董炳陽

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457001）

低滲揮發(fā)性油藏不同于普通油藏，其氣油比高、體積系數(shù)小、黏度低且收縮性小，這就注定了其開采特征和開發(fā)方式不同于普通油藏[1]。針對這一問題，國內(nèi)外學者開展了大量的實驗室相態(tài)及動態(tài)模擬研究[2–4]。研究發(fā)現(xiàn)，為防止地層壓力下降時出現(xiàn)氣相而造成原油采收率的大幅度下降，低滲揮發(fā)性油藏常見的開采方式是注氣保壓開采[5–8]。目前，學者們對氣驅(qū)提高采收率做了深入地研究[9–12]，但針對注入時機的研究幾乎沒有，為此，需要深入研究如何經(jīng)濟有效地實施氣驅(qū)來提高低滲揮發(fā)性油藏的采收率。

胡96 塊沙三中9–11 砂組油層組埋藏深度為 4 200～4 400 m，測井解釋油層孔隙度為11.3%～22.2%，平均15.3%，平均滲透率4.85×10–3μm2，屬于低孔低滲型儲層。根據(jù)胡109 井地層流體PVT 分析資料，該井在地層溫度148 ℃和地層壓力75.70 MPa 條件下，原始氣油比510.30 cm3/g，脫氣油密度0.804 6 g/cm3，飽和壓力38.27 MPa，屬于低滲揮發(fā)性油藏。本文以胡109 井CO2驅(qū)為研究對象，以長巖心實驗為主要研究手段，探索合理的CO2注入時機， 為經(jīng)濟有效地實施CO2驅(qū)提高原油采收率提供實驗依據(jù)。

1 實驗準備

1.1 實驗裝置

注氣時機的確定采用長巖心實驗來開展研究。長巖心驅(qū)替實驗整個流程可分成三部分：注入部分、巖心部分和采出部分，見圖1。

圖1 長巖心驅(qū)替實驗裝置

1.2 實驗材料

實驗巖心：取40 塊直徑為25.0 mm，長度為29.0～60.0 mm 的巖心，總長度為1 859.9 mm 的巖心滲透率調(diào)和平均值為16.4×10-3μm2，孔隙體積為168.2 cm3。

原始地層流體：配制的地層流體飽和壓力為37.94 MPa，在地層溫度148 ℃和地層壓力75.70 MPa 條件下，地層原油單次脫氣氣油比為504.46 cm3/g，地層原油體積系數(shù)為2.229 1 m3/m3，溶解系數(shù)為10.606 m3/（m3·MPa）。

地層水：在實驗室配制的地層水用濾膜過濾8次，其總礦化度為340 200 mg/L，水型為CaCl2。

實驗用氣：采用CO2作為注入氣。

2 實驗過程及結(jié)果分析

為確保所有實驗的順利進行，對所涉及的儀器設(shè)備用石油醚和無水乙醇進行清洗。

2.1 實驗過程

將實驗溫度控制在地層溫度，在不同的設(shè)計壓力下，進行6 組長巖心動態(tài)物理模擬實驗，每一組實驗按順序操作，具體步驟為：①按巖心排序裝好巖心，抽空巖心系統(tǒng)，隨后注地層水飽和巖心，在實驗溫度和壓力條件下穩(wěn)定一段時間，使巖心得到充分飽和后，記下飽和量；②用脫氣死油驅(qū)替巖心中的水，直到不出水為止，穩(wěn)定12 h 后，繼續(xù)驅(qū)替巖心至不出水，記錄驅(qū)出水量；③用配制的油樣驅(qū)替巖心中的死油，直到入口端、出口端原油氣油比一致，穩(wěn)定12 h 后，繼續(xù)驅(qū)替巖心，至入口端、出口端的原油氣油比一致；④在地層溫度和不同的設(shè)計壓力下進行驅(qū)替實驗，記錄好泵讀數(shù)、注入壓力、注入速度等參數(shù)，監(jiān)測采出氣油比和分離出的油量、氣量和水量；⑤每組實驗結(jié)束后清洗巖心，接著用氮氣吹洗，并烘干巖心系統(tǒng)。

2.2 結(jié)果分析

通過6 組長巖心動態(tài)物理模擬實驗，得到了不同注入壓力下的采出程度和生產(chǎn)氣油比。

2.2.1 衰竭開采實驗

在實驗溫度148 ℃下，巖心壓力由42.33 MPa 彈性開采至38.84 MPa 時，采出程度為2.10%，氣油比沒有太大變化；巖心壓力由38.84 MPa 衰竭開采至25.99 MPa 時，采出程度為25.77%，氣油比降到最低值277.50 cm3/g。隨著巖心壓力的降低，氣油比又緩慢上升，當巖心壓力降至19.80 MPa 時，氣油比上升速度變化較快，說明游離氣已經(jīng)巖心流出；當巖心壓力繼續(xù)降至5.32 MPa 時，氣油比達到最高值8 508.90 cm3/g，此時主要有游離天然氣產(chǎn)出；巖心壓力衰竭至2.17 MPa 時，最終采出程度為40.82%（圖2）。

圖2 生產(chǎn)氣油比和采出程度與衰竭壓力的關(guān)系

2.2.2 原始地層條件下連續(xù)注CO2驅(qū)油實驗

在巖心出口壓力為42.20 MPa 的情況下，注入0.96 PV 的CO2時，采出程度達88.59%，生產(chǎn)氣油比突然上升至707.5 cm3/g。注入1.25 PV CO2時，生產(chǎn)氣油比上升至16 628.00 cm3/g，產(chǎn)出物為油氣過渡帶，此時采出程度為95.96%；當注入1.44 PV CO2時，生產(chǎn)氣油比上升很快，最終采出程度達96.24%。

2.2.3 衰竭開采至地層壓力34.16 MPa 時連續(xù)注CO2驅(qū)油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.10 MPa 衰竭至34.16 MPa 時，采出程度為7.03%，此時氣油比為451.20 cm3/g。當巖心出口壓力為34.16 MPa，注0.48 PV CO2時，氣油比由371.00 cm3/g 突然上升至529.00 cm3/g，氣油比突然上升，說明有游離氣產(chǎn)生。繼續(xù)注氣，當注入1.24 PV 的CO2時，氣油比由1 290.00 cm3/g 左右上升至2 904.00 cm3/g，此時采出程度為94.41%。當注入1.56 PV CO2后結(jié)束注氣，最終采出程度為96.44%。

2.2.4 衰竭開采至地層壓力28.58 MPa 下連續(xù)注CO2驅(qū)油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.35 MPa 衰竭至28.58 MPa 時，采出程度為18.06%，此時氣油比為316.70 cm3/g。巖心出口壓力為28.58 MPa，注入0.31 PV CO2時，氣油比由280.00 cm3/g 突然上升至617.00 cm3/g，氣油比的突然增加，說明發(fā)生了氣竄。繼續(xù)注氣，當注入0.90 PV 時，氣油比由1 170.00 cm3/g 上升至 1 327.00 cm3/g，此時采出程度為60.76%。在注入0.90～1.22 PV CO2階段，生產(chǎn)氣油比是緩慢上升的，主要表現(xiàn)為CO2的驅(qū)掃和抽提作用，這一階段采出程度增加了12.40%。當注入2.32 PV CO2后，結(jié)束注氣，最終采出程度為81.02%。

2.2.5 衰竭開采至地層壓力20.17 MPa 時連續(xù)注CO2驅(qū)油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.29 MPa 衰竭至20.17 MPa 時，采出程度為30.27%，此時氣油比為1 905.80 cm3/g。巖心出口壓力為20.17 MPa，注0.24 PV CO2時，氣油比由1 836.00 cm3/g 突然上升至7 662.00 cm3/g，氣油比的突然增加，說明發(fā)生了氣竄。繼續(xù)注氣，生產(chǎn)氣油比呈下降的趨勢，當注入1.05 PV CO2時，氣油比下降至最低值837.00 cm3/g，此時采出程度為49.24%，隨后生產(chǎn)氣油比又升高。這是由于CO2具有溶解膨脹、驅(qū)掃、抽提和攜帶原油能力強的特點，其突破后，仍然可以大幅度提高采出程度。當注入2.43 PVCO2后，最終采出程度為72.05%。

2.2.6 衰竭開采至地層壓力14.87 MPa 時連續(xù)注CO2驅(qū)油

實驗溫度148 ℃，巖心壓力由42.24 MPa 衰竭至14.87 MPa 時，采出程度為32.85%，此時氣油比為4 699.60 cm3/g。當巖心出口壓力為14.87 MPa，注入CO2為0.28 PV 時，氣油比由5 747.00 cm3/g 突然上升至10 975.00 cm3/g。繼續(xù)注氣，生產(chǎn)氣油比呈波動狀態(tài)，當注入CO2為1.15 PV 時，生產(chǎn)氣油比由15 202.00 cm3/g 突然上升至29 288.00 cm3/g，此時采出程度為34.83%；隨后生產(chǎn)氣油比又大幅度下降，說明CO2驅(qū)出原油。當注入CO2為1.41 PV 時，生產(chǎn)氣油比下降至最低值1 019.00 cm3/g，此時采出程度為38.24%，隨后生產(chǎn)氣油比又升高。這是由于CO2具有極強的溶解膨脹、增容作用，促使部分游離氣重新溶解到油相并進入小孔道起到增油的作用。CO2突破前（注入量為1.51 PV），采出程度由33.1%增加至40.7%。當注入2.68 PV CO2后，結(jié)束注氣，最終采出程度為49.77%。

不同壓力下連續(xù)注CO2驅(qū)油，采出程度與注入烴孔隙體積關(guān)系和生產(chǎn)氣油比與注入烴孔隙體積關(guān)系分別如圖3 和圖4 所示。

圖3 采出程度與注入烴孔隙體積關(guān)系

圖4 生產(chǎn)氣油比與注入烴孔隙體積關(guān)系

在不同壓力下注入相同倍數(shù)（1.41 PV）的CO2，衰竭至地層壓力為34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時，注氣采出程度達到96.0%，與原始地層條件下注氣采出程度（95.9%）相當。此外，從最終采出程度來看，衰竭至34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時，注氣最終采出程度達到96.44%，與原始地層條件下注氣最終采出程度（96.24%）相當（圖5）。

因此，針對低滲揮發(fā)性油藏，衰竭開采至地層壓力為34.10 MPa（原始飽和壓力的90%）時實施CO2驅(qū)，能將溶解氣驅(qū)和混相驅(qū)的效果有機結(jié)合起來，驅(qū)油效果良好。

3 結(jié)論

圖5 注入壓力對驅(qū)油效果的影響

巖心動態(tài)物理模擬實驗表明，當注入相同倍數(shù)的CO2，衰竭開采至地層壓力為34.10 MPa 時（原始飽和壓力的90%），注氣采出程度與原始條件下注入效果相當，注氣最終采出程度達到96.44%，與原始地層條件下注氣最終采出程度（96.24%）相當，地層壓力衰竭至34.10 MPa 時為該井的最佳注氣時機。