武 毅

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

“十二五”以來，遼河油田低滲油藏在年度新增探明儲量中的占比逐年增高，目前已達90%。研究表明，近1/3的低滲儲量實施注水開發(fā)后注水井吸水能力差、注水壓力高，難以建立有效驅(qū)動系統(tǒng)，導致開發(fā)效果差[1]。如何有效補充低滲油藏地層能量，減緩產(chǎn)量遞減已成為亟待解決的重要問題[2-3]。近年來非烴類氣驅(qū)逐漸成為改善低滲油藏開發(fā)效果的有效技術手段[4-7]，特別是空氣驅(qū)具有氣源充足、成本低、驅(qū)油效率高等諸多優(yōu)勢[8-10]?？諝怛?qū)除具有活塞驅(qū)油效果外，在油藏溫度下原油發(fā)生低溫氧化產(chǎn)生煙道氣驅(qū)油，且伴有氧化反應前緣熱效應，助推驅(qū)油效率大幅提升[11-17]，在礦場實踐中取得了較好的應用效果[18-21]。

齊131塊開發(fā)層系為沙三段蓮花油層，儲層巖性為砂礫巖，平均孔隙度為13%，平均滲透率為10.2 mD，儲層厚度為50～250 m，為塊狀底水油藏，油藏埋深為3 025～3 400 m。2005年上報探明含油面積為1.0 km2，石油地質(zhì)儲量為214.75×104t，2006年投入開發(fā)，目前共有油井13口，開井10口，區(qū)塊日產(chǎn)油為21 t/d，綜合含水為21.8%，采出程度為8.94%；注水井5口，累計注水為3.44×104m3，累計注采比僅為0.11。由于儲層物性差，且為強水敏儲層，注水壓力高達25 MPa，導致5口注水井全部關井。測壓結(jié)果表明，地層壓力下降快，已從原始35 MPa降至20 MPa左右。分析認為，該塊前期開發(fā)基本依靠天然能量驅(qū)動，急需轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，補充地層能量，改善開發(fā)效果。另一方面，該塊地層傾角為16～21 °，地層溫度約為100 ℃，有利于形成低溫氧化重力穩(wěn)定驅(qū)[22]，適于實施注氣開發(fā)。因此，選取了地質(zhì)條件適于空氣驅(qū)的齊131塊開展室內(nèi)實驗和礦場試驗，研究論證遼河油田低滲油藏實施注空氣驅(qū)提高采收率的可行性。

1 實驗設計

1.1 靜態(tài)低溫氧化實驗

實驗時將配制人工油砂和蒸餾水裝入反應釜，在預定溫度(70～170 ℃)和油藏壓力20 MPa條件下，使齊131塊輕質(zhì)脫氣原油與充入的高壓空氣發(fā)生低溫氧化反應。其中，人工油砂為80～120目，密度為2.5 g/cm3，堆積孔隙度為0.4；脫氣原油密度為0.857 5 g/cm3，平均分子質(zhì)量為176.69。每組實驗都持續(xù)足夠長的時間，以保證O2的充分消耗。反應結(jié)束后在150 ℃下測試氣體中O2和CO2百分含量，計算和評價低溫氧化的耗氧速率。

1.2 注氣巖心驅(qū)替實驗

實驗用油為齊131塊脫水脫氣原油，地層水根據(jù)齊131塊地層水礦化度及成分比例關系，采用實驗室配置的模擬地層水，礦化度為6 914 mg/L。實驗設備主要由大型高壓恒溫驅(qū)替設備、填砂管模型、壓力感應及電腦記錄系統(tǒng)等組成。

實驗步驟：①將巖心驅(qū)替流程連接、安裝、調(diào)試；②進行巖心模型制備，在填砂管內(nèi)充填按照地層砂巖粒度組成的石英砂，并檢查注氣驅(qū)替裝置的密閉性；③分別測得填砂模型的孔隙度、滲透率、含油飽和度及束縛水等基礎參數(shù)；④將模型按照一定傾角放置，進行空氣驅(qū)實驗，記錄填砂管兩端壓力、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量；⑤針對記錄數(shù)據(jù)，進行重力穩(wěn)定驅(qū)替提高采收率效果及機理分析。

2 實驗結(jié)果及分析

2.1 靜態(tài)低溫氧化實驗

計算的氧化反應速率和反應后反應釜內(nèi)氣體組分測試結(jié)果見表1。

由表1可知，油藏條件下原油靜態(tài)低溫氧化反應后氧含量為2.3%，表明齊131塊原油具有較好的低溫氧化特性和耗氧能力，在油藏條件下，有利于原油的氧化與O2的消耗，O2可在一定時間和地層范圍內(nèi)消耗至爆炸的安全濃度之下，低于安全界限氧含量10%[3]。

表1 齊131塊油樣氧化反應實驗結(jié)果

2.2 注氣巖心驅(qū)替實驗

在齊131區(qū)塊油藏條件地層溫度、壓力下，進行空氣驅(qū)替實驗，記錄氣體突破時間、產(chǎn)出液體積與出油體積，計算采收率。共進行9組實驗，包括7組脫氣油實驗和2組活油實驗，各組實驗的數(shù)據(jù)結(jié)果見表2。由表2可知，活油實驗采收率高于脫氣油實驗采收率。

表2 巖心驅(qū)替實驗參數(shù)及結(jié)果

2.2.1 0 °傾角實驗

利用齊131塊油樣，在油藏溫度為120 ℃、壓力為20 MPa無傾角條件下，以0.10 mL/min的注入速度進行水平長填砂管的空氣驅(qū)替。圖1為不同實驗溫度注空氣采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關系。由圖1可知：初始階段采收率提升較快，在注入0.29倍孔隙體積后，氣體突破，此時采收率為27.7%，在氣竄之后，采收率提升較為緩慢，120 ℃注空氣驅(qū)油最終采收率為41.2%；與98 ℃注空氣驅(qū)油相比，120 ℃注空氣驅(qū)油氣體突破更晚，穩(wěn)定高效生產(chǎn)的時間更久；120 ℃注空氣驅(qū)油比98 ℃注空氣驅(qū)油最終采收率提高了7.1個百分點，這是因為隨著溫度的升高，原油黏度降低，降低了驅(qū)替介質(zhì)與原油的流度比，同時提高了原油與空氣的低溫氧化反應速率，提高了空氣驅(qū)油的效果。在油藏溫度為120 ℃條件下以0.05 mL/min的注入速度驅(qū)替時，在注入0.32倍孔隙體積后，氣體突破，此時采收率為28.7%，比注入速度為0.10 mL/min時采收率提升1.0%；最終采收率為43.0%，注入速度為0.05 mL/min時比注入速度為0.10 mL/min時最終采收率提高了1.8個百分點。

圖1 不同實驗溫度、不同注入速度下注空氣采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關系

2.2.2 45 °傾角實驗

為了分析地層傾角對空氣驅(qū)替效果的影響，進行了98 ℃、45 °傾角長填砂管模型注空氣實驗。注入速度為0.10 mL/min條件下，得到注入時間與采收率的關系曲線并與水平注入效果進行比較分析(圖2)。

由圖2可知：水平注入與45 °傾角注入空氣驅(qū)替長填砂管模型分別觀察到在注入孔隙體積倍數(shù)為0.21、0.25時出現(xiàn)了氣竄現(xiàn)象；存在傾角時，氣竄時間推遲了0.04倍孔隙體積的注入時間，延長了高速采油階段的時間，45 °傾角注入空氣驅(qū)替和水平注入最終采收率分別為37.2%、34.1%，45 °傾角注入比水平注入空氣驅(qū)替采收率提高了3.1個百分點。這是由于存在傾角的注入情況下，由于油氣密度差異，引起了儲層中流體流動規(guī)律和空間分布形式的改變，氣體的密度比原油密度低得多，由于存在重力分異作用，從上部注入，氣體易存在于油藏上部形成氣頂，氣頂在不斷膨脹的過程中推動油氣界面下移，形成類似于活塞式的驅(qū)油方式，從而得到更高的采收率。

其他實驗條件相同的情況下，進行注入速度為0.10、0.05 mL/min的空氣驅(qū)實驗。由圖2可知，注入速度為0.10、0.05 mL/min時氣竄時間分別為0.25、0.37倍孔隙體積時，氣竄后采收率提高較緩慢，因此，氣竄前氣竄時間的延長有利于最終采收率的提高，注入速度為0.10、0.05 mL/min最終采收率分別為37.2%和44.4%，注入速度為0.05 mL/min比注入速度為0.10 mL/min采收率提高了7.2個百分點。在一定的范圍內(nèi)，采用較低的注空氣速度，有利于空氣在驅(qū)替過程中的重力分異，由于空氣是從上方注入，利于氣體向上運移，形成活塞式驅(qū)油，延長了形成氣竄的時間，更有利于最終采收率的提高[23]。

圖2 不同傾角、不同注入速度下注空氣采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關系

2.2.3 80 °傾角實驗

采用齊131塊配氣活油油樣與脫氣死油油樣在地層傾角接近垂直條件進行實驗(圖3)。由圖3可知：在相同的實驗條件下，活油油樣的重力穩(wěn)定驅(qū)替氣竄時間更晚，達到0.42倍孔隙體積時，驅(qū)替效率更高，由40.5%升至45.9%，采收率提高了5.4個百分點。換為活油后，油黏度降低，有效減緩了黏性指進現(xiàn)象，延長了活塞式驅(qū)油時間，可有效提高最終采收率；采用活油油樣，注入速度由0.05 mL/min降至0.03 mL/min時，氣竄時間升至0.48倍孔隙體積時，采收率由45.9%升至48.7%，降低速度后有效地推遲了氣竄時間，最終采收率提高了2.8個百分點。在合理的范圍內(nèi)，采用較低的注空氣速率，有利于形成活塞式驅(qū)油，實現(xiàn)空氣的重力穩(wěn)定驅(qū)油，延長了形成氣竄的時間，更有利于最終采收率的提高。

圖3 不同油樣近垂直驅(qū)替注空氣注入孔隙體積倍數(shù)與采收率關系

3 礦場注氣試驗

為充分發(fā)揮先導試驗的作用，對試驗井組進行優(yōu)化設計：①注氣井的優(yōu)選。優(yōu)選位于構造腰部的12-015井作為注入井，一線井5口，二線觀察井6口。②井型組合優(yōu)化。選擇試注的井組內(nèi)，既有直井，又有水平井，且一線井和二線井均有水平井和直井。③注氣部位優(yōu)化。選擇儲層物性條件、連通相對較好的Ⅰ類儲層注氣。前人低滲巖心驅(qū)油實驗結(jié)果表明，其吸氣能力遠大于吸水能力[24]。礦場試驗表明，注空氣吸氣指數(shù)是注水吸水指數(shù)的8倍，連續(xù)注氣1 a多，注氣壓力基本穩(wěn)定在17 MPa左右(表3、圖4a)，解決了該低滲油藏水注不進的難題，建立了有效驅(qū)替系統(tǒng)。階段試注表明，注采井空間配置不同，油井響應特征不同，增油效果有差異：①構造位置高于注入井的油井見效最快，增油效果最好(圖4b)。齊131-H1井位于構造高部位，油層頂界高于注氣井。該井自注氣后套壓持續(xù)升高，最高漲至3.5 MPa，注氣2個月后產(chǎn)量突增，日產(chǎn)油達到6.0 t/d，最高時達14.5 t/d，產(chǎn)量上下浮動。②與注入井構造位置近等高的油井也見到較好效果，增油效果較好(圖4c)。③由于儲層連通較好，連通系數(shù)約為90%，同時存在微裂縫，注入氣也向構造低部位突進、甚至發(fā)生一定的氣竄，因此，低部位的油井甚至二線井也見到一定的效果(圖4d)。

表3 氣131低滲油藏不同注入介質(zhì)參數(shù)對比

圖4 齊131塊氮氣驅(qū)油井見效特點

區(qū)塊產(chǎn)出氣檢測氧含量為0.1%～4.8%，低于安全界限氧含量10%[3]。為確保安全生產(chǎn)，礦場先導試驗期間嚴密監(jiān)控生產(chǎn)井產(chǎn)出氣體含氧量，當含氧量超過5%時生產(chǎn)井關井。

4 結(jié) 論

(1) 齊131塊原油具有較好的低溫氧化特性，室內(nèi)實驗表明，油藏條件下原油靜態(tài)低溫氧化反應后氧含量為2.3%，礦場試驗產(chǎn)出氣檢測氧含量為0.1%～4.8%，均低于爆炸的安全濃度10%，可滿足安全生產(chǎn)需求。

(2) 具有一定傾角注氣有利于發(fā)揮重力分異作用，在注入速率相同的條件下，45 °傾角注氣比水平注氣可提高采收率3.1個百分點；采用較低注入速率有利于實現(xiàn)重力穩(wěn)定驅(qū)替，減少氣竄，注氣傾角相同的情況下，注入速度為0.05 mL/min比注入速度為0.10 mL/min采收率可提高7.2個百分點。

(3) 礦場試驗表明，注空氣吸氣指數(shù)是注水吸水指數(shù)8倍，連續(xù)注氣1 a多，注氣壓力基本穩(wěn)定在17 MPa左右，可建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，補充地層能量，改善開發(fā)效果。

(4) 室內(nèi)實驗和礦場試驗表明，齊131塊低滲油藏實施注空氣驅(qū)提高采收率技術切實可行，對于遼河油田低滲油藏注氣開發(fā)的推廣應用具有一定指導意義。