基于多輪次注采滲流實驗分析的揮發性油藏儲氣庫建庫可行性評價

劉 偉 王群一 孫彥春 高廣亮 何海燕 賈 倩 向祖平 雷函林 劉哲知

1.中國石油冀東油田公司勘探開發研究院 2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院

0 引言

地下儲氣庫不僅能夠提高供氣可靠性、實施戰略儲備，而且能夠起到調峰和協調供給需求的作用[1-3]。從世界范圍來看，氣藏型儲氣庫占比達到了78%[4-5]，而油藏型儲氣庫僅占5%左右，但是由于油藏型儲氣庫兼具提高原油采收率及儲存天然氣兩大作用，目前受到了國內外專家的廣泛關注[6-7]。油藏型儲氣庫的地質對象是已開發過的油藏，圈閉面積、儲層厚度、蓋層密封性、油藏物性、油井產能等特點已經得到準確掌握，不用進行勘探，可以節約投資[7-8]。國外研究表明，含水率大于90%的油藏最適合建庫。1976年美國紐約城 和恩巴特油田開創了“儲、注氣提高采收率”先河并取得了巨大成功。

我國儲氣庫的建設起步較晚，目前研究主要集中在枯竭氣藏和凝析氣藏建庫，而油藏建庫遠比氣藏建庫復雜[9]。油藏改建儲氣庫需通過地層氣—油和氣—水多周期互驅建庫（尤其目標油藏為揮發性油藏時），建庫過程存在多周期相態變化、多周期滲流能力變化等復雜過程，需采用多類型物模實驗揭示建庫過程中的滲流規律，落實氣驅采油協同建庫可行性[10]。但是目前國內外針對油藏型儲氣庫滲流特征、相態變化特征、建庫可行性等方面的研究較少，嚴重制約了油藏型儲氣庫的發展，因此亟待針對油藏型儲氣庫的特點開展相關技術攻關研究[11-13]。本文擬通過開展多周期注采相滲實驗測試、長細管混相壓力實驗測試，結合油氣相態實驗與氣驅油多周期注采實驗，分析明確油藏型儲氣庫建庫可行性及建庫過程中的滲流規律，為油藏型儲氣庫建設提供技術支持。

1 實驗方法

研究目標油藏是冀東油田經過水驅后帶有邊水的揮發性斷塊油藏，儲層非均質性較嚴重。在建庫開始前，由于注水及邊水侵入，油藏水淹嚴重，因此，在建庫過程中，天然氣經過了多輪次注采，這個過程中存在油—氣或水—氣互驅情況。通過開展多周期注采相滲實驗、多周期注采相態實驗、多周期注采一維物模實驗，明確油藏型儲氣庫建庫可行性及建庫過程中的滲流規律。

1.1 儀器設備

主要儀器設備：高溫高壓PVT儀（圖1）、色譜儀（氣相、油相）、全自動泵、長細管（圖2）、多功能巖心驅替裝置、巖心夾持器、中間容器（容積500 mL，耐壓 70 MPa）、回壓閥（耐壓 70 MPa）、氣體流量計。其他輔助設備包括氣瓶、壓力表、六通閥門、高壓管線、量筒、高精度電子天平等。

圖1 DBR-PVT實驗設備及流程圖

圖2 細管實驗設備及流程圖

1.2 實驗樣品

實驗用水：模擬地層水，總礦化度5 462 mg/L，為碳酸氫鈉水型。

實驗用油：油藏實際產出原油，常溫下原油黏度 1.78 mPa·s，原油密度 0.825 g/cm3。

實驗用氣：復配輸氣管道氣源，甲烷含量94.3%，乙烷含量3.4%，氮氣含量1.9%，丙烷、二氧化碳等其他組分含量0.4%。

實驗巖心：取自目標油藏天然巖心，巖心參數見表1。

表1 巖心物性參數表

長細管：實驗用長細管裝置參數見表2。

表2 細管實驗參數表

1.3 實驗過程

1.3.1 目前地層壓力條件下原油高壓物性測試

①地層油樣的配制，需要確定復配原油溶解氣油比與生產氣油比（149.49 m3/m3）一致。②在地層壓力（23.5 MPa）、油藏溫度（150 ℃）下將一定量的活油轉入PVT筒中，記錄活油體積。緩慢降壓，當出現第一個氣泡時，記錄此時壓力為泡點壓力。③將PVT筒中活油分離，記錄氣體、原油體積，求得氣液比。④測量分離原油質量，根據活油體積求得活油的密度。

1.3.2 原油注氣溶解膨脹實驗

①將一定體積配制好的活油在油藏溫度壓力條件下轉入DBR-PVT筒中。②按空氣與原油摩爾百分比推算每次需加入的油藏條件氣體體積。③按計算好的氣體體積加入量依次向PVT筒中加入天然氣，然后加壓攪拌溶解，待氣體完全溶解達到飽和并穩定0.5小時后測定泡點壓力、體積膨脹量。

1.3.3 長細管最小混相壓力實驗

①采用石油醚對細管進行清洗，用氮氣將細管吹干，并在實驗溫度下烘干、抽真空。②將烘干的細管進行孔隙度測定，求出孔隙體積。③將細管在實驗溫度和壓力下用油飽和，將所需的氣樣充滿中間容器，并讓其在實驗溫度和壓力下保持平衡，并將回壓調節器的回壓值調節到實驗所需的壓力值。④用注入泵將氣樣以0.125 mL/min的速度進行驅替；在注入1.2 PV的氣樣后，結束驅替實驗。⑤采出油樣采用自動液體收集器每隔一定的時間進行計量。⑥改變工作壓力，重復上述過程。

1.3.4 多周期注采相態實驗

①將一定體積配制好的活油在油藏溫度壓力條件下轉入DBR-PVT筒中。②注氣過程測試：注入氣體至壓力高限35 MPa。測定每周期注氣后原油氣油比。③采氣到壓力低限20 MPa。取采出氣測定每次采出氣的氣相組分，取原油測量密度、氣液比。④重復注氣/采氣過程，重復上述過程（5周期）。

1.3.5 油—氣相滲測試實驗

①巖心飽和地層水，用油驅水的方法建立束縛水，計算巖樣含油飽和度和束縛水飽和度。②測定束縛水飽和度下的油相有效滲透率。③調整好出口體積計量系統，開始氣驅油（水），記錄各個時刻的驅替壓力、產油量及產氣量。④氣驅油至殘余油狀態，測定殘余油狀態下氣相有效滲透率。⑤重復油驅氣—氣驅油—油驅氣過程，直至3周期互驅結束。

1.3.6 水—氣相滲測試實驗

①巖心飽和地層水。②調整好出口體積計量系統，開始氣驅水，記錄各個時刻的驅替壓力、產水量及產氣量，計算巖樣含氣飽和度和束縛水飽和度，測定束縛水飽和度下的氣相有效滲透率。③重復水驅氣—氣驅水—水驅氣過程，直至3周期互驅結束。

1.3.7 多周期巖心注采實驗

①巖心飽和地層水。②飽和原油。③注水開發至目標油藏條件（根據油田提供資料，目前目標油藏平均含水率為63%）：恒速注水，當出口端含水率達到63%時關閉閥門，計算目前巖心內含水/含油飽和度。④礦場實際生產條件模擬：打開入口端閥門，生產至下限壓力（壓力低限20 MPa），停止實驗，分析計算產量。⑤儲氣庫注采實驗模擬：在衰竭式實驗基礎上，打開閥門入口端，開始恒壓注氣至目標壓力（壓力高限35 MPa）后，“燜井”12 h（期間關閉入口端閥門），燜井結束后打開入口端閥門進行注采模擬，直到壓力下降到下限壓力，計量油氣水的產量，氣體采用排空法計量，此過程期間出口端閥門常閉；重復注采過程5周期，直至不再產液。

2 實驗結果與分析

2.1 原油高壓物性分析

經過單次脫氣實驗，得到目前狀態下（地層壓力23.5 MPa、油藏溫度150 ℃）地下原油高壓物性。原始油藏原油高壓物性（在地層壓力40.6 MPa、油藏溫度150 ℃時）及目前狀態下原油高壓物性對比情況見表3。

表3 兩次取樣高壓物性對比表

經分析后可知：目標油藏為揮發性油藏，經過開發后地層壓力下降，地層原油脫氣，目前狀態下原油氣油比大幅度下降，泡點壓力降低。目前狀態下原油脫氣后，天然氣等輕質組分相對含量減少，導致原油中重質組分相對含量明顯增加，因此原油密度和黏度有所增加。

2.2 注入氣溶解改善原油物性能力分析

在目前油藏狀態條件下，向目前狀態下原油中注入不同量的天然氣，待全部溶解后確定泡點壓力，并繪制壓力—注入氣的P—X二元相圖（圖3），原油膨脹系數與注入氣溶解量關系（圖4），原油密度與天然氣溶解量關系（圖5）。

圖3 天然氣溶解量與飽和壓力關系圖

圖4 天然氣溶解量與原油膨脹系數關系圖

圖5 天然氣溶解量與原油密度關系圖

在一定范圍內隨著注入天然氣含量的增加，原油的泡點壓力不斷上升。在注氣過程中，隨著油藏能量的補給，地層壓力不斷增大，注入的氣體可以部分溶解于原油中，令原油體積膨脹。溶解氣量越大，原油體積膨脹量越大。原油的彈性勢能的增加，有利于原油的采出。當注入壓力達到35 MPa時（此時達到壓力高限），溶解氣摩爾百分數達到24.3%，原油溶解氣油比為240 m3/m3，天然氣溶解后原油體積膨脹系數為1.107。原油黏度、原油密度的變化與氣體溶解能力呈負相關，注天然氣越多，氣油比越大，原油黏度和密度越小，原油流動性更好。當注入壓力達到 35 MPa時，原油密度降低至 0.599 g/cm3。

2.3 多周期注采過程中原油組分及物性變化特征分析

在油藏溫度（150 ℃）、壓力高限（35 MPa）—壓力低限（20 MPa）條件下，開展多周期注采相態實驗，分析目前原油多周期注采相態變化特征。多周期注氣后氣相組分變化特征如圖6所示，多周期注氣后油相密度及黏度變化情況如圖7所示。

圖6 多周期注氣后氣相組分變化圖

圖7 多周期注氣后油相密度和黏度變化圖

由圖6、7可知：多周期注采后，原油依然能夠保持較好的流動性。在開采過程中，由于天然氣的抽提作用，部分C7+組分被抽提進入氣相。每周期注采后氣相中C7+組分含量高于中—重烴C11+組分，證明天然氣對油相中輕烴組分的抽提強度要強于對中—重烴組分的抽提。多周期注氣過程中，隨著注入周期的增加，天然氣抽提能力變弱，進入氣相的中—重烴類組分減少。多周期注采后輕烴組分更多地被抽提進入氣相，油相中重質組分相對含量增加，原油黏度及原油密度呈增加趨勢，但氣體溶解降黏作用使得原油黏度經多輪注采后仍小于注氣前原油黏度。多周期注氣后溶解氣油比變化（采氣后和注氣后）如圖8所示。

圖8 多周期注氣后溶解氣油比圖

由圖8可知：隨多周期注采進行，油相中烴類組分因為壓力降低進入氣相，原油溶解氣能力下降，溶解氣油比逐漸降低，證明多周期注采后所需墊氣量減少（溶解量減少），這一現象有利于多周期注采建庫。由于多周期注采后，油相中輕烴組分因抽提作用含量下降，原油體系與注入氣的相似相溶能力下降。

2.4 注入氣與地層原油最小混相壓力研究

根據目前狀態下地層原油泡點壓力（23.5 MPa），選取5個實驗壓力點進行細管實驗。不同實驗壓力下采收率隨注入孔隙體積倍數的變化規律如圖9所示。

圖9 細管實驗不同壓力下采收率圖

驅替效率隨實驗壓力的增加而不斷上升。結合最小混相壓力（MMP）的測定標準得到油藏原油與天然氣的最小混相壓力為36.2 MPa，在實驗壓力為36.2 MPa左右時驅油效率大于90%，呈現出混相特征。在實驗壓力為31.1 MPa時驅油效率大于80%，呈現出近混相特征。根據油田提供資料：目標油藏儲氣庫設計運行上限壓力為35 MPa，原油與天然氣的最小混相壓力大于儲氣庫運行上限壓力，因此在儲氣庫建庫過程中，注入氣不能與原油發生混相。但是，近混相壓力低于儲氣庫運行上限壓力，注入氣與原油能發生近混相，驅油效率較高，有利于建庫。

2.5 多周期注采過程中滲流規律研究

油—氣、氣—水互驅相對滲透率曲線測試結果如表4、圖10、圖11所示。其中Swi表示束縛水飽和度、Sgr表示剩余氣飽和度、Krg/Sgr表示殘余油下氣相相對滲透率、Swx表示等滲點飽和度，ED表示氣驅油/氣驅水效率。

表4 相滲曲線特征參數表

圖10 不同周期氣—油相對滲透率曲線圖

圖11 不同周期氣—水相對滲透率曲線圖

由圖10、11可知：①多周期注采中油相、水相仍保持較高的滲流能力，注氣可有效驅動原油、水。②隨著互驅周期的增加，氣相相對滲透率Krg、油相相對滲透率Kro、水相相對滲透率Krw降低。③隨著互驅周期的增加，兩相共流區減小，殘余氣飽和度上升，而殘余油飽和度、殘余水飽和度也略微上升。④隨著注采次數的增加，等滲點向左下方移動，等滲點對應的相對滲透率變小。⑤多周期注采過后，氣—油、氣—水界面往復運移，隨著注采周期的增加，滲流阻力增加，導致流體滲流能力降低，滲流區收窄。這是由于在互驅過程中，油相或水相與氣相的互驅會造成油/水失去連續性，分散成油滴/水滴分布于氣相中。這部分油滴/水滴在流動過程中易于滯留在孔喉內，由于賈敏效應對流動會造成一定阻力。巖心經多次互驅后，殘余氣飽和度呈上升趨勢。因此，在儲氣庫運行過程中，隨著注采周期的增加，氣庫殘余氣飽和度增加，一定程度上會造成儲氣庫庫容和運行氣量損失，注采能力下降，油、氣、水產出能力變弱[14]。

2.6 多周期注采建庫可行性研究

使用3號巖心開展室內物理模擬實驗，實驗結果如表5所示。

表5 巖心模型注采模擬結果數據

由表5可知：①自衰竭開發結束后，隨注采周期增加，巖心模型產油量逐步增加，后期趨于穩定。相較于后續輪次，第一次注采提高采收率幅度相對較大，這是由于：注入天然氣后能夠迅速起到油藏增壓、溶解降黏、原油膨脹等作用，從而提高了原油采收率[15]。根據前述實驗研究，隨著輪次的增加，注入氣改善原油物性能力、氣—油滲流阻力增加，使得采收率提高幅度下降。②對比注采模擬各階段巖心模型飽和度變化，自衰竭開發結束后，隨注采周期增加，巖心模型含油飽和度逐步降低，含氣飽和度逐步增加，并逐步趨于穩定。③原儲存油、水的地層孔隙空間逐步被氣體占據，儲氣及氣體滲流空間相應增加。衰竭開發結束后，巖心模型含油飽和度為37.3%，含氣飽和度為0；5次注采過后，巖心模型含油飽和度降至22.4%，含氣飽和度增至47.0%。綜上所述，在研究目標油藏實施多輪次注采后，在較大幅度提高采收率的基礎上同時能夠獲得較大儲集空間。

3 結論

1）目標油藏為揮發性油藏，原油與天然氣混相壓力為 36.2 MPa（高于設計上限壓力 35 MPa），注采過程中不能發生混相；但是，注入氣與原油能發生近混相，驅油效率較高，有利于建庫。

2）注入氣溶解能夠使原油黏度降低、體積膨脹，經五輪次注采后，天然氣抽提能力變弱，原油黏度降低幅度減小，注氣改善原油性質能力略有下降。

3）經過5輪次注采后，油和水仍保持較高的滲流能力，注氣可有效驅動原油和水；但經過5輪次注采后，氣油、氣水兩相共滲區變窄，滲流能力減弱，注入氣存在損失，氣驅油和水效率有一定下降。

4）相比于水驅，經過5輪次注采后，可提高原油采收率達20%，巖心內含氣飽和度達到47%，說明多周期注采后能夠形成較大庫容，且在此基礎上能夠大幅度提高采收率，在該類揮發性油藏建儲氣庫具有可行性。