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        全直徑礫巖長巖心水驅(qū)后煙道氣驅(qū)油與埋存實驗

        2018-11-01 01:59:44韓海水李實馬德勝姬澤敏俞宏偉陳興隆
        石油勘探與開發(fā) 2018年5期
        關(guān)鍵詞:氣驅(qū)水驅(qū)煙道

        韓海水 ,李實 ,馬德勝 ,姬澤敏 ,俞宏偉 ,陳興隆

        (1. 提高石油采收率國家重點實驗室,北京 100083;2. 中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

        0 引言

        近年來,隨著以新疆、遼河油田為代表的火驅(qū)技術(shù)的迅速發(fā)展,油田火驅(qū)開發(fā)中產(chǎn)生的煙道氣如何妥善處理已成為一大難題。受強(qiáng)非均質(zhì)性影響,新疆火驅(qū)試驗區(qū)附近的礫巖水驅(qū)稀油油藏地層壓力下降快、采收率低,亟需探索可行的提高采收率技術(shù)[1]。若成功實施煙道氣驅(qū),可實現(xiàn)提高采收率與煙道氣的有效埋存,具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。受注入氣性質(zhì)所限,煙道氣驅(qū)油效果比 CO2差,但煙道氣驅(qū)節(jié)省了提純 CO2的復(fù)雜工藝和高昂成本,同時實現(xiàn)煙道氣的封存和資源的合理利用[2-7]。因此,煙道氣驅(qū)技術(shù)具有廣闊的應(yīng)用前景[8-13]。

        實驗室通常采用長巖心物理模擬來研究氣驅(qū)油的驅(qū)油特征和驅(qū)油效果,長巖心模型通常采用多塊直徑為2.5 cm或3.8 cm的巖心拼接而成[2,14-16]。如李向良[14]、郭永偉[15]、張艷玉[16]等學(xué)者在這方面進(jìn)行了大量研究。但目前該類研究多針對砂巖油藏,其組成顆粒分布均勻,非均質(zhì)性較弱,而對于礫巖或縫洞型碳酸鹽巖儲集層,其中的礫石或縫洞尺寸可達(dá)2~3 cm,非均質(zhì)性極強(qiáng),小尺寸巖心難以代表儲集層的物性特征。同時由于取心位置不同,巖心孔滲特征各異,實驗結(jié)論差別大,不能反映儲集層的真實滲流特點。

        增加巖心直徑至10 cm,可降低非均質(zhì)性的影響,改善模擬效果。如程信芳等[17]用直徑10 cm、長度5 cm的巖心模擬了大慶油田某各向異性儲集層水驅(qū)特征;樊建明等[18]用全直徑巖心研究了儲集層孔隙介質(zhì)對 CO2注入地層后相態(tài)的影響情況;趙磊等[19]用全直徑巖心研究了塔河某縫洞型碳酸鹽巖油藏注 N2、CO2的吞吐效果。然而以上實驗均采用單塊全直徑巖心,長度仍不能滿足模擬氣驅(qū)驅(qū)替特征和滲流效果的要求。特別是高溫、高壓全直徑長巖心氣驅(qū)模擬方面,鮮有文獻(xiàn)報道。

        新疆油田某礫巖油藏目前處于水驅(qū)開發(fā)階段,地層壓力下降快、采出程度低,亟需探索有效提高采收率的開發(fā)方式。本文選取多塊直徑為10 cm的全直徑巖心拼接成長巖心模型,模擬油藏衰竭、水驅(qū)、注煙道氣驅(qū)、CO2驅(qū)等的全開發(fā)過程,總結(jié)各階段的注采特征,評價煙道氣驅(qū)的驅(qū)替特征和開發(fā)效果。

        1 驅(qū)替實驗設(shè)計

        1.1 實驗材料

        ①巖心:實驗所用巖心均為新疆H油田現(xiàn)場油井目的層段所取的真實巖心,選取破損相對較少的巖心進(jìn)行編號、修整,拼接成長巖心組(見圖 1)。各段巖心長度和氣測滲透率見表1,拼接巖心總長52.3 cm,根據(jù)長度與滲透率的加權(quán)平均計算,巖心組的氣測滲透率為 44.6×10-3μm2。

        圖1 全直徑巖心及拼接示意圖

        表1 巖心組各段巖心長度與氣測滲透率

        對巖心組進(jìn)行飽和地層水、飽和原油等實驗,確定巖心組孔隙度、含油飽和度、水測滲透率等參數(shù)。測得飽和地層水體積為649.52 mL,飽和油過程中產(chǎn)出水384 mL,計算巖心組平均流動孔隙度為15.82%,烴類孔隙體積(HCPV)384 mL,初始含油飽和度為59.12%;水測巖心滲透率流速0.2 mL/min時,壓差穩(wěn)定在0.64 MPa,據(jù)達(dá)西公式,巖心水測滲透率為 34.7×10-3μm2。

        ②模擬地層油:參照新疆 H油田地層原油原始PVT資料,實驗室利用井口脫氣油和天然氣復(fù)配形成模擬地層油。在地層溫度42 ℃條件下,地層油飽和壓力為11.8 MPa,溶解氣油比48 m3/m3,地層油黏度6.38 mPa·s,地層油密度0.825 6 g/cm3,地層油體積系數(shù)1.086,屬于典型的黑油油藏原油。

        ③飽和水與注入水:原始資料顯示,地層水礦化度為16 102 mg/L。而根據(jù)現(xiàn)場資料,注入水礦化度為5 265.32 mg/L。實驗過程中飽和水采用地層水,水驅(qū)和水-氣交替驅(qū)用水采用注入水,二者的主要離子含量見表2。

        表2 地層水和注入水的主要礦物離子構(gòu)成

        ④火驅(qū)煙道氣:主要組成為氮氣、二氧化碳、甲烷,其主要組分構(gòu)成見表3。利用高溫高壓升泡儀,分別觀察42 ℃和15,26,35 MPa條件下,煙道氣泡在原油中上升的形態(tài)變化(見圖2),結(jié)果表明全過程中氣泡清晰可見,未能完全消失,基本判定煙道氣與原油的混相壓力大于35 MPa,在地層條件下屬于非混相驅(qū)替。

        表3 煙道氣主要組分構(gòu)成

        圖2 煙道氣氣泡在原油中上升過程

        1.2 實驗裝置

        實驗裝置為中國自主研發(fā)的高溫高壓全直徑長巖心驅(qū)替系統(tǒng),該裝置最高承壓70 MPa、最高耐溫150 ℃、最大夾持巖心長度2 m、最大夾持巖心直徑10 cm。裝置由全直徑巖心夾持主體系統(tǒng),高精度、高溫、高壓驅(qū)替泵系統(tǒng),回壓控制和精確計量系統(tǒng)等 3部分構(gòu)成(見圖3)。該驅(qū)替裝置通過多點控溫、測溫、加熱實現(xiàn)巖心組在實驗過程中溫度的穩(wěn)定、均衡,溫度誤差小于±0.1 ℃。高精度的回壓控制系統(tǒng)和驅(qū)替泵組合可控制壓力誤差小于±0.1 MPa,體積誤差小于±0.01 mL。驅(qū)替泵可實現(xiàn)恒壓、恒速、定體積等多種工作模式。

        圖3 全直徑長巖心實驗裝置示意圖

        1.3 實驗方案

        實驗設(shè)計2組驅(qū)替方案。2組方案的差別為:第1組實驗方案為水驅(qū)至不再產(chǎn)油后,轉(zhuǎn)煙道氣驅(qū)再轉(zhuǎn)水-氣交替驅(qū);第 2組方案為水驅(qū)至中期,提壓后轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū),具體細(xì)節(jié)見表4。

        表4 實驗方案

        1.4 實驗步驟

        在開始驅(qū)替實驗前,首先將編號的巖心按順序裝配,巖心之間增加多層濾紙,盡量減小流體在巖心間堆積或不均勻分布對滲流的影響。巖心完成裝配后,連接實驗流程,試壓30 MPa,試溫42 ℃,確認(rèn)模型無泄漏。然后在此基礎(chǔ)上開展2組方案的實驗。

        根據(jù)方案設(shè)計,第 1組實驗方案具體步驟為:①先后使用甲醇和石油醚清洗巖心中的水和油,直至產(chǎn)出液再次清澈透明,最后用氮氣吹干,抽真空;②在地層溫度42 ℃,地層壓力15.02 MPa下,先進(jìn)行飽和水再進(jìn)行飽和油,飽和結(jié)束后靜置老化 1個月;③關(guān)閉模型入口,緩慢調(diào)節(jié)連接出口的回壓閥,經(jīng)多級降壓至8.11 MPa,模擬油藏衰竭開發(fā)過程;④保持出口壓力8.22 MPa實施水驅(qū),驅(qū)替壓差約3 MPa,含水100%時(不再產(chǎn)油)結(jié)束水驅(qū)階段;⑤保持出口壓力 8.22 MPa,進(jìn)行連續(xù)煙道氣驅(qū),在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時結(jié)束連續(xù)氣驅(qū);⑥保持出口壓力8.22 MPa進(jìn)行煙道氣-水交替驅(qū)替(氣水比2∶1)在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時結(jié)束氣-水交替驅(qū);⑦關(guān)閉出口閥門進(jìn)行埋存實驗,增壓至模型壓力20 MPa;⑧降低出口壓力至8.22 MPa進(jìn)行CO2氣驅(qū),在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時結(jié)束,停止注入 CO2;⑨連續(xù)注入煙道氣,并對產(chǎn)出氣進(jìn)行間斷取樣,共取氣樣 6次,檢測氣樣中H2S含量,研究H2S在巖心中的滯留情況。

        第2組實驗方案具體步驟為:①重復(fù)第1組實驗方案的①—③步;②在采出程度24.79%時結(jié)束水驅(qū),同時調(diào)節(jié)出口回壓閥提高模型壓力至12 MPa;③保持出口壓力12 MPa進(jìn)行煙道氣-水交替驅(qū)替(氣水比2∶1),在僅產(chǎn)氣不產(chǎn)液時結(jié)束氣-水交替驅(qū);④連續(xù)注入煙道氣,至總注入量為7倍HCPV時結(jié)束。

        2 實驗結(jié)果

        2.1 煙道氣驅(qū)替效果

        記錄實驗過程中的注入水、煙道氣、產(chǎn)出液(油、氣、水)不同時刻的量,結(jié)合巖心組孔隙體積、烴類孔隙體積、初始原油飽和度等參數(shù),對實驗數(shù)據(jù)進(jìn)行整理作圖(見圖4),同時統(tǒng)計不同實驗階段的開發(fā)指標(biāo)(見表5)。

        圖4 巖心驅(qū)替采出程度曲線

        表5 不同開采方式下采出程度數(shù)據(jù)表

        分析圖4、表5可知,煙道氣驅(qū)可以有效提高采收率,提高幅度因驅(qū)替方式的不同差別較大,相比之下,第2組實驗方案的開發(fā)效果較好,具體如下。

        ①實驗所用礫巖巖心組,衰竭開發(fā)采收率為3.25%~3.66%,水驅(qū)開發(fā)最終采收率41.34%。

        ②第 1組實驗方案,水驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)連續(xù)煙道氣驅(qū)效果不佳,僅能提高采收率 0.55%,再轉(zhuǎn)氣-水交替驅(qū)無任何效果。

        ③第2組實驗方案,水驅(qū)到采出程度24.79%時直接轉(zhuǎn)氣-水交替驅(qū),提高采收率效果顯著,最終采收率達(dá)到50.21%,比第1組實驗方案的氣-水交替驅(qū)采收率提高了8.32%。

        ④第2組實驗方案在氣-水總驅(qū)替1.67倍HCPV時采出程度達(dá)到50.21%,而第1組實驗方案氣-水總驅(qū)替達(dá)到2.38倍HCPV時,采出程度只達(dá)到41.89%??梢姷?組實驗方案增大了波及體積,提高了開發(fā)效率。

        ⑤衰竭、水驅(qū)、煙道氣驅(qū)等開發(fā)方式結(jié)束后,繼續(xù)CO2驅(qū)仍可提高采收率6.63%。

        2.2 煙道氣埋存量的計算

        煙道氣埋存量的計算步驟:①采用相關(guān)文獻(xiàn)方法[20],計算煙道氣視臨界溫度為 158.686 7,視臨界壓力為4.106 2;②根據(jù)(1)和(2)式[20]計算對比溫度、對比壓力;③查圖版獲得相應(yīng)溫度、壓力下的氣體偏差系數(shù);④根據(jù)(3)式計算埋存體積;⑤換算成埋存量(質(zhì)量)。

        開發(fā)過程(衰竭、注水、注氣、氣-水交替)中的煙道氣埋存體積、油藏開發(fā)結(jié)束后期煙道氣埋存量可由下式計算。

        通過計算得煙道氣埋存體積、各階段的煙道氣埋存量(見表 6),驅(qū)油過程中煙道氣滯留在巖心內(nèi)部的體積為11.899 L,實驗結(jié)束后期煙道氣總埋存量(壓力20.15 MPa)79.594 g,單位孔隙體積埋存量為 0.123 g/cm3,煙道氣埋存效果較好。

        2.3 H2S的安全性評價

        實驗過程中多次收集產(chǎn)出氣樣品,并應(yīng)用RAE硫化氫采樣泵及檢測管系統(tǒng)(型號LP-1200)進(jìn)行檢測(見表7),發(fā)現(xiàn)氣樣中均不含有硫化氫。

        分析認(rèn)為多孔介質(zhì)以及束縛水均可吸附或溶解注入煙道氣中的硫化氫,這與實驗結(jié)果相吻合。在驅(qū)油過程中,煙道氣中的硫化氫(摩爾分?jǐn)?shù)0.06%)完全被多孔介質(zhì)和束縛水吸收,煙道氣中有害氣體硫化氫可被安全有效埋存。

        表6 煙道氣壓縮因子及埋存量計算表

        表7 產(chǎn)出氣中硫化氫含量

        3 分析與討論

        實驗結(jié)果表明水驅(qū)后煙道氣驅(qū)可以進(jìn)一步提高采收率,但選擇合適的注氣時機(jī)是取得較好開發(fā)效果的關(guān)鍵因素。第 1組實驗方案在水驅(qū)結(jié)束(采出程度41.34%)后轉(zhuǎn)注煙道氣,提高采收率極其有限(僅為0.55%),開發(fā)效果較差;第 2組實驗方案在水驅(qū)開發(fā)中期(采出程度24.79%)轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū),較第1組提高采收率 8.32%(由 41.89%提高至 50.21%),取得了較好的開發(fā)效果。

        分析認(rèn)為,礫巖油藏具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性(見圖5),大孔道、小孔道、喉道及其連通關(guān)系也較為復(fù)雜。第 1組實驗方案經(jīng)過完全水驅(qū)后,巖心內(nèi)部形成穩(wěn)定的優(yōu)勢滲流通道,再進(jìn)行煙道氣驅(qū)或煙道氣-水交替驅(qū)替,注入的氣、水將沿已形成的滲流通道流動,與原油接觸有限,波及效率很低,提高采收率幅度小,不能取得較好的效果。

        圖5 礫巖巖心顆粒及孔隙結(jié)構(gòu)

        第 2組實驗方案在水驅(qū)優(yōu)勢滲流通道尚未完全形成時(采出程度24.79%)轉(zhuǎn)為煙道氣-水交替注入,此時整體滲流阻力大,煙道氣在水段塞后端緩慢推進(jìn),有效減緩氣竄,擴(kuò)大波及體積,提高采收率效果明顯。

        礫巖中最大礫石的尺寸可達(dá)3 cm,而小的顆粒與砂巖顆粒類似,只有0.1 mm,級別相差較大。這種差異導(dǎo)致孔隙半徑分布范圍廣、孔隙分選性差、非均質(zhì)性強(qiáng),因而滲流特征復(fù)雜。其滲流與波及特征在傳統(tǒng)小直徑巖心(直徑2.5 cm或3.8 cm)驅(qū)替裝置中無法得到真實反映。全直徑巖心驅(qū)替實驗可避免其中大的礫石堵塞滲流通道,更大程度地模擬礫巖油藏的真實驅(qū)替特征和滲流特點。

        實驗結(jié)果還表明在水驅(qū)、煙道氣驅(qū)完全結(jié)束后,進(jìn)一步向油藏中注入CO2,仍然可以有效提高采收率。煙道氣中N2占76.97%,N2不與原油發(fā)生組分交換,故注入的大部分煙道氣沿早期形成的水驅(qū)優(yōu)勢通道快速氣竄,多為無效循環(huán)。CO2驅(qū)替具有多方面的優(yōu)勢[21]:①具有較強(qiáng)的溶解、萃取作用,CO2在原油中不斷溶解,油水界面張力減小,可降低原油黏度;②CO2溶解于地層水中,使水碳酸化,水的黏度增加,改善油水流度比;③CO2溶于地層水所形成的碳酸水可與巖石中的碳酸鹽膠結(jié)物反應(yīng),改善地層滲透率等。因此,水驅(qū)結(jié)束后優(yōu)勢通道雖已形成,但 CO2在優(yōu)勢通道內(nèi)流動時仍可以與周圍的剩余油進(jìn)行組分交換,采出一部分原油。

        4 結(jié)論

        全直徑巖心驅(qū)替實驗可避免巖心中大的礫石堵塞滲流通道,更大程度地模擬礫巖油藏的真實驅(qū)替特征和滲流特點。

        火驅(qū)產(chǎn)出煙道氣可應(yīng)用于礫巖油藏水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率,取得較好開發(fā)效果的關(guān)鍵是選擇合理的注氣時機(jī)、注氣壓力、注氣方式。

        水驅(qū)中期優(yōu)勢滲流通道尚未完全形成,此時適當(dāng)提高油藏壓力后轉(zhuǎn)煙道氣-水交替驅(qū)可避免煙道氣過早氣竄而形成無效循環(huán),較大幅度提高采收率。

        煙道氣-水交替過程中,儲集層可有效吸收煙道氣中有害氣體硫化氫,同時可實現(xiàn)煙道氣的安全有效埋存。

        符號注釋:

        GOR——生產(chǎn)氣油比,cm3/cm3;i——氣體組分編號;j——煙道氣組分編號;m——氣體組分?jǐn)?shù)量;M——煙道氣中某組分的摩爾質(zhì)量,g/mol;Ms——煙道氣埋存量,g;n——煙道氣組分?jǐn)?shù)量;p——氣體壓力,MPa;p0——大氣壓力,MPa;p1——實驗壓力,MPa;pc——氣體中某組分臨界壓力,MPa;pinj——驅(qū)替時注入氣體壓力,MPa;ppc——氣體視臨界壓力,MPa;ppr——氣體視對比壓力,無因次;y——氣體中某組分的摩爾分?jǐn)?shù),%;T——氣體溫度,K;T0——室溫,K;T1——實驗溫度,K;Tc——氣體中某組分臨界溫度,K;Tpc——氣體視臨界溫度,K;Tpr——氣體視對比溫度,無因次;V——煙道氣埋存體積,cm3;V0——p0、T0條件下氣體體積,cm3;V1——p1、T1條件下氣體體積,cm3;Vf——煙道氣驅(qū)替過程的埋存體積,cm3;Vg,inj——驅(qū)替時注入氣體體積,cm3;Vg,pro——開發(fā)結(jié)束時采出氣體積,cm3;Vo——開發(fā)結(jié)束時采出油體積,cm3;Z0——p0、T0條件下氣體偏差系數(shù),無因次;Z1——p1、T1條件下氣體偏差系數(shù),無因次;Zinj——驅(qū)替時注入氣體偏差系數(shù),無因次。

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