基于多轮次注采渗流实验分析的挥发性油藏储气库建库可行性评价

刘 伟 王群一 孙彦春 高广亮 何海燕 贾 倩 向祖平 雷函林 刘哲知

1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院 2.重庆科技学院石油与天然气工程学院

0 引言

地下储气库不仅能够提高供气可靠性、实施战略储备，而且能够起到调峰和协调供给需求的作用[1-3]。从世界范围来看，气藏型储气库占比达到了78%[4-5]，而油藏型储气库仅占5%左右，但是由于油藏型储气库兼具提高原油采收率及储存天然气两大作用，目前受到了国内外专家的广泛关注[6-7]。油藏型储气库的地质对象是已开发过的油藏，圈闭面积、储层厚度、盖层密封性、油藏物性、油井产能等特点已经得到准确掌握，不用进行勘探，可以节约投资[7-8]。国外研究表明，含水率大于90%的油藏最适合建库。1976年美国纽约城 和恩巴特油田开创了“储、注气提高采收率”先河并取得了巨大成功。

我国储气库的建设起步较晚，目前研究主要集中在枯竭气藏和凝析气藏建库，而油藏建库远比气藏建库复杂[9]。油藏改建储气库需通过地层气—油和气—水多周期互驱建库（尤其目标油藏为挥发性油藏时），建库过程存在多周期相态变化、多周期渗流能力变化等复杂过程，需采用多类型物模实验揭示建库过程中的渗流规律，落实气驱采油协同建库可行性[10]。但是目前国内外针对油藏型储气库渗流特征、相态变化特征、建库可行性等方面的研究较少，严重制约了油藏型储气库的发展，因此亟待针对油藏型储气库的特点开展相关技术攻关研究[11-13]。本文拟通过开展多周期注采相渗实验测试、长细管混相压力实验测试，结合油气相态实验与气驱油多周期注采实验，分析明确油藏型储气库建库可行性及建库过程中的渗流规律，为油藏型储气库建设提供技术支持。

1 实验方法

研究目标油藏是冀东油田经过水驱后带有边水的挥发性断块油藏，储层非均质性较严重。在建库开始前，由于注水及边水侵入，油藏水淹严重，因此，在建库过程中，天然气经过了多轮次注采，这个过程中存在油—气或水—气互驱情况。通过开展多周期注采相渗实验、多周期注采相态实验、多周期注采一维物模实验，明确油藏型储气库建库可行性及建库过程中的渗流规律。

1.1 仪器设备

主要仪器设备：高温高压PVT仪（图1）、色谱仪（气相、油相）、全自动泵、长细管（图2）、多功能岩心驱替装置、岩心夹持器、中间容器（容积500 mL，耐压 70 MPa）、回压阀（耐压 70 MPa）、气体流量计。其他辅助设备包括气瓶、压力表、六通阀门、高压管线、量筒、高精度电子天平等。

图1 DBR-PVT实验设备及流程图

图2 细管实验设备及流程图

1.2 实验样品

实验用水：模拟地层水，总矿化度5 462 mg/L，为碳酸氢钠水型。

实验用油：油藏实际产出原油，常温下原油黏度 1.78 mPa·s，原油密度 0.825 g/cm3。

实验用气：复配输气管道气源，甲烷含量94.3%，乙烷含量3.4%，氮气含量1.9%，丙烷、二氧化碳等其他组分含量0.4%。

实验岩心：取自目标油藏天然岩心，岩心参数见表1。

表1 岩心物性参数表

长细管：实验用长细管装置参数见表2。

表2 细管实验参数表

1.3 实验过程

1.3.1 目前地层压力条件下原油高压物性测试

①地层油样的配制，需要确定复配原油溶解气油比与生产气油比（149.49 m3/m3）一致。②在地层压力（23.5 MPa）、油藏温度（150 ℃）下将一定量的活油转入PVT筒中，记录活油体积。缓慢降压，当出现第一个气泡时，记录此时压力为泡点压力。③将PVT筒中活油分离，记录气体、原油体积，求得气液比。④测量分离原油质量，根据活油体积求得活油的密度。

1.3.2 原油注气溶解膨胀实验

①将一定体积配制好的活油在油藏温度压力条件下转入DBR-PVT筒中。②按空气与原油摩尔百分比推算每次需加入的油藏条件气体体积。③按计算好的气体体积加入量依次向PVT筒中加入天然气，然后加压搅拌溶解，待气体完全溶解达到饱和并稳定0.5小时后测定泡点压力、体积膨胀量。

1.3.3 长细管最小混相压力实验

①采用石油醚对细管进行清洗，用氮气将细管吹干，并在实验温度下烘干、抽真空。②将烘干的细管进行孔隙度测定，求出孔隙体积。③将细管在实验温度和压力下用油饱和，将所需的气样充满中间容器，并让其在实验温度和压力下保持平衡，并将回压调节器的回压值调节到实验所需的压力值。④用注入泵将气样以0.125 mL/min的速度进行驱替；在注入1.2 PV的气样后，结束驱替实验。⑤采出油样采用自动液体收集器每隔一定的时间进行计量。⑥改变工作压力，重复上述过程。

1.3.4 多周期注采相态实验

①将一定体积配制好的活油在油藏温度压力条件下转入DBR-PVT筒中。②注气过程测试：注入气体至压力高限35 MPa。测定每周期注气后原油气油比。③采气到压力低限20 MPa。取采出气测定每次采出气的气相组分，取原油测量密度、气液比。④重复注气/采气过程，重复上述过程（5周期）。

1.3.5 油—气相渗测试实验

①岩心饱和地层水，用油驱水的方法建立束缚水，计算岩样含油饱和度和束缚水饱和度。②测定束缚水饱和度下的油相有效渗透率。③调整好出口体积计量系统，开始气驱油（水），记录各个时刻的驱替压力、产油量及产气量。④气驱油至残余油状态，测定残余油状态下气相有效渗透率。⑤重复油驱气—气驱油—油驱气过程，直至3周期互驱结束。

1.3.6 水—气相渗测试实验

①岩心饱和地层水。②调整好出口体积计量系统，开始气驱水，记录各个时刻的驱替压力、产水量及产气量，计算岩样含气饱和度和束缚水饱和度，测定束缚水饱和度下的气相有效渗透率。③重复水驱气—气驱水—水驱气过程，直至3周期互驱结束。

1.3.7 多周期岩心注采实验

①岩心饱和地层水。②饱和原油。③注水开发至目标油藏条件（根据油田提供资料，目前目标油藏平均含水率为63%）：恒速注水，当出口端含水率达到63%时关闭阀门，计算目前岩心内含水/含油饱和度。④矿场实际生产条件模拟：打开入口端阀门，生产至下限压力（压力低限20 MPa），停止实验，分析计算产量。⑤储气库注采实验模拟：在衰竭式实验基础上，打开阀门入口端，开始恒压注气至目标压力（压力高限35 MPa）后，“焖井”12 h（期间关闭入口端阀门），焖井结束后打开入口端阀门进行注采模拟，直到压力下降到下限压力，计量油气水的产量，气体采用排空法计量，此过程期间出口端阀门常闭；重复注采过程5周期，直至不再产液。

2 实验结果与分析

2.1 原油高压物性分析

经过单次脱气实验，得到目前状态下（地层压力23.5 MPa、油藏温度150 ℃）地下原油高压物性。原始油藏原油高压物性（在地层压力40.6 MPa、油藏温度150 ℃时）及目前状态下原油高压物性对比情况见表3。

表3 两次取样高压物性对比表

经分析后可知：目标油藏为挥发性油藏，经过开发后地层压力下降，地层原油脱气，目前状态下原油气油比大幅度下降，泡点压力降低。目前状态下原油脱气后，天然气等轻质组分相对含量减少，导致原油中重质组分相对含量明显增加，因此原油密度和黏度有所增加。

2.2 注入气溶解改善原油物性能力分析

在目前油藏状态条件下，向目前状态下原油中注入不同量的天然气，待全部溶解后确定泡点压力，并绘制压力—注入气的P—X二元相图（图3），原油膨胀系数与注入气溶解量关系（图4），原油密度与天然气溶解量关系（图5）。

图3 天然气溶解量与饱和压力关系图

图4 天然气溶解量与原油膨胀系数关系图

图5 天然气溶解量与原油密度关系图

在一定范围内随着注入天然气含量的增加，原油的泡点压力不断上升。在注气过程中，随着油藏能量的补给，地层压力不断增大，注入的气体可以部分溶解于原油中，令原油体积膨胀。溶解气量越大，原油体积膨胀量越大。原油的弹性势能的增加，有利于原油的采出。当注入压力达到35 MPa时（此时达到压力高限），溶解气摩尔百分数达到24.3%，原油溶解气油比为240 m3/m3，天然气溶解后原油体积膨胀系数为1.107。原油黏度、原油密度的变化与气体溶解能力呈负相关，注天然气越多，气油比越大，原油黏度和密度越小，原油流动性更好。当注入压力达到 35 MPa时，原油密度降低至 0.599 g/cm3。

2.3 多周期注采过程中原油组分及物性变化特征分析

在油藏温度（150 ℃）、压力高限（35 MPa）—压力低限（20 MPa）条件下，开展多周期注采相态实验，分析目前原油多周期注采相态变化特征。多周期注气后气相组分变化特征如图6所示，多周期注气后油相密度及黏度变化情况如图7所示。

图6 多周期注气后气相组分变化图

图7 多周期注气后油相密度和黏度变化图

由图6、7可知：多周期注采后，原油依然能够保持较好的流动性。在开采过程中，由于天然气的抽提作用，部分C7+组分被抽提进入气相。每周期注采后气相中C7+组分含量高于中—重烃C11+组分，证明天然气对油相中轻烃组分的抽提强度要强于对中—重烃组分的抽提。多周期注气过程中，随着注入周期的增加，天然气抽提能力变弱，进入气相的中—重烃类组分减少。多周期注采后轻烃组分更多地被抽提进入气相，油相中重质组分相对含量增加，原油黏度及原油密度呈增加趋势，但气体溶解降黏作用使得原油黏度经多轮注采后仍小于注气前原油黏度。多周期注气后溶解气油比变化（采气后和注气后）如图8所示。

图8 多周期注气后溶解气油比图

由图8可知：随多周期注采进行，油相中烃类组分因为压力降低进入气相，原油溶解气能力下降，溶解气油比逐渐降低，证明多周期注采后所需垫气量减少（溶解量减少），这一现象有利于多周期注采建库。由于多周期注采后，油相中轻烃组分因抽提作用含量下降，原油体系与注入气的相似相溶能力下降。

2.4 注入气与地层原油最小混相压力研究

根据目前状态下地层原油泡点压力（23.5 MPa），选取5个实验压力点进行细管实验。不同实验压力下采收率随注入孔隙体积倍数的变化规律如图9所示。

图9 细管实验不同压力下采收率图

驱替效率随实验压力的增加而不断上升。结合最小混相压力（MMP）的测定标准得到油藏原油与天然气的最小混相压力为36.2 MPa，在实验压力为36.2 MPa左右时驱油效率大于90%，呈现出混相特征。在实验压力为31.1 MPa时驱油效率大于80%，呈现出近混相特征。根据油田提供资料：目标油藏储气库设计运行上限压力为35 MPa，原油与天然气的最小混相压力大于储气库运行上限压力，因此在储气库建库过程中，注入气不能与原油发生混相。但是，近混相压力低于储气库运行上限压力，注入气与原油能发生近混相，驱油效率较高，有利于建库。

2.5 多周期注采过程中渗流规律研究

油—气、气—水互驱相对渗透率曲线测试结果如表4、图10、图11所示。其中Swi表示束缚水饱和度、Sgr表示剩余气饱和度、Krg/Sgr表示残余油下气相相对渗透率、Swx表示等渗点饱和度，ED表示气驱油/气驱水效率。

表4 相渗曲线特征参数表

图10 不同周期气—油相对渗透率曲线图

图11 不同周期气—水相对渗透率曲线图

由图10、11可知：①多周期注采中油相、水相仍保持较高的渗流能力，注气可有效驱动原油、水。②随着互驱周期的增加，气相相对渗透率Krg、油相相对渗透率Kro、水相相对渗透率Krw降低。③随着互驱周期的增加，两相共流区减小，残余气饱和度上升，而残余油饱和度、残余水饱和度也略微上升。④随着注采次数的增加，等渗点向左下方移动，等渗点对应的相对渗透率变小。⑤多周期注采过后，气—油、气—水界面往复运移，随着注采周期的增加，渗流阻力增加，导致流体渗流能力降低，渗流区收窄。这是由于在互驱过程中，油相或水相与气相的互驱会造成油/水失去连续性，分散成油滴/水滴分布于气相中。这部分油滴/水滴在流动过程中易于滞留在孔喉内，由于贾敏效应对流动会造成一定阻力。岩心经多次互驱后，残余气饱和度呈上升趋势。因此，在储气库运行过程中，随着注采周期的增加，气库残余气饱和度增加，一定程度上会造成储气库库容和运行气量损失，注采能力下降，油、气、水产出能力变弱[14]。

2.6 多周期注采建库可行性研究

使用3号岩心开展室内物理模拟实验，实验结果如表5所示。

表5 岩心模型注采模拟结果数据

由表5可知：①自衰竭开发结束后，随注采周期增加，岩心模型产油量逐步增加，后期趋于稳定。相较于后续轮次，第一次注采提高采收率幅度相对较大，这是由于：注入天然气后能够迅速起到油藏增压、溶解降黏、原油膨胀等作用，从而提高了原油采收率[15]。根据前述实验研究，随着轮次的增加，注入气改善原油物性能力、气—油渗流阻力增加，使得采收率提高幅度下降。②对比注采模拟各阶段岩心模型饱和度变化，自衰竭开发结束后，随注采周期增加，岩心模型含油饱和度逐步降低，含气饱和度逐步增加，并逐步趋于稳定。③原储存油、水的地层孔隙空间逐步被气体占据，储气及气体渗流空间相应增加。衰竭开发结束后，岩心模型含油饱和度为37.3%，含气饱和度为0；5次注采过后，岩心模型含油饱和度降至22.4%，含气饱和度增至47.0%。综上所述，在研究目标油藏实施多轮次注采后，在较大幅度提高采收率的基础上同时能够获得较大储集空间。

3 结论

1）目标油藏为挥发性油藏，原油与天然气混相压力为 36.2 MPa（高于设计上限压力 35 MPa），注采过程中不能发生混相；但是，注入气与原油能发生近混相，驱油效率较高，有利于建库。

2）注入气溶解能够使原油黏度降低、体积膨胀，经五轮次注采后，天然气抽提能力变弱，原油黏度降低幅度减小，注气改善原油性质能力略有下降。

3）经过5轮次注采后，油和水仍保持较高的渗流能力，注气可有效驱动原油和水；但经过5轮次注采后，气油、气水两相共渗区变窄，渗流能力减弱，注入气存在损失，气驱油和水效率有一定下降。

4）相比于水驱，经过5轮次注采后，可提高原油采收率达20%，岩心内含气饱和度达到47%，说明多周期注采后能够形成较大库容，且在此基础上能够大幅度提高采收率，在该类挥发性油藏建储气库具有可行性。