BZ25-1油田沙二段儲層氮氣、水交替注入室內實驗研究

鄭繼龍，翁大麗，苗鈺琦，陳平，宋志學，李娟

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津塘沽 300452 2.中國石化河南油田石油工程技術研究院，河南南陽 473000

BZ25-1油田沙二段儲層氮氣、水交替注入室內實驗研究

鄭繼龍1，翁大麗1，苗鈺琦2，陳平1，宋志學1，李娟1

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津塘沽 300452 2.中國石化河南油田石油工程技術研究院，河南南陽 473000

BZ25-1油田沙二段儲層經過長期注水開發，已進入高含水開發后期，水驅采收率偏低。通過分析氣水交替注入提高采收率的作用機理，在物模實驗研究的基礎上提出采用N2水交替注入實現BZ25-1油田沙二段儲層的挖潛控水。實驗結果表明，N2水交替注入采收率較單純水驅采收率提高3.63%。受滲透率非均質性的影響，注入水主要進入高滲透層驅油，并很快從高滲透層突破且含水上升快。注N2綜合采收率較水驅略低，主要是N2從高滲透層突破后，降低了低滲透層的驅油效率。N2水交替驅在一定程度上能改善流度比，降低滲透率非均質性帶來的影響，增加驅油效率。

氮氣；驅替實驗；水氣交替；低滲油藏；BZ25-1油田；采收率

氣水交替驅是增加油田水驅后的波及體積和減弱氣驅過程因油氣黏度差異而產生的氣體指進現象的有效方法［1］。BZ25-1油田沙二段儲層經過長期注水開發，已進入高含水開發后期，盡管采取了注水等一系列有效措施，取得了顯著成效，但仍然有相當部分原油殘留，水驅采收率偏低。氣體具有易流動、降粘、體積膨脹、降低界面張力的作用，所以對提高非均質油藏的提高采收率的問題是一個很好地解決途徑［2］。本文在對BZ25-1沙二段儲層油田油藏類型、流體性質、儲層物性、構造特征和儲層特征等研究的基礎上，分析了氣水交替注入提高采收率的作用機理，通過室內并聯巖心驅替實驗，提出采用N2水交替注入實現BZ25-1沙二段儲層油田的挖潛控水。

1 BZ25-1油田沙二段儲層概況

渤中25-1油田位于渤海灣盆地、渤南低凸起西端渤中凹陷與黃河口凹陷的分界處，是油氣聚集的有利場所［3］。沙二段是異常高溫高壓系統，地層壓力41.8～57.0 MPa，地層溫度120～135℃。沙二段油藏埋藏深度為3 250～3 400m，沙二段孔隙度主要分布在10.0%～23.0%，平均為16.3%；滲透率主要分布在0.6×10－3～563.1×10－3μm2，平均為42.7× 10－3μm2，屬于常規低滲油藏。分析資料表明：沙二段原油為輕質原油，具有三高、三低（高含蠟、高凝固點、高飽和烴、低密度、低粘度、低含硫量）的特點。地層水為重碳酸氫鈉（NaHCO3）型，總礦化度為8 907 mg／L，氯離子含量為1 117mg／L。注水井在7～15 MPa的井口注入壓力下，日注水量為270～600 m3／d。渤中25-1油田單井注水量可達600 m3／d，單井有效厚度在7.4～49.8 m。油田全面開發時，可通過分層采油和注水工藝減小層間矛盾，提高油田水驅油效率。

2 氣水交替注入提高采收率機理

氣水交替注入可有效提高油田二次或三次采油采收率。一般認為，氣水交替注入驅油增油的主要機理有［4］：1）改善氣油不利流度比，防止注入氣粘度性指進，改善注氣波及體積，穩定注氣前緣。2）重力分異作用采出頂部的剩余油，N2上升到油層頂部，可大幅度提高地層壓力，同時還可以通過與原油混相而降低原油粘度來提高原油采收率。3）分子擴散與滲吸作用，提高驅油效率。4）氣水交替注入過程中組分交換作用可換得額外采收率。綜上所述可知，水、氣交替注入后，在油層中形成油、氣、水三相流動，增加了滲流阻力，改善了吸入剖面。由于重力分異作用擴大波及體積，從而將水驅時難以波及到的正韻律厚油層頂部的剩余油驅替出來［5］。

3 BZ25-1油田沙二段儲層氣驅并聯雙管巖心驅替實驗

3.1 實驗方法及條件

根據BZ25-1油田沙二段儲層滲透率非均質性分布規律，選擇與其高滲層和低滲透層平均滲透率相近的人造巖心進行物模試驗研究。因此，高滲、低滲分別用滲透率為467.47×10－3μm2、44.18× 10－3μm2的兩根并聯人造巖心模擬儲層非均質性，在地層溫度、壓力條件下利用并聯雙管開展地層原油驅替實驗研究［6－8］。測試注水、注氣、氣水交替不同開采方式下地層原油的采收率及相應的變化規

律［9－10］。

實驗用水：室內配置BZ25-1油田地層水，礦化度為8 907 mg／L，經0.45μm微孔濾膜過濾。

氮氣：純度99.9%。

實驗用油：BZ25-1油田原油，油藏溫度條件下（135℃）粘度為6.0 mPa·s。

3.2 實驗儀器及流程

高壓恒壓恒速泵，美國原裝進口Qiuzix品牌QX5210-HC-A-AH-S型號泵；巖心夾持器（Φ25 mm×300 mm），江蘇海安發達石油儀器有限公司；氣體流量計，德國Ritter公司TG05-3。巖心驅替裝置，揚州華寶石油儀器有限公司，流程見圖1。

圖1 并聯雙管巖心驅替實驗測試流程

3.3 實驗步驟

1）測試巖心基礎物性參數（見表1），安裝巖心，按實驗流程連接好實驗儀器設備，檢查密閉性；

表1 巖心基礎物性參數

2）巖心抽真空、飽和水，分別測高、低滲巖心孔隙體積；

3）記錄驅替過程中油和水的流速、流量，至驅不出水為止，從而建立束縛水飽和度，并飽和油，老化24 h；

4）調節回壓閥至實驗壓力，待壓力表穩定后半小時開始實驗；

5）注水驅替：入口按34.0 MPa水驅，至出口含水率98%，測水驅采收率；

6）注N2驅替：重新飽和油，入口按34.0 MPa水驅，至出口含水率80%，入口按34.0 MPa壓力注N2驅，至N2突破后，一直注水驅至不出油為止，測N2驅采收率，注氣速度0.20 mL／min；

7）N2、水交替驅：重新飽和油，入口按34.0 MPa壓力水驅，至出口含水率80%，入口按34.0 MPa壓力注0.1 PV氣段塞，再注0.1 PV水段塞，交替4個周期后，一直注水驅至不出油為止，測N2與水交替注入驅采收率，注入速度0.20 mL／min。

4 測試結果

4.1 注水驅替實驗研究

并聯巖心抽真空后飽和地層水，用脫氣原油驅水，再用地層原油驅替，至不出水、氣油比穩定為止，建立束縛水飽和度，低滲巖心為41.18%、高滲巖心為32.76%。建立起束縛水和含油飽和度后，入口按34.0 MPa壓力注水驅替，至巖心出口含水率98%，測水驅采收率，低滲巖心為30.01%、高滲巖心為75.4%、綜合采收率為55.77%。圖2、3繪出了水驅實驗采出程度和含水量隨注入孔隙體積倍數的變化曲線，可以看出，高滲巖心驅替效率高，而低滲管效率較低，主要原因是受滲透率非均質性的影響，注入水主要進入高滲巖心管驅油，并很快從高滲巖心管突破且含水率上升較快，高含水采油期長。

圖2 水驅實驗采出程度隨注入空隙體積倍數變化曲線

圖3 水驅實驗含水率隨注入空隙體積倍數變化曲線

4.2 注N2驅替實驗研究

在建立起束縛水和含油飽和度后，進行衰竭實驗，壓力由地層壓力34.0 MPa衰竭至飽和壓力18.41 MPa，測試衰竭采收率低滲巖心管為2.13%、高滲巖心管為2.48%、綜合采收率為2.33%；衰竭實驗后，入口按34.0 MPa壓力注水驅替，根據BZ25-1的實際生產情況確定水驅至巖心出口含水率在80%左右，然后在18.0 MPa條件下轉注N2，測試注N2驅累計采收率低滲巖心管為23.86%、高滲巖心管為77.40%、綜合采收率為54.25%。

注N2驅實驗采出程度和含水率隨注入孔隙體積倍數的變化曲線如圖4、5所示，從實驗結果可以看出，高滲巖心管驅替效率較水驅高，而低滲巖心管效率則較低，綜合采出程度略低于水驅。分析原因：注N2易從高滲管突破，低滲管難以驅替，注N2增加波及效率的特點主要體現在縱向上，對于水平填砂管難以體現，N2從高滲管突破后，反而降低了低滲管的驅油效率，因此綜合采收率較水驅略低。

圖4 注N2驅實驗采出程度隨注入孔隙體積倍數變化曲線

圖5 注N2驅實驗含水率隨注入孔隙體積倍數變化曲線

4.3 氣水交替驅替實驗研究

在建立起束縛水和含油飽和度后，進行衰竭實驗，壓力由地層壓力34.0 MPa衰竭至飽和壓力18.41 MPa，測試衰竭采收率低滲巖心管為2.36%、高滲巖心管為2.43%、綜合采收率為2.40%；衰竭實驗后，入口按34.0 MPa壓力注水驅替，根據BZ25-1的實際生產情況確定水驅至巖心出口含水率在80%左右，交替注入0.1 HPV的N2和水段塞3組，再連續注N2，測試氣水交替驅采收率低滲巖心管為34.77%、高滲巖心管為78.16%、綜合采收率為59.40%。氣水交替驅實驗采出程度和含水率隨注入孔隙體積倍數變化曲線如圖6、7。

圖6 氣水交替實驗采出程度隨注入孔隙體積倍數變化曲線

從實驗結果可以看出，氣水交替驅在一定程度上能改善流度比，降低滲透率非均質性帶來的影響，增加驅油效率。

圖7 氣水交替驅實驗含水率隨注入孔隙體積倍數變化曲線

5 結論

1）水驅實驗中高滲管比低滲管驅替效率高，注入水進入高滲管驅油，很快從高滲管突破且含水率上升快，高含水采油期長。在非均質儲層中，可考慮改善流度比、封堵高滲帶、提高低滲帶波及效率。

2）注N2易從高滲管突破，低滲管難以驅替，N2從高滲管突破后，降低了低滲管的驅油效率，綜合采收率較水驅略低。

3）氣水交替驅在一定程度上能改善流度比，降低滲透率非均質性帶來的影響，增加驅油效率。

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Indoor experimental research
on N2-alternating-water injection of BZ25-1 oilfield

ZHENG Jilong1，WENG Dali1，MIAO Yuqi2，CHEN Ping1，SONG Zhixue1，LIJuan1
1.CNOOC EneTech-Drilling＆Production Co.，Tianjin 300452，China 2.Research Institute of Petroleum Engineering and Technology of Sinopec Henan Oilfield Company，Nanyang 473000，China

After long-time water-flooding exploitation，BZ25-1 oilfield has entered the later stage of high-water-cut exploitation and thewater drive recovery efficiency is rather low.Based on the analysis of the oil recovery enhance-mentmechanism by means of water-alternating-gas injection，and physicalmodel experiment，this paper put for-ward themethod of adopting N2-alternating-water injection for achieving high-water-cut production of BZ25-1 oil-field.The experimental results show that，compared with the purewater-flooding oil recovery，the oil recovery real-ized by N2-alternating-water injection may increase by 3.63%.Due to the influence of anisotropy of permeability，the injected watermainly enters the oil layer with high permeability and quickly breaks through the oil layer with high permeability，and the water cut rises rapidly.Because the N2reduces the oil displacement efficiency of low permeable formation when it breaks through the oil layer with high permeability，the recovery efficiency after injec-ting the N2is lower than injectingwater.N2-alternating-water flooding can improvemobility ratio，reduce the effects of heterogeneity of the permeability and increase oil displacement efficiency.

nitrogen；displacement experiment；water-gas alternation；low-permeability reservoir；BZ25-1 Oilfield；oil recovery

TE375.45

A

1009-671X（2015）02-058-03

10.3969／j.issn.1009-671X.201406011

2014-06-16.

日期：2015-03-25.

國家科技重大專項基金資助項目（2011ZX05024-002-001）.

鄭繼龍（1987-），男，工程師.

鄭繼龍，E-mail：jilong296＠sina.com.

http：／／www.cnki.net／kcms／detail／23.1191.u.20150325.1313.016.html