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作者简介:

韩海水(1985-),男,博士,研究方向为提高石油采收率。E-mail:hanhaishui@petrochina.com.cn。

中图分类号:TE327

文献标识码:A

文章编号:1673-5005(2021)02-0104-07

DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2021.02.012

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目录contents

    摘要

    以超深巨厚 D 油藏顶部注烃气开发为背景,针对注入气气源不稳定、甲烷物质的量分数增加的现场情况,开展细管实验和长岩心驱替实验,研究多种烃气/ 地层油混相能力、驱替特征及产出流体组分变化规律。 根据 5 种不同组成注入气/ 地层油的混相能力实验,得到最小混相压力与注入气中甲烷物质的量分数的对数计算关系式。 通过长岩心驱替实验中产出端多次取样,分析不同驱替阶段的产出流体组分变化规律。 结果表明:D 油藏目前注入气与地层油的最低混相压力为 38. 9 MPa,在目前地层压力 42 MPa 下可以实现混相驱,且最终驱油效率达 81. 35%;注入烃气中甲烷物质的量分数小于 92. 38%时能确保 D 油藏实现烃气混相驱;注入气突破后产出流体中轻质组分物质的量分数增加,重质组分物质的量分数降低。

    Abstract

    Considering natural gas crestal injection in super deep and thick reservoir and in view of the instability of injected gas source and the increase of methane content, a series of slim tube experiments and longcore flooding experiments were conducted. The miscibility evaluation of various natural gas, formation oil, as well as the change regulation of production fluid components were investigated. Based on miscibility experiments of five different compositions natural gas and formation oil, the logarithmic relationship between the MMP(minimum miscible pressure) and the methane content in the injected gas were obtained. Through the longcore displacement experiment, many production samples were taken to analyze the variation law of produced fluid components in different displacement stages. It is found that the MMP of D reservoir is 38. 9 MPa for current injection natural gas, and the driving efficiency is 81. 35% at the formation pressure of 42 MPa. The maximum content of methane is 92. 38% in the injected gas to ensure natural gas miscible flooding. According to the longcore flooding ex- perimental results, after the breakthrough of injected gas, the content of light components in the produced fluid increases and heavy components decreases.

  • 注气提高油田采收率技术现被广泛应用[1-9]。深层高压是确保混相气驱的有利条件。厚油藏顶部注气形成的人工气顶,可推进气油界面稳定下行,一定程度改善了平面气驱的超覆、指进导致的波及效率低的状况。 D油藏开展顶部注烃气辅助重力驱重大开发后,综合含水下降,油井持续增油,开发效果显著。但随着总注入气量的不断增加,油井逐渐见气;同时由于气源井的生产变化,注入烃气组成不够稳定,表现为甲烷物质的量分数增加。笔者以超深巨厚D油藏顶部注烃气为背景,开展细管实验和长岩心驱替实验,研究多种注入气-地层油混相能力评价和长岩心驱替特征及产出流体组分变化规律, 利用最小混相压力与注入气组分的工程计算公式, 预测不同地层压力下确保烃气混相驱的注入气组成,分析渗流阻力、产出端组分物质的量分数、气油比、采出程度等变化规律。

  • 1 储层及原油特征

  • 1.1 油藏基本情况

  • D油藏是受北东-南西走向的短轴背斜控制的原始块状油藏,其埋深约5 800m,含油高度120m, 平均有效厚度达43.5m,属典型超深巨厚油藏。原始地层压力为62MPa,地层温度为140℃,平均孔隙度为13.5%,平均渗透率为64.8×10-3 μm 2,属超高压、超高温低孔中渗储层。

  • 1.2 开发现状

  • D油藏在开发初期以弹性驱动为主,随着注采井网日趋完善,人工注水驱动能量上升,弹性驱动能量相对下降,但受注采层位不对应影响,注水效果不好,地层能量下降明显。经过2001年和2006年2次调整,强化了注采层位对应关系,完善了注采井网,提升了注水开发效果。至2011年,弹性驱动指数基本不变,但注水驱动能力持续下降,油藏合注合采的纵向矛盾突出,采出程度已达34.65%。

  • 在埋藏深(大于5 700m)、温度高(140℃)、矿化度高(大于200g/L)等不利因素下,改善水驱技术(分层注水、深部调驱、堵水)还不成熟,继续提高水驱采收率的潜力有限。注气提高采收率不受油藏高温、高盐等不利条件的限制,同时考虑到D油藏厚度大、纵向非均质性强的特点,注入气的膨胀、超覆作用使气体向顶部聚集。因此顶部注气重力稳定驱是D油藏水驱后提高采收率的现实途径。

  • 综合考虑储层流体条件、驱油效率、气源、工程条件等情况,2014年起D油藏持续开展顶部注烃气辅助重力驱重大开发试验。实施注气开发后,综合含水率下降,油井持续增油,开发效果显著。截至2018年初,D油藏综合含水率下降30%,提高采收率2.3%。随着总注入气量的不断增加,油井开始逐渐见气;同时由于气源井的生产变化,注入烃气组成在不断发生变化,亟待研究D油藏顶部注气提高采收率试验调整机制。

  • 1.3 地层原油特征

  • D油藏属典型轻质油藏, 目前地层压力42MPa,地层温度为140℃,地层油饱和压力为4.23MPa,气油比为15.3,地层油密度为0.783 8g/cm 3, 黏度为3.45mPa·s,现注入气源烃气的组分构成如表1所示。

  • 表1 现气源烃气组分构成

  • Table1 Composition of present natural gas

  • D油藏地饱压差大、注入烃气后体积膨胀幅度大,是注气提高采收率的有利条件。根据地层油注气膨胀实验结果(图1),饱和压力和体积膨胀系数均随注入气量增加而增大,当地层油饱和压力升至42.675MPa(接近地层压力42MPa)时,1mol地层油中可含注入烃气0.679 1mol,同时地层油体积可膨胀为原来的1.641 9倍,有效地提升了地层油的弹性能量。

  • 图1 注入烃气后地层油饱和压力和体积膨胀变化

  • Fig.1 Saturation pressure and volume expansion factor of formation oil after natural gas injection

  • 随注入气量增加,地层原油密度和黏度显著降低,增强了其在地层中流动能力,有利于提高采油速度和采收率。如图2所示,当烃气物质的量分数达0.679 1时,地层油黏度从3.45mPa·s降至0.882mPa·s,流动性能大大提高。

  • 图2 注入烃气后地层油黏度和密度变化

  • Fig.2 Viscosity and density of formation oil after natural gas injection

  • 2 实验设计

  • 2.1 实验方案

  • (1)混相能力调控实验。根据现场可能的气源气资料,设计5种烃气组成,如表2所示,分别与D油藏地层油在地层温度140℃下进行不同压力的细管驱替实验。各驱替体系的实验压力如表3所示。

  • 表2 5种注入烃气的组分构成

  • Table2 Composition of five natural gases

  • 注:∗为现有气源烃气。

  • 表3 各组实验设计压力

  • Table3 Design pressure of each group

  • (2)长岩心驱替实验。在地层温度140℃ 和地层压力42MPa下对长岩心模型饱和地层水地层油后直接进行垂向顶部注烃气驱替实验,注入烃气按照表1现有气源烃气组分构成配气。考虑顶部注气尽可能控制气体推进速度,设计驱替速度为0.05cm 3/min。实验过程中每注入0.1VP-HC( VP-HC 为烃类孔隙体积倍数)收集并计量产出油、气量,记录泵读数、注入压力、围压和回压的变化,实验至不再产油结束。在注入气突破前后采集数次产出油、气样品,分别做组分构成分析。

  • 2.2 实验材料

  • (1)岩心。实验所用岩心均为D油藏现场油井目的层段所取的真实岩心,选取破损相对较少的岩心进行编号、修整,按调和平均方式排列顺序拼接成长岩心组,岩心之间用滤纸连接,用特富龙热缩管封装后,装入氟橡胶筒。各段岩心长度和气测渗透率见表4,拼接岩心总长62.04cm,岩心组的气测渗透率为1.77×10-3 μm 2

  • 表4 长岩心组中各段岩心的长度和气测渗透率

  • Table4 Length and permeability of each core

  • 对岩心组进行饱和地层水、饱和原油等实验,确定岩心组孔隙度、含油饱和度、水测渗透率等参数。测得饱和地层水体积为66.59mL,饱和油过程中产出水43.5mL,初始含油饱和度为65.33%。

  • (2)模拟地层油和注入烃气。采用D油藏复配地层油。 D油藏注入烃气来自目标油藏附近联合站,其主要组分构成见表1,实验室根据表1组成进行复配,得到实验用注入气。

  • (3)模拟地层水。原始资料显示,地层水矿化度为233.866 5g/L, 其中氯离子质量浓度为142.656 3g/L, 钠离子和钾离子质量浓度为79.890 88g/L, 钙离子和镁离子质量浓度为10.616 94g/L,碳酸氢根离子质量浓度为0.784 87g/L,硫酸根离子质量浓度为0.310g/L。

  • 2.3 实验装置

  • (1)混相能力调控实验装置。实验设备为法国ST公司生产的高温高压细管驱替实验装置(图3)。最高测试压力为100MPa、最高测试温度为150℃。实验装置主要包括高温高压驱替泵、高压容器、细管填砂模型、出口端流体可视窗、加热装置、计量装置等。实验用细管填砂模型采用直径0.088~0.045mm的石英砂填充, 孔隙度为39%, 渗透率为3.2 μm 2

  • 图3 高温高压细管驱替实验流程

  • Fig.3 Flow of high temperature and high pressure thin tube experiment

  • (2)长岩心驱替实验装置。实验装置为法国ST公司生产的高温高压双筒长岩心驱替系统(图4), 该装置最高承压100MPa、最高耐温180℃、最大夹持岩心长度1.2m、最大夹持岩心直径3.8cm。装置由岩心夹持主体系统,高精度、高温、高压驱替泵系统,回压控制和精确计量系统等3部分。该驱替装置通过多点控温、测温、加热实现岩心组在实验过程中温度的稳定、均衡,温度误差小于±0.1℃。高精度的回压控制系统和驱替泵组合可控制压力误差小于±0.1MPa,体积误差小于±0.01mL。驱替泵可实现恒压、恒速、定体积等多种工作模式。

  • 图4 高温高压长岩心驱替实验装置示意图

  • Fig.4 Flow chart of high temperature and high pressure longcore flooding experiment

  • 2.4 实验步骤

  • 细管驱替实验步骤参照行业标准《最低混相压力实验测定方法-细管法》(SY/T6573-2016)执行。

  • 在长岩心驱替实验开始实验前,首先将编号的岩心按顺序装配,岩心之间增加多层滤纸,尽量减小流体在岩心间堆积或不均匀分布对渗流的影响。岩心完成装配后,连接实验流程,试压50MPa,试温140℃,确认模型无泄漏。在此基础上按照方案开展实验。

  • 根据方案设计,具体步骤为:①先后使用甲醇和石油醚清洗岩心中的水和油,直至产出液再次清澈透明,最后用氮气吹干,抽真空;②在地层温度140℃, 地层压力42MPa下,先进行饱和水再进行饱和油, 饱和结束后静置老化1个月;③关闭模型入口,调整模型至垂直方向;④保持出口压力42MPa实施烃气驱,驱替速度为0.05cm3/min,至含气100%时(不再产油)结束驱替;⑤在注入气突破前后采集数次产出油、气样品,分别做组分构成分析。

  • 3 实验结果

  • 3.1 混相能力调控实验

  • 按照方案设计实验,参考行业标准《最低混相压力实验测定方法-细管法》( SY/T6573-2016)计算各压力点下的采收率,结果如表5所示。通过图线法可求得5种烃气组分与地层油的最低混相压力(pMM ),分别为37.0、38.9、40.2、42.1、43.4MPa,求解过程如图5所示。

  • 表5 各组细管驱替实验结果

  • Table5 Results of thin experiments

  • 图5 各种烃气与地层油的最低混相压力求解

  • Fig.5 Solution of minimum miscible pressure between each natural gas and formation oil

  • 3.2 长岩心实验的驱替特征及产出流体组分变化

  • 图6 为烃气驱长岩心实验过程中主要参数的变化特征。随注入烃类孔隙体积倍数增加,采出程度均匀增加、气油比不变、渗流阻力快速上升,当注入烃气达到0.18VP-HC,渗流阻力达到最大随后保持稳定,至0.27VP-HC 时渗流阻力开始缓慢下降;当注入烃气达0.47VP-HC 时,渗流阻力快速下降,预示注入气即将突破;当注入烃气达到0.64VP-HC 时,气体发生突破,确定无气采出程度为62.04%,此后驱油效率大幅降低、采出程度上升变缓、气油比快速上升; 当注入量达到1.2VP-HC 后基本不再产油,烃气驱最终驱油效率为81.35%。

  • 图6 烃气驱过程中主要指标变化

  • Fig.6 Variation of main indexes during natural gas displacement

  • 图7 和图8为烃气驱过程中产出的油、气组分变化。从产出油组分变化来看,产出油逐渐以轻组分为主,C5~C16 大幅增加20.53%,中间组分C17~C31 小幅增加4.35%,重组分C32+大幅减少24.88%, 说明烃气对原油中轻组分的抽提作用明显。从产出气组分变化来看,注入气突破后,产出气C2~C10 量逐渐减低;CH4 量逐渐升高,最终接近注入气甲烷物质的量分数。

  • 图7 烃气驱过程中产出油的组分变化

  • Fig.7 Composition variation of produced oil during natural gas displacement

  • 图8 烃气驱过程中产出气的组分变化

  • Fig.8 Composition variation of produced gas during natural gas displacement

  • 4 调控机制

  • 4.1 混相能力调控

  • 发现最小混相压力与注入气中甲烷物质的量分数呈对数关系(图9)。在目前地层压力42MPa下,经计算,确保烃气混相驱的注入气组成中甲烷最高物质的量分数为92.38%。说明目前地层压力条件下地层油与烃气混相能力较强,对注入烃气的组分要求不高。如果地层压力随着油藏开发出现下降, 可以根据此关系式计算出某地层压力下,确保烃气混相驱注入气中甲烷的最大量。再根据气源气的组分组成,优化调控注入气的最优组成。

  • 图9 最小混相压力与烃气中C1 物质的量分数的关系

  • Fig.9 Relationship between minimum miscibility pressure and C1 content in hydrocarbon gas

  • 4.2 气突破的判断及调控

  • 考虑原油不同组分与注入气的传质能力不同, 对混相驱贡献也有差异,将产出流体分为C1 +N2、C2~C6、C7~C16、C17+等几个组分段。其中C1 +N2 为气体,可与注入气任何比例互溶;C2~C6 属轻质组分, 与注入气可发生强传质作用,对混相驱极其有利; C7~C16 为较轻质组分,可注入气发生传质作用,对混相驱可起一定的促进作用;C17+属重质组分,与注入气传质作用困难,对混相驱起到负面作用。图10为不同注入烃气时产出油气分段物质的量分数变化,结合图6中渗流阻力变化发现,在渗流阻力不断增加和稳定阶段(注入0.27VP-HC 前),产出端各个组分段物质的量分数均无明显变化,接近地层油的组分分布;当渗流阻力开始下降后(0.64VP-HC 前), 在注入气突破前,产出端C17+组分物质的量分数下降,其他组分均小幅增加,这是因为气体对轻质组分的传质和抽提作用显现; 当注入气突破后(0.64VP-HC~0.86VP-HC),产出端C1 +N2、C2~C6 组分段物质的量分数快速增加,而C7+ 组分物质的量分数均快速减少,这是因为气突破后,注入气携带轻质组分在岩心中快速渗流,而重组分相对渗流缓慢; 随后产出端C2~C6 组分物质的量分数逐渐减少, C1 +N2 组分物质的量分数迅速增加,直至最终产出端组分与注入气组分接近。

  • 实验室岩心驱替为一维驱替,与油藏尺度气驱存在较大的差别,尤其在气体的注入倍数上没有直接借鉴意义。但注入井和生产井间的渗流阻力和产出端组分变化规律与实验室一致。根据岩心实验结果,若某生产井井流物中C17+组分降低,而其余组分增加,说明注入气即将在这口生产井实现突破,此时应适当降低其生产强度,同时提高其他方向生产井的生产强度,以调整注入气渗流方向,达到扩大波及体积和防气窜的效果。若某生产井井流物中C7~C16 组分升高后降低,同时气油比开始升高,那么可以判断此生产井开始发生了注入气突破,随后气油比还会大幅度上升,此时应注意调整工作制度及井筒、地面产出气的处理能力。

  • 图10 注入烃气量对产出油气分段组分物质的量分数的影响

  • Fig.10 Effect of injected hydrocarbon gas volume on the mass fraction of segmented components in produced oil and gas

  • 5 结论

  • (1)D油藏目前注入气与地层油的最低混相压力为38.9MPa,在地层压力42MPa下可以实现混相驱,且最终驱油效率达81.35%。

  • (2)烃气/D油藏原油体系的最小混相压力与烃气中甲烷物质的量分数呈对数关系。若注入烃气中甲烷物质的量分数小于92.38%,可确保D油藏实现烃气混相驱。

  • (3)将驱替实验产出流体分为C1 +N2、C2~C6、 C7~C16、C17+等组分段,发现注入气突破前后产出流体各组分段物质的量分数具有明显变化,总体表现为轻质组分增加,重质组分降低。

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