縫洞型油藏氮氣驅替方式評價實驗

石陽志 秦天寶 王文進

摘 ? ? ?要：針對縫洞型油藏儲層非均質性嚴重、流體分布復雜、縫洞本身的多尺度性和連通多樣性的特點，對于后期高含水油藏，僅采用注水措施已難滿足開發需求，對油藏注氮氣能從機理上改善開發效果和提高原油采收率。因此通過不同驅替實驗，研究了氮氣驅替的注氣速度、原油黏度、不同水氣比例以及不同注氣方式對采收率的影響。結果表明：水驅后縫洞模型中存有部分剩余油，通過注氣后可以改善液體流動條件提高采收率;存在最佳注氣速度，使得氣體能夠進入裂縫與原油充分混合而不至于過早發生氣體突破;水氣交替驅替選用 1∶1時效果最好;對比非均質條件不同的注氣方式對采收率的影響可以看出，采用水氣交替和水氣混注的驅替方式能有效提高采收率。

關 ?鍵 ?詞：縫洞型油藏;氮氣驅替;注氣方式;采收率

中圖分類號：TE122.2 ? ? ? 文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）10-2194-05

Abstract： For the fracture-cavity reservoir， the heterogeneity of the reservoir is serious， the fluid distribution is complex， and the fracture-cavity reservoir has multi-scale and connectivity diversity. For the later high-water-bearing reservoirs， it is difficult to meet the development needs only by water injection measures. Nitrogen injection in the reservoir can improve the development effect and improve oil recovery from the mechanism.Therefore， through different flooding experiments， the effect of gas injection rate， crude oil viscosity， different water-gas ratio and different gas injection methods on oil recovery in nitrogen flooding was studied. The results showed that there was some residual oil in the fracture-cavity model after water flooding. After gas injection， the liquid flow conditions could be improved to improve the recovery factor. There was an optimal gas injection rate， which allowed the gas to enter the fracture and be mixed with the crude oil sufficiently， and gas breakthrough did not occur early; water-gas alternate flooding was best when 1： 1 was selected; comparing the effect of different gas injection methods on recovery factors under heterogeneous conditions， it was found that the water-gas alternate flooding and water-gas mixed flooding were effective way to improve recovery factor.

Key words： Fractured-vuggy reservoir; Nitrogen flooding;Gas injection method; Recovery factor

縫洞型碳酸鹽巖油藏的主要儲集空間是裂縫、溶蝕孔洞以及大型的溶洞，電性特征是縫洞尺寸差異大、極強的非均質性、縫洞形狀各不相同、復雜的縫洞接觸關系、油水分布難以判斷[1]。該種油藏的特點是規模大、產量高，但是埋藏深度較深，不易建立儲集體的空間屬性，以及諸多不利因素導致開發勘探該類難度極高，因此應該使用合理的開采成產方式進行后期開發。學者們對縫洞型油藏氣驅開展了諸多研究并取得大量成果。王雷等[2]研究了縫洞位置對水驅效果的影響以及注氣驅替孔洞中剩余油的可行性，闡述了注水和注氣對提高采收率的影響;蘇偉等[3]設計制作了二維可視化物理模型，基于此模型驗證縫洞型油藏水驅后期注氣速度、注氣方式、注氣井別對啟動剩余油效果的影響。針對縫洞型油藏的儲集特征，研究油藏不同驅替方式對采收率的影響和驅替過程中的動態變化，以及注氣速度、水氣比例對采收率的影響。借助多組驅替實驗研究，分析縫洞型油藏有效提高采收率的方式，準確指導現場合理開采縫洞型碳酸鹽巖油藏。

1 ?實驗裝置及步驟

1.1 ?實驗裝置

圖1為注氮氣驅替實驗的裝置流程圖[4]，其中的核心裝置有：氮氣瓶、手動計量泵、高壓計量泵、高壓微量泵、中間容器、全直徑夾持器、油氣分離器、壓力傳感器、電子天平等。其中ISCO計量泵能精準地計量注入巖心中的氣量和水量，氣體流量計則是可以準確計量產出的氣量。80 MPa為該儀器的最大壓力。

1.2 ?實驗條件

實驗在25 ℃的條件下進行，使用的模擬的地層油是原油與煤油通過一定的配比制作而成，黏度與地層油相同;所使用的模擬的地層水以及注入水是通過蒸餾水配制而成。

1.3 ?實驗步驟

1）首先是制作縫洞模型。使用煤油等清洗能夠對做完實驗的模型二次使用，先用煤油清洗，再用石油醚清洗，然后烘干即可。

2）在全直徑夾持器中裝上縫洞巖心并且抽真空，在飽和模擬地層水后測定滲透率和孔隙體積，見表1。

3）計算原始含油體積和束縛水飽和度。模擬井底壓力是通過設置30 MPa的回壓在巖心出口位置，以一定速度用模擬地層油驅替巖心至出口端不出水，運用驅出的水量計算結果。

4）把驅替介質注入巖心開展水驅實驗。標注驅替過程中各時間點的產出水油氣的量、注入介質的體積和記錄壓力的趨勢，不出油時結束驅替。

5）把氮氣注入巖心開展氣驅實驗。標注驅替過程中各時間點的產出水油氣的量和注入氮氣的體積以及記錄壓力的趨勢，不出油時結束驅替。

2 ?結果及分析

2.1 ?注水后轉氣驅模擬實驗

該實驗在進行氮氣驅油前先經過注水驅替，基于縫洞物理模型，測定并計算水驅采收率和注水后氣驅采收率，研究分析不同驅替方式對采收率的影響，對開采縫洞型碳酸鹽巖油藏提供指導和幫助。

本組實驗方案為：在含水率達到98%前水驅替油速度為1.0 mL·min-1，緊接著以0.5 mL·min-1的速度氣驅油直到模型出口位置不出油。圖2為注入量與采出程度、含水率關系曲線。

第一步是對縫洞模型開展水驅實驗，以 ? ? 1.0 mL·min-1的速度進行驅替，無水采收率16%，采收率在水驅完成時刻為22%，在出水端見水后含水率上升速率提升。含水率為98%后，驅替方式由水驅改成氣驅，改變后采收率上升30.83%，采出程度最終結果為52.18%。從圖2可知，驅替方式換成氣驅后，采收率變化趨勢可以看出提高一個臺階。從結果可以看出，受縫洞型油藏嚴重的非均質性的影響，見水快導致水驅過程中采出程度較低，然而由于油氣水三相在縫洞模型中的作用，并且水油流度比在注氣后受到了變化，儲層特性以及流體性質會影響原油的采出程度。

2.2 ?氮氣驅模擬實驗

該組實驗借助縫洞物模研究注氣量和采出程度在氮氣驅中的關系，并分析氮氣驅替的影響因素[5]。

2.2.1 ?原油黏度的影響

氮氣驅油實驗分別針對稀油和稠油進行兩組，圖3為不同黏度原油采出程度與注氣量關系曲線。從圖3中可以看出，在相同注氣速度的條件下，氣驅稀油采出程度的趨勢略高于氣驅稠油的采出程度，最終采出程度卻非常接近。由此可得，在縫洞型油藏中氣體由于易突破會對采收率影響較大。對比該組實驗和水驅后轉氣驅實驗可以看出，相同縫洞模型、相同驅替速度的條件下單純氣驅采收率低于水驅后轉氣驅。

2.2.2 ?注氣速度的影響

該組實驗分別使用各注氣速度對縫洞物模進行氣驅油實驗，原油黏度為50 mPa·s，選取的注入速度分別是0.5、1.0 、1.5 、2.0 mL·min-1。

通過實驗結果可以看出，氣驅油采收率很大程度上受注氣速度的影響，氣驅油過程中存在一個注氣速度可以令氣體在不產生過早突破的前提下，克服較大阻力進入小尺寸裂縫連接的孔洞，即最佳注氣速度。然而注入壓力會隨著注氣速度的提高而不斷升高，導致氣體短時間內突破，同時無法與原油充分的混合進一步影響降黏作用，從而使最終采收率受到負面影響，因此在相同注氣量的條件下，應該選取合適的注入速度以確保開采效果最好。

2.3 ?水/氮氣交替驅油實驗

水氣交替驅定義為：對于整體而言，在一口井同時注入水和氣。注入氣相段塞和水相段塞為水氣交替周期的定義。借助水氣交替注入能夠提高水驅波及體積，以及注氣后會產生油氣水三相混合流動帶，該混合流動帶的作用是提高驅油效率以及有效減少水驅過后的油層殘余油飽和度，因此水氣交替驅廣泛應用于現場試驗中。

該組實驗選用的3組水氣比是1∶3、1∶1、 ?3∶1，借助3組實驗的數據對比優選出最佳的水氣比例。實驗首先通過驅替速度為1.5 mL·min-1的速度水驅，接著以同樣的速度切換成氮氣進行驅替，以0.1 PV作為基礎注入段塞。在快速的切換水驅和氮氣驅的條件下開展實驗，不出油時即停止實驗。記錄實驗過程中的采出的油氣水三相的體積和水氣交替驅替中水氣的注入量等。

通過以上實驗數據能夠看出，當水氣比為3∶1時，采出程度較高，注入水后首先呈現的基本是純水驅的典型特征，卻在一定程度上影響到后續的注入氣體段塞，水氣比較大會使得生產井提前見水，而累積采出程度則會在見水后遞減。可以有效抑制含水率升高的驅替方式為水氣交替驅替，隨著注入的氣體段塞增多，產水率也逐步下降，但是段塞數與產水率成反比關系。

2.4 ?水/氮氣混合驅油實驗

該組實驗選用3組水氣比分別為1∶3、1∶1、3∶1，來研究不同水氣比混合驅替對原油采出程度的影響，優選出最佳比例。以1.5 mL·min-1作為水氣混注驅替速度，不出油時即停止實驗，記錄實驗過程中采出的油氣水三相的體積和注入的水氣的量等數據。

從圖7能夠得知，采出程度不受水氣比的影響，不管水氣以何種比例混注，采出程度都與注入量成正比關系。隨著注入量的不斷增高，曲線的走向逐漸趨于平緩，即累積采出程度接近于穩定值。從圖7可以看出，在3組實驗里累積采出程度的峰值在水氣比1∶1時出現，最大值為80.5%。

從含水率和注入量的關系圖可以看出不同比例混合水氣驅替時含水率的變化情況。通過3組實驗顯示出的同一類型的結果可以看出，在縫洞型油藏結構的非均質性的影響下，油藏只要出現見水，含水率就會大幅度上升。

實驗過程中記錄的數據表明，水氣比為3∶1、1：1、1∶3分別對應的見水時的注入量是0.15、0.3、0.6 PV，可以看出實驗中注入的水氣比和見水時間成正比，水氣比越大見水越早。綜合可知，水氣混注驅替選水氣比為1∶1效果最佳。

2.5 ?不同驅替方式對采收率的影響

對相同縫洞模型的不同驅替方式產生的結果進行對比分析，通過同樣的縫洞物理模型、同樣的原油黏度以及同樣的驅替速度開展實驗，實驗采用的原油黏度和基礎數據與水氣交替驅替實驗相同。不同注入方式采出程度柱狀圖見圖8。不同注入方式采出程度與注入量關系曲線見圖9。

對比以上4種不同注入方式產生的實驗結果能夠得知，縫洞型油藏采用純氣驅的采出程度為46.5%，低于水驅轉氣驅的采出程度，即52.18%;在水氣交替驅替中水氣比為1∶3的情況下采出程度高于相同水氣比的水氣混注驅替的采出程度。通過對比可以看出幾種驅替方式中，效果最好的為水氣交替驅油，僅次于該種方式的是水氣混注驅替。產生這種結果的原因是，由于縫洞型油藏優勢通道會受到水氣交替驅和水氣混注驅產生的阻力，從而使驅替介質驅出更小的裂縫中的原油。水油流度比會受到水氣交替驅的影響從而降低，以此來增加水驅波及體積，同時交替注入水氣也能夠使氣相的滲透率降低，氣體的流度也因此下降，避免產生氣竄現象，綜合上述作用，達到了提高水驅最終的采收率的目的。

3 ?結 論

1）水驅無法波及孔隙內部的油，借助氮氣驅能有效地將其驅替出來，所以水驅后轉氣驅是提高采收率的有效方式。

2）氮氣驅替受到原油黏度以及注氣速度的影響，實驗結果表明氮氣驅稀油采收率比稠油高，同時存在最佳的驅替速度，在相同注氣量的條件下，應該選取合適的注入速度以確保開采效果達到最優。

3）通過水氣交替驅替以及水氣混注驅替實驗，可以看出最佳水氣比是1∶1，采出程度也在該比例時出現峰值;另外還分析得出注入的水氣比與見水時間成反比，即水氣比越大見水越快，見水使采出程度下降。

（4）對相同縫洞模型的不同驅替方式進行實驗分析表明，采出程度最大的是水氣交替和水氣混注驅替，其次是水驅后轉氣驅，最低的是氮氣驅，其中水氣交替驅的效果最好。

參考文獻：

[1]涂興萬.碳酸鹽巖縫洞型油藏單井注水替油開采的成功實踐[J].新疆石油地質2008，29（6）：735-736.

[2]李金宜，姜漢橋，李俊健，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注氮氣可行性分析[J].內蒙古石油化工，2008（23）：84-87.

[3]程倩，李曦鵬，劉中春，等. 縫洞型油藏剩余油的主要存在形式分析[J]. 西南石油大學學報（自然科學版），2013（4）：22-28.

[4]KANTZAS A， NIKAKHTAR B， DE WIT P， et al. Design of a gravity assisted immiscible gas injection program for application in a vuggy fractured reef[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology， 1993， 32 （10）： 15-23.

[5]趙宇.低滲透油田CO2/水氣交替驅室內實驗研究[D].大慶：東北石油大學，2011.