第22卷第2期實(shí)驗(yàn)力學(xué)2007年4月JOURNAL OF EXPERIMENTAL MECHANICS文章編號(hào):1001-4888(2007)020161-05天然氣驅(qū)長(zhǎng)巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究張艷玉,陳鋼2,何魯平2,李洪君,聶法健(1.中國石油大學(xué),山東東營(yíng)257061;2.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京100083)摘要:低滲透油藏注水開發(fā)效果差、采收率低,而采用氣驅(qū)技術(shù)是動(dòng)用此類難采儲(chǔ)量的有效方法之一。本文利用長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?進(jìn)行了物理模擬硏究,得到了該油藏在純氣驅(qū)、純水驅(qū)、完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)、原始狀態(tài)下氣水交替驅(qū)和油藏目前注水倍數(shù)下氣水交替驅(qū)等方式下的采收率和壓力等變化情況,為油藏選擇合理的開采方式提供了依據(jù),并且為進(jìn)一步的數(shù)值模擬工作提供了基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。關(guān)鍵詞:長(zhǎng)巖心;天然氣驅(qū);采收率;物理模擬中圖分類號(hào):TE341文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A0前言低滲透油藏的儲(chǔ)量是難采儲(chǔ)量的主要部分,如何提高低滲透油藏采收率已成為當(dāng)務(wù)之急。低滲透油藏采用注水開發(fā),往往面臨注水壓力不斷升高、油井供液不足、產(chǎn)量遞減快、采油速度低等情況。而注氣提高采收率的方法具有很多優(yōu)越性,尤其對(duì)于低滲透儲(chǔ)層、正韻律儲(chǔ)層可以大大提高采收率。然而,采用不同的注入方式,其采收率會(huì)不同。本文通過室內(nèi)長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn),分析各種驅(qū)替方式的驅(qū)油效率,氣水交替驅(qū)的合理段塞,驅(qū)替過程中的動(dòng)態(tài)特征及其影響因素,為油藏選擇合理的開采方式提供依據(jù)1油田地質(zhì)及開發(fā)概況某油田油藏埋藏深(2200~2500m)、儲(chǔ)層物性差,低孔(平均16%)、低滲(平均40×103pm2),非均質(zhì)性嚴(yán)重,原油性質(zhì)好,低粘度(0.52MPa·s(76℃))、低密度(0.8255t/m3),中間烴含量高(20%45%),原油收縮率大(40%~60%),溶解氣油比高(185~300m3/t),屬揮發(fā)、弱揮發(fā)性輕質(zhì)原油油田開采初期采用注水開發(fā),已經(jīng)進(jìn)入中含水開發(fā)的產(chǎn)量遞減階段。截止到2002年6月,該油田原油采出程度是14.9%,天然氣采出了31.6%;注采比達(dá)到1.6;注入水體積是烴類孔隙體積的0.33倍;平均地層壓力仍在飽和壓力以上,目前的地層壓力預(yù)計(jì)在20MPa左右,地層溫度約為76℃經(jīng)過提高采收率方法的篩選,判定該油田不適合于化學(xué)驅(qū)方法,而注天然氣驅(qū)成為提高采收率的首選方式2長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的準(zhǔn)備驅(qū)替實(shí)驗(yàn)主要包括油、氣、水及巖心樣品準(zhǔn)備,模型孔隙體積測(cè)定,造束縛水,原油樣品飽和及老化,溶劑驅(qū)替原油以及模型清洗等幾個(gè)步驟收稿日期:2007-01-08;修訂日期:2007-0324基金項(xiàng)目:本文為中國石油股份公司科技攻關(guān)項(xiàng)目:“注氣機(jī)理及方案優(yōu)化研究”的部分內(nèi)容(項(xiàng)目合同號(hào):020106-1)通訊作者:張艷玉(1963-)女,博士,教授,現(xiàn)在中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院從事油藏工程的教學(xué)和研究工作實(shí)驗(yàn)力學(xué)(2007年)第22卷在長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)中,使用鉛管密封代替了過去的氟橡膠套密封,解決了過去經(jīng)常出現(xiàn)的膠套容易損壞的問題,并大大降低了實(shí)驗(yàn)成本在地層溫度及飽和壓力下完成了地面油氣樣品的室內(nèi)物理配樣;地層水、注入水室內(nèi)配樣;巖心樣品切割、洗油、孔滲數(shù)據(jù)測(cè)定,巖心組的組裝等工作2.1長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置的準(zhǔn)備實(shí)驗(yàn)裝置為加拿大DBR公司制造的長(zhǎng)巖心驅(qū)替裝置。最高工作壓力及溫度為68.9MPa和150℃,巖心最長(zhǎng)可達(dá)1m。整個(gè)系統(tǒng)主要由注入系統(tǒng)、巖心夾持系統(tǒng)和采出系統(tǒng)組成,三個(gè)系統(tǒng)為獨(dú)立的板塊結(jié)構(gòu)。圖1是巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖。包封的巖心在高壓巖心夾持器上,液壓油裝在巖心和巖心夾持器之間的環(huán)形空間,實(shí)驗(yàn)是在保持高于巖心內(nèi)部實(shí)驗(yàn)壓力的封閉壓力下進(jìn)行的。在系統(tǒng)末端用回壓調(diào)節(jié)閥保持實(shí)驗(yàn)壓力。積測(cè)孔T工長(zhǎng)巖芯夾持器回高:T工工下[計(jì)量系了[薰[計(jì)」圖1長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig 1 Flow chart for long- core flow test2.2長(zhǎng)巖心模型的準(zhǔn)備①巖石組基本參數(shù)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)長(zhǎng)巖心組總長(zhǎng)度為98.652cm,平均滲透率46.2×103pm2,平均孔隙度18.2%,巖心直徑54cmo②巖石段排列計(jì)算公式L= Li +L2K Ki,Kk+…+k使用滲透率調(diào)和平均的方式排列每塊巖心的順序,代替了過去按滲透率大小排列巖心段的方法,使巖心的排列更加合理2.3地層原油的準(zhǔn)備井流物特性參數(shù):死油密度0.8123g/cm3,分子量179.6,氣油比129.9m23/m3,體積系數(shù)1.447m3/m3,飽和壓力172MPa(76℃),C1+特性,相對(duì)密度0.856,分子量258.9。井流物組成見表1表1井流物組成Tab 1 Composition of well stream份摩爾百分?jǐn)?shù)(mo%)組份摩爾百分?jǐn)?shù)(md%)組份摩爾百分?jǐn)?shù)(mol%)組份摩爾百分?jǐn)?shù)(mo%)1.313.78C3.044.6721.18第2期張艷玉等:天然氣驅(qū)長(zhǎng)巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究1632.4地層水和注入水的準(zhǔn)備在計(jì)量站分離器和注水站水罐中取地層水和注入水若干,在實(shí)驗(yàn)室用濾膜分別過濾8次。最后取水樣進(jìn)行水質(zhì)分析,配制了地層水及注入水?；緟?shù)見表2。表2地層水及注入水組成Tab 2 Compositions of formation water and injection water地層水礦化度(mg/D注入水礦化度(mg/NaK31353109141249142106HCO31131總礦化度(mg/l)2.5注入氣的準(zhǔn)備注入氣的組成見表3。表3注入氣組成Tab 3 Composition of injection gas組成(mol%)組份組成(mol%組成(mol%)1.95微0.170.2MW:19.8;Tpc(K):212.3。3長(zhǎng)巖心注天然氣驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究3.1實(shí)驗(yàn)的相似條件本物理模擬相似條件基于以下基本設(shè)想:①驅(qū)替過程是等溫的②油和水兩相互不混相,達(dá)西定律對(duì)油和水分別成立;③地層是均質(zhì)和等厚的④地層固體介質(zhì)和流體是微可壓縮的⑤束縛水和殘余油飽和度在全流場(chǎng)是均勻的,流體粘度保持不變3.2長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果在地層條件下完成以下五組長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn):①純氣驅(qū),②純水驅(qū),③完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū),④原始狀態(tài)下氣水交替驅(qū),⑤油藏目前注水倍數(shù)下氣水交替驅(qū)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。表4長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表Tab 4 Result of long-core flow test完全水驅(qū)后目前水驅(qū)倍數(shù)后初始狀態(tài)下驅(qū)替方式水驅(qū)氣驅(qū)氣水交替驅(qū)氣水交替驅(qū)氣水交替驅(qū)最終驅(qū)油效率(OOIP%)58.765.062.164.5從長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出,氣驅(qū)采收率比水驅(qū)采收率提高了6.3%,目前水驅(qū)倍數(shù)后氣水交替驅(qū)采收率比水驅(qū)采收率可提高5.8%四種氣驅(qū)開發(fā)方式的采收率明顯高于水驅(qū)開發(fā)方式的采收率。四種氣驅(qū)開發(fā)方式的采出程度隨注入烴類孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系見圖2。由圖2可以看出,完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)的開發(fā)效果較差,而其余三種氣驅(qū)開發(fā)方式在總注入量為烴類孔隙體積1.2倍后均達(dá)64實(shí)驗(yàn)力學(xué)(2007年)第22卷需要指出的是,長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究是在室內(nèi)一維模型中進(jìn)行的。該項(xiàng)研究關(guān)心的是在同一模型及條件下不同驅(qū)替方式的驅(qū)替效率之間的差異,以及不同的動(dòng)態(tài)特征和影響因素,而驅(qū)替效率的絕對(duì)值則并無太大的意義。對(duì)實(shí)際油藏來說要通過數(shù)值模擬對(duì)綜合性的室內(nèi)注氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合之后,再綜合考慮油藏地質(zhì)條件、滲流特性波及體積、水氣資源、生產(chǎn)能力及注入能力驅(qū)油效率、注氣周期、注氣量、注氣速度、氣一水比及段塞尺寸、井網(wǎng)分布以及釆油工藝和地面工程設(shè)施等綜合因素,才能制定出合理的注氣開發(fā)方案。前水驅(qū)倍數(shù)后水氣交替驅(qū)一·完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)氣水交替驅(qū)600.52.5注入烴類孔隙體積倍數(shù)(HCPV)圖2四種氣驅(qū)開發(fā)方式采出程度隨注入烴類孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系圖Fig. 2 Variation of recovery factor with HCPV under four types of gas flooding3.3驅(qū)替實(shí)驗(yàn)生產(chǎn)壓差從長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的生產(chǎn)壓差來看,水驅(qū)及氣水交替驅(qū)生產(chǎn)壓差隨驅(qū)替進(jìn)行逐漸升高且無走平或下降的趨勢(shì)(圖3),氣驅(qū)的生產(chǎn)壓差隨驅(qū)替的進(jìn)行逐漸下降(圖4)。完全水驅(qū)后的氣水交替驅(qū)在驅(qū)替到2.39倍烴類孔隙體積時(shí),壓差已達(dá)到6.0MPa;驅(qū)替到2.74倍烴類孔隙體積時(shí),壓差則達(dá)到7.31MPa;出現(xiàn)注入困難,這應(yīng)該引起高度重視。分析原因?yàn)?氣水流度差異較大,造成了氣的指進(jìn),形成部分水的“圈閉”,毛管效應(yīng)和賈敏效應(yīng)也增強(qiáng),從而形成生產(chǎn)壓差的升高。876出口2HCPV圖3完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)生產(chǎn)壓差與烴類孔隙體積關(guān)系曲線(出口壓力24MPa,76℃)Fig 3 Variation of pressure drop with HCPV during WAG flooding after water drivePressure at outlet is 24MPa, temperature is 76C)第2期張艷玉等:天然氣驅(qū)長(zhǎng)巖心室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究07彐0.5HCPV圖4氣驅(qū)生產(chǎn)壓差與烴類孔隙體積的關(guān)系曲線(出口壓力24MPa,76℃)Fig. 4 Variation of pressure drop with HCPV during gas flooding(P,essure at outlet is 24MPa, temperature is 76C)4結(jié)論及建議通過以上研究可以得出如下結(jié)論:(1)注氣相對(duì)于注水開發(fā)可以較大幅度地提高低滲油藏的采收率(2)在純氣驅(qū)、完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)、原始狀態(tài)下氣水交替驅(qū)、目前注水倍數(shù)下氣水交替驅(qū)四種開發(fā)方式中完全水驅(qū)后氣水交替驅(qū)的開發(fā)效果較差,而其余三種氣驅(qū)開發(fā)方式效果較好,均在總注入量為烴類孔隙體積的1.2倍時(shí)達(dá)到較高的采收率(3)對(duì)于氣水交替驅(qū),生產(chǎn)壓差隨著驅(qū)替進(jìn)行而升高,出現(xiàn)注入困難,現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí)應(yīng)引起高度重視。參考文獻(xiàn):[1] Kai Luo, Shi Li, Xitan Zheng, et al. 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China University of Petroleum, Shangdong 257061, China;2. Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, ChinaAbstract: The efficiency of oil recovery with water flooding process is poor in low-permeability oilreservoirs. In contrast, gas flooding is a more efficient technology to recover the reserve of suchreservoirs. In this paper, the experiments of physical model is performed using the long-core flowtest,and the variations of recovery factor and pressure are obtained under the different floodingprocesses, including pure gas flooding, pure water flooding, WAG after water flooding, WAG fromvery beginning and WAG at present reservoir situation. The research provides the principle forselection of reasonable development manner of low permeability reservoirs and basic data for furthernumerical simulation