高效开采。通过注入CO2+N2混合气，既可以利用CO2与原油之间较好的混相能力，提高洗油效率，又能充分发挥N2良好的膨胀性和压水锥的能力，抑制底水上窜，提高波及系数，进一步提高原油采收率。基于塔河底水砂岩油藏地质特点，针对塔河底水砂岩油藏开发的难题，笔者建立了满足耐温120℃、耐压50MPa的三维物理模型，开展了强底水砂岩油藏注CO2+N2混合气物理模拟试验，明确不同注入方式、不同注入速度和不同注采部位等条件下的驱替效果，以期为塔河强底水砂岩油藏注气方式的优选及开发方案的设计提供试验依据。

1 高温高压底水油藏三维物理填砂模型

基于塔河底水砂岩油藏地质特点，在考虑油藏高孔、高渗物性和韵律特征等规律的基础上，根据几何相似、动力相似、运动相似准则，设计建立满足耐温120℃、耐压50MPa的三维物理填砂模型，以开展高温高压注气试验。

作为油藏驱油评价试验的核心部件，模型可以最高完成170℃、55MPa模拟驱替试验。模型的长×宽×高为40cm×20cm×20cm。内部设计2口水平井(一口为注入井，一口为生产井)，可模拟“一注一采”。

1.1 三维物理填砂模型设计参数

通过对油藏地质资料的收集和分析，得到能代表油藏岩心的物性参数，作为制作三维填砂模型的依据。塔河油田储层试验模型的孔隙度、渗透率等基本参数见表1。

根据塔河油田A区取心井渗透率数据统计，设计填砂模型，模型4个韵律段平均渗透率从上到下分别为100、200、500、1000mD，4个韵律段平均厚度比为4∶6∶6∶4。模型设计遵照物理模拟相似准则，考虑几何相似、动力相似、运动相似的要求(见表1)，使试验规律更加接近油藏现场。

表1 塔河油田A区油层基本参数及模型设计表

1.2 三维物理填砂模型设计

试验所采用的三维物理填砂模型是利用石英砂进行胶结制作而成，制作成相似于油田的地质特征、水平井长度和位置的三维物理模型。

设计三维填砂模型从上到下每一层的尺寸分别为40cm×20cm×4cm、40cm×20cm×6cm、40cm×20cm×6cm、40cm×20cm×4cm。要求：①填砂箱内岩心通过石英砂、水泥、水，按照一定比例配制成孔隙度、渗透率大小与油田油层的实际地质特征类似；②水平井设在填砂箱的油层岩心上，模型水平井的长度和井身轨迹与区块真实水平井相似(图1(a)为三维填砂模型水平井分布情况)；③按照表2筛选出来的配方比例，将石英砂、水泥、水搅拌均匀，制作出三维填砂模型(图1(b)为填砂完成的三维填砂模型)。

图1 填砂箱模型

表2 三维物理模型物性参数

2 强底水砂岩油藏三维物理模型注气模拟测试

注气驱油是提高油藏采收率的一种有效方式，为了研究CO2+N2驱油的控水增油效果，通过三维物理模型水平井注气驱油装置，模拟不同注入方式、不同注入速度和不同注采部位的驱替效果，优选出注CO2+N2驱油最优方案，深入认识注气驱油控水增油机理，并指导现场应用。

2.1 试验准备

根据油藏条件(地层温度110.53℃、地层压力48.3MPa)，选取注CO2+N2混合气驱油。

试验材料：注气介质为CO2和N2体积比为7∶3的混合气，驱替油样采用塔河油田A区原油。

试验仪器：高温高压三维物理模型装置(见图2)，主要由底水驱动生成系统、气体注入系统、数据采集系统、三维物理填砂模型组成。底水驱动生成系统主要为三维物理试验提供所需的底水驱动动力。底水生成系统主要包括ISCO泵、恒压装置，以保持注入地层水时压力恒定，从而达到有效模拟地层底水渗流动态的目的。数据采集系统主要通过电桥仪测试填砂箱内的电阻信号，再通过软件将电阻信号转换为油水饱和度，形象地反映模型内部油水分布情况。

图2 高温高压三维物理模型装置 图3 驱油试验流程图

2.2 试验方法

试验流程图见图3，检查整个系统的密封性，将现场取样的地层水和地层油分别饱和进三维填砂模型，使得模型的含水率、含油饱和度与油藏的原始含水率、含油饱和度一致，具体参数见表3。

表3 底水油藏三维物理填砂模型参数

第1组试验:以2mL/min的速度开展前期天然水驱，待模型产液含水率与目前现场产液含水率接近时，停止，观察模型内部油水分布情况。

第2组试验:开展天然水驱，水驱结束后继续进行不同注入方式(连续注气和水气交替，其中水气交替段塞体积比为1∶1)驱油，计算驱油效率并观察模型内部油水分布情况。

第3组试验:开展天然水驱，水驱结束后，依次进行低速、中速和高速(1、2、4mL/min)条件下的注气驱油，计算不同注入速度的驱油效率并观察模型内部油水分布情况。

第4组试验:开展天然水驱，在水驱结束后进行不同注采部位(顶注底采、底注顶采)的驱油，计算不同注采部位的驱油效率并观察模型内部油水分布情况。

3 采油特征及模型内部现象

3.1 天然水驱试验分析

图4为2mL/min天然水驱驱替结果，可以看出，在进行了0.4PV天然水驱后，采出液含水率达到88%，停止试验，计算得到水驱采收率为32.8%，而该油藏当前产出液含水率为88.4%，采出程度为30.5%，模型产液含水率与目前现场产液含水率基本接近，可以进行后续试验。

图4 2mL/min天然水驱驱替结果 图5 2mL/min水驱试验结束时三维物理模型内部含油分布剖面图

经过天然水驱后，从采集的数据图(见图5)可以看出模型内部油水分布情况，注入水沿注水井向生产井推进，底部原油饱和度降低的范围最大，由底部向顶部逐渐减小。从机理上分析，底水锥进过程中水平井垂向的底部会汇聚形成不同势梯度，其必然影响油水界面层的结构，水锥为油水界面层的高位点，当天然水驱到一定程度时，随着地层油含量的减少，油水界面不断上升，水锥会逐渐靠近生产井，导致水淹形成。

3.2 注气方式对CO2+N2驱油效果的影响

图6为天然水驱后分别进行连续气驱和段塞体积比为1∶1的水气交替驱油试验对比图。由图6可以看出，连续气驱提高采收率为13.37%，段塞体积比为1∶1水气交替注入的提高采收率为14.38%，两种注入方式均可以提高原油采收率，但是水气交替注入效果更好，相比于连续气驱高了1.01个百分点。图7(a)和图7(b)分别为连续气驱和水气交替注入试验结束时油水分布情况，可以看出水气交替注入方式驱替效果更好。这是因为水气交替注入能够调整注入流体剖面，提高波及体积，更多地启动低渗透层从而驱动更多的原油，提高采收率程度更高，因此最佳的注入方式为水气交替注入。

图6 不同注气方式驱油效率对比

图7 不同注气方式试验结束时三维物理模型内部含油分布剖面图

3.3 注气速度对CO2+N2驱油效果的影响

图8为天然水驱后，注气速度分别为1、2、4mL/min驱替试验对比图。可以看出，当注气速度为2mL/min时驱油效率最高，达到15.28%；当注气速度为4mL/min时驱油效率次之，达到13.40%；当注气速度为1mL/min时驱油效率最低，仅为11.65%。

图8 不同注气速度驱油效率对比

理论上讲，随着注气速度的增加，毛细管数增加，残余油饱和度降低，采出程度增加，然而对于非均质性高的油藏，过高的注气速度会导致过早气窜，从而导致采出程度降低。图9为不同注气速度时，模型内部含油分布剖面图，可以明显看出注气速度为2mL/min时剩余油更少，气驱波及的范围更广，发生气窜的时间也相对较晚，可以驱替出更多的剩余油。

图9 不同注气速度试验结束时三维物理模型内部含油分布剖面图

3.4 注采部位对CO2+N2驱油效果的影响

图10为天然水驱后顶部注气底部采油和底部注气顶部采油试验对比图。可以看出，顶部注气底部采油驱油效率高，达到15.54%；底部注气顶部采油驱油效率为13.40%。

图10 不同注采部位驱油效率对比

图11为不同注气部位试验结束时三维物理模型内部含油分布情况，可以看出顶注底采有更好的驱油效果，这是因为水驱效率低是油藏生产面临的主要矛盾，而水锥是次要矛盾，通过顶部水平井注混合气，底部水平井采油可以有效地使高部位的原油被驱替出来，同时起到压水锥作用，进而提高驱油效率。

图11 不同注气部位试验结束时三维物理模型内部含油分布情况

4 结论

1)利用相似准则设计和制作了能够模拟油藏原型条件的三维物理模型。开展天然水驱，当产出液含水率达到88%时，水驱采收率为32.8%。模型产液含水率与现场产液含水率基本接近。

2)依据采油特征及模型内部现象，对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位试验，优选出最佳注气方式为段塞体积比为1∶1水气交替注入、最佳注气速度为2mL/min、最佳注气部位为顶注底采。