屈雪峰 謝啟超 陳小東 齊松超 于海洋

（1、中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710018 2、低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710018 3、中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249）

1 概述

隨著國家和社會(huì)的快速發(fā)展，僅依靠常規(guī)油氣資源已無法滿足國家的能源需求，因此致密油、致密氣等非常規(guī)資源成為石油工業(yè)的熱點(diǎn)研究領(lǐng)域[1]。目前，致密油藏衰竭開發(fā)存在采收率低、地層能量不足、產(chǎn)量遞減快等問題，亟需補(bǔ)充地層能量[2]。常用的補(bǔ)充能量開發(fā)方式有注水、注氣開發(fā)，由于注水開發(fā)致密油藏常出現(xiàn)注入困難的問題，所以注氣開發(fā)致密油藏則成為的較好選擇[3-5]。注入氣體介質(zhì)中，CO2的增油效果最好，但油田現(xiàn)場存在氣源不足、成本高、易產(chǎn)生腐蝕等問題[6-7]。而天然氣（伴生氣）可避免上述弊端，且具有較好的增油效果。注入天然氣具有補(bǔ)充地層能量，溶解于原油、降低原油粘度，驅(qū)替抽提原油等作用[8]。

本文針對長慶致密油藏（平均孔隙度為10.0%、滲透率為0.2 mD、初始含油飽和度55%），通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究天然氣組分對天然氣驅(qū)增油效果的影響，對油田現(xiàn)場注天然氣開發(fā)提供指導(dǎo)作用。

2 實(shí)驗(yàn)條件

2.1 地層巖心

實(shí)驗(yàn)巖心均取自鄂爾多斯盆地延長組長8 層位，依照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5336-2006 的方法，使用PDP-200 孔滲測試儀測定巖樣的孔隙度、滲透率。測定結(jié)果表明：地層巖樣孔隙度為10.01%-11.07%，氣測滲透率為0.132-0.175 mD，具體實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1 所示。

2.2 原油組分測定及配置

使用長慶油田地面脫氣原油，采用Agilent 7890A 氣相色譜儀，參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5779-2008 對脫水過濾后的原油進(jìn)行組分測定，其結(jié)果如圖1 所示。根據(jù)地層原油的性質(zhì)（表2），配置驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所用模擬地層原油。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

表2 地層原油性質(zhì)

表3 地層水組分及性質(zhì)

2.3 地層水

目標(biāo)區(qū)塊地層水的水型為CaCl2，PH 值為6.2，呈弱酸性，總礦化度為49779 mg/L，其組分及性質(zhì)如表3 所示。根據(jù)地層水的組分和性質(zhì)配置實(shí)驗(yàn)用水。

2.4 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程

模擬致密油藏實(shí)際條件下的溫度和壓力（油藏溫度53.2℃、油藏初始壓力16.0 MPa），利用高溫高壓驅(qū)替設(shè)備進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，首先開展致密巖心天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，評價(jià)天然氣驅(qū)油效果；然后開展烴類氣體CH4、C2H6、C3H8、C4H10四種不同天然氣組分的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，探究注入氣體組分對天然氣驅(qū)增油效果的影響。具體實(shí)驗(yàn)流程如下：

2.4.1 實(shí)驗(yàn)巖心依次采用石油醚和乙醇進(jìn)行洗油，再烘干至恒重為止；

2.4.2 將烘干后的巖心測干重及氣測滲透率，再將巖心置于抽真空加壓飽和裝置中，抽真空24 小時(shí)，加壓飽和模擬地層水240 小時(shí)；

2.4.3 先用原油進(jìn)行驅(qū)替，待出口端不再出水，計(jì)量出口的水量，得到巖心的初始含油飽和度與束縛水飽和度；

2.4.4 油驅(qū)結(jié)束后，選取1 塊致密巖心（巖心Z1）開展天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，注入量為1.5PV，每隔一段時(shí)間計(jì)量出口端的出油量和出氣量。

2.4.5 其它4 塊致密巖心（巖心Z2、Z3、Z4、Z5），分別使用烴類氣體CH4、C2H6、C3H8、C4H10四種不同天然氣組分進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，注入量均為1.5PV，每隔一段時(shí)間計(jì)量出口端的出油量和出氣量。

3 注入氣體組分的影響

首先選取1 塊致密巖心開展天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，評價(jià)天然氣驅(qū)油效果；然后選取4塊孔滲相近的致密巖心，在致密巖心孔滲相近的情況下，開展不同天然氣組分的烴類氣體CH4、C2H6、C3H8、C4H10驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對比分析不同烴類氣體的驅(qū)油效果，為油田現(xiàn)場注天然氣開發(fā)提出合理建議。

3.1 致密巖心天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)

使用致密巖心Z1 開展天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)，測試結(jié)果如圖2 所示。整體來看，在氣驅(qū)初期階段，采出程度隨著注入氣體積的增加而迅速增加。在注入0.4PV 左右氣體時(shí)，采出程度增加幅度減緩；在注氣量達(dá)到0.6PV 時(shí)，采出程度基本達(dá)到最高，隨后驅(qū)替至1.5PV，采出程度基本不變，此時(shí)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)束。致密巖心天然氣驅(qū)最終采出程度為47.57%。

3.2 不同烴類氣體驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

使用致密巖心Z2、Z3、Z4、Z5 開展不同天然氣組分的烴類氣體驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測試結(jié)果如圖3 所示。根據(jù)不同天然氣組分的烴類氣體驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，烴類氣驅(qū)-C4、烴類氣驅(qū)-C3以及烴類氣驅(qū)-C2三種不同烴類氣體驅(qū)替與烴類氣驅(qū)-C1相比采收率分別提高了30.40%、26.37%、14.37%，C2+氣驅(qū)采出程度普遍高于烴類氣驅(qū)-C1。不同烴類氣體驅(qū)替中烴類氣驅(qū)-C4效果最好，其次是烴類氣驅(qū)-C3，烴類氣驅(qū)-C2增油幅度較小。

3.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比與分析

圖1 地面脫氣原油組分含量

圖2 天然氣驅(qū)采出程度曲線

圖3 不同烴類氣體氣驅(qū)采出程度曲線

不同天然氣組分的烴類氣體氣驅(qū)采出程度結(jié)果，如表4 所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：注入氣體組分對注氣效果有較大的影響，注入C2+組分，采出程度明顯提升；烴類氣體碳數(shù)越多，驅(qū)油效果越好，提高采收率對比如圖4 所示。由于相似相溶原理，碳數(shù)越高的烴類氣體能夠在一定程度上與原油互溶，從而提高注入氣體的驅(qū)油效率。

對于油田現(xiàn)場來說，采用天然氣驅(qū)開發(fā)致密油藏時(shí)，可選擇C2+組分較多的天然氣（伴生氣）開展天然氣驅(qū)礦場試驗(yàn)。注天然氣能夠補(bǔ)充地層能量，天然氣易溶解于地下原油，可降低原油粘度和驅(qū)替原油，對井筒和儲層基本無污染傷害，并且產(chǎn)出氣體可以再回注或輸送，循環(huán)利用，節(jié)約開發(fā)成本。

4 結(jié)論

4.1 根據(jù)致密巖心天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)評價(jià)結(jié)果，驅(qū)替初期天然氣驅(qū)的采出程度上升較快，且最終采出程度較高。

4.2 不同天然氣組分的烴類氣體驅(qū)替結(jié)果中，烴類氣體C2+氣驅(qū)采出程度高于烴類氣驅(qū)-C1，并且烴類氣體碳數(shù)越多，驅(qū)油效果越好。

4.3 對于致密油藏開發(fā)，天然氣驅(qū)是一種較好的開發(fā)方式，初期采出程度上升較快；并且可以選擇C2+組分較多的天然氣（伴生氣）開展天然氣驅(qū)，產(chǎn)出氣體可以再回注或輸送，循環(huán)利用，節(jié)約開發(fā)成本。

表4 不同烴類氣體氣驅(qū)采出程度結(jié)果

圖4 不同烴類氣體氣驅(qū)采出程度對比