天然氣驅長(cháng)巖心室內實(shí)驗研究

第22卷第2期實(shí)驗力學(xué)2007年4月JOURNAL OF EXPERIMENTAL MECHANICSApr.2007文章編號:1001-4888(2007)020161-05天然氣驅長(cháng)巖心室內實(shí)驗研究張艷玉,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(kāi)發(fā)研究院,北京100083)摘要:低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)效果差、采收率低,而采用氣驅技術(shù)是動(dòng)用此類(lèi)難采儲量的有效方法之一。本文利用長(cháng)巖心實(shí)驗模型,進(jìn)行了物理模擬研究,得到了該油藏在純氣驅、純水驅、完全水驅后氣水交替驅、原始狀態(tài)下氣水交替驅和油藏目前注水倍數下氣水交替驅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(kāi)采方式提供了依據,并且為進(jìn)一步的數值模擬工作提供了基礎數據。關(guān)鍵詞:長(cháng)巖心;天然氣驅;采收率;物理模擬中圖分類(lèi)號:TE341文獻標識碼:A0前言低滲透油藏的儲量是難采儲量的主要部分,如何提高低滲透油藏采收率已成為當務(wù)之急。低滲透油藏采用注水開(kāi)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,尤其對于低滲透儲層、正韻律儲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(guò)室內長(cháng)巖心驅替實(shí)驗,分析各種驅替方式的驅油效率,氣水交替驅的合理段塞,驅替過(guò)程中的動(dòng)態(tài)特征及其影響因素,為油藏選擇合理的開(kāi)采方式提供依據1油田地質(zhì)及開(kāi)發(fā)概況某油田油藏埋藏深(22002500m)、儲層物性差,低孔(平均16%)低滲(平均40×10-3pm2),非均質(zhì)性嚴重,原油性質(zhì)好,低粘度(0.52MPa·s(76℃))低密度(0.82551/m3),中間烴含量高(20%45%),原油收縮率大(40%~60%),溶解氣油比高(185~300m23/t),屬揮發(fā)、弱揮發(fā)性輕質(zhì)原油油田開(kāi)采初期采用注水開(kāi)發(fā),已經(jīng)進(jìn)入中含水開(kāi)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%;注采比達到1.6;注入水體積是烴類(lèi)孔隙體積的0.3倍;平均地層壓力仍在飽和壓力以上,目前的地層壓力預計在20MPa左右,地層溫度約為76℃。經(jīng)過(guò)提高采收率方法的篩選,判定該油田不適合于化學(xué)驅方法,而注天然氣驅成為提高采收率的首選方式。2長(cháng)巖心驅替實(shí)驗的準備驅替實(shí)驗主要包括油、氣、水及巖心樣品準備,模型孔隙體積測定,造束縛水,原油樣品飽和及老化溶劑驅替原油以及模型清洗等幾個(gè)步驟。中國煤化工CNMHG收稿日期:200701-08;修訂日期:2007-0324基金項目:本文為中國石油股份公司科技攻關(guān)項目:“注氣機理及方案優(yōu)化研究”的部分內容(項目合同號:020106-1)通訊作者:張艷玉(1963-)女,博士教授,現在中國石油大學(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)驗力學(xué)(2007年)第22卷在長(cháng)巖心實(shí)驗中,使用鉛管密封代替了過(guò)去的氟橡膠套密封,解決了過(guò)去經(jīng)常出現的膠套容易損壞的問(wèn)題,并大大降低了實(shí)驗成本。在地層溫度及飽和壓力下完成了地面油氣樣品的室內物理配樣;地層水注入水室內配樣;巖心樣品切割洗油、孔滲數據測定,巖心組的組裝等工作。2.1長(cháng)巖心驅替實(shí)驗裝置的準備實(shí)驗裝置為加拿大DBR公司制造的長(cháng)巖心驅替裝置。最高工作壓力及溫度為68.9MPa和150℃,巖心最長(cháng)可達1m。整個(gè)系統主要由注入系統、巖心夾持系統和采出系統組成,三個(gè)系統為獨立的板塊結構。圖1是巖心驅替實(shí)驗流程圖。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)驗是在保持高于巖心內部實(shí)驗壓力的封閉壓力下進(jìn)行的。在系統末端用回壓調節閥保持實(shí)驗壓力測孔壓千形工高計系瓶量系計量系[圖1長(cháng)巖心驅替實(shí)驗流程圖Fig. 1 Flow chart for long-core flow test2.2長(cháng)巖心模型的準備①巖石組基本參數驅替實(shí)驗長(cháng)巖心組總長(cháng)度為98.652cm,平均滲透率46.2×103m2,平均孔隙度18.2%,巖心直徑2.54cm。②巖石段排列計算公式L- L1+L2 +ly3+…++…+=K使用滲透率調和平均的方式排列每塊巖心的順序,代替了過(guò)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地層原油的準備井流物特性參數:死油密度0.8123g/cm3,分子量179.6,氣油比129.9m3/m3,體積系數1.447m3/m3,飽和壓力17.2MPa(76℃),C1+特性,相對密度0.856,分子量258.9。井流物組成見(jiàn)表1。表1井流物組成Tab 1 Composition of well stream組份摩爾百分數(mol%)組份摩爾百分數(mol%)組f中國煤化工摩爾百分數m%1.31CNMHGCa5.311.76C合計100.00第2期張艷玉等:天然氣驅長(cháng)巖心室內實(shí)驗研究1632.4地層水和注入水的準備在計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)驗室用濾膜分別過(guò)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狄?jiàn)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/l)注入水礦化度(mg/1)Na+ K31353109141249142106HCO3總礦化度(mg/l)2.5注入氣的準備注入氣的組成見(jiàn)表3表3注入氣組成Tab 3 Composition of injection gas組成(mol%)組成(mol%)組成(mol%)微1.02Cs0.17C183.270.800.108.510.29MW:19.8;Tpc(K):212.3。3長(cháng)巖心注天然氣驅替實(shí)驗研究3.1實(shí)驗的相似條件本物理模擬相似條件基于以下基本設想①驅替過(guò)程是等溫的;②油和水兩相互不混相,達西定律對油和水分別成立;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東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(cháng)巖心驅替實(shí)驗結果在地層條件下完成以下五組長(cháng)巖心驅替實(shí)驗:①純氣驅,②純水驅,③完全水驅后氣水交替驅④原始狀態(tài)下氣水交替驅,⑤油藏目前注水倍數下氣水交替驅。實(shí)驗結果見(jiàn)表4表4長(cháng)巖心驅替實(shí)驗結果表Tab4 Result of long-core flow test完全水驅后目前水驅倍數后初始狀態(tài)下驅替方式水驅氣驅氣水交替驅氣水交替驅氣水交替驅最終驅油效率(OOIP%)58.765.064.5從長(cháng)巖心驅替實(shí)驗結果可以看出,氣驅采收率比水驅采中國煤化工區倍數后氣水交替驅采收率比水驅采收率可提高5.8%,四種氣驅開(kāi)發(fā)方式CNMHG方式的采收率四種氣驅開(kāi)發(fā)方式的采出程度隨注入烴類(lèi)孔隙體積倍數的關(guān)系見(jiàn)圖2。由圖2可以看出,完全水驅后氣水交替驅的開(kāi)發(fā)效果較差,而其余三種氣驅開(kāi)發(fā)方式在總注入量為烴類(lèi)孔隙體積1.2倍后均達到較高的采出程度。164實(shí)驗力學(xué)(2007年)第22卷需要指出的是,長(cháng)巖心驅替實(shí)驗研究是在室內一維模型中進(jìn)行的。該項研究關(guān)心的是在同一模型及條件下不同驅替方式的驅替效率之間的差異,以及不同的動(dòng)態(tài)特征和影響因素而驅替效率的絕對值則并無(wú)太大的意義。對實(shí)際油藏來(lái)說(shuō),要通過(guò)數值模擬對綜合性的室內注氣實(shí)驗數據擬合之后,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)分布以及采油工藝和地面工程設施等綜合因素,才能制定出合理的注氣開(kāi)發(fā)方案。前水驅倍數后水氣交替驅一·完全水驅后氣水交替驅氣驅氣水交替驅0000注入烴類(lèi)孔隙體積倍數(HCPV)圖2四種氣驅開(kāi)發(fā)方式采出程度隨注入烴類(lèi)孔隙體積倍數的關(guān)系圖Fig. 2 Variation of recovery factor with HCPV under four types of gas flooding3.3驅替實(shí)驗生產(chǎn)壓差從長(cháng)巖心驅替實(shí)驗的生產(chǎn)壓差來(lái)看,水驅及氣水交替驅生產(chǎn)壓差隨驅替進(jìn)行逐漸升高且無(wú)走平或下降的趨勢(圖3)氣驅的生產(chǎn)壓差隨驅替的進(jìn)行逐漸下降(圖4)。完全水驅后的氣水交替驅在驅替到2.39倍烴類(lèi)孔隙體積時(shí),壓差已達到6.0MPa;驅替到2.74倍烴類(lèi)孔隙體積時(shí),壓差則達到7.31MPa;出現注入困難,這應該引起高度重視。分析原因為,氣水流度差異較大,造成了氣的指進(jìn),形成部分水的“圈閉”,毛管效應和賈敏效應也增強,從而形成生產(chǎn)壓差的升高。出口HCPV圖3完全水驅后氣水交替驅生產(chǎn)壓差與烴類(lèi)孔隙CNMHG:GC中國煤化工,Fig. 3(Pressure at outlet is 24MPa, temperature Is/bU)第2期張艷玉等:天然氣驅長(cháng)巖心室內實(shí)驗研究1650.7彐0.5圖4氣驅生產(chǎn)壓差與烴類(lèi)孔隙體積的關(guān)系曲線(xiàn)(出口壓力24MPa,76℃)Fig 4 Variation of pressure drop with HCPv during gas flooding(Pressure at outlet is 24MPa, temperature is 76C)4結論及建議通過(guò)以上研究可以得出如下結論:(1)注氣相對于注水開(kāi)發(fā)可以較大幅度地提高低滲油藏的采收率;(2)在純氣驅、完全水驅后氣水交替驅、原始狀態(tài)下氣水交替驅、目前注水倍數下氣水交替驅四種開(kāi)發(fā)方式中,完全水驅后氣水交替驅的開(kāi)發(fā)效果較差,而其余三種氣驅開(kāi)發(fā)方式效果較好,均在總注入量為烴類(lèi)孔隙體積的1.2倍時(shí)達到較高的采收率。(3)對于氣水交替驅,生產(chǎn)壓差隨著(zhù)驅替進(jìn)行而升高,出現注入困難,現場(chǎng)實(shí)施時(shí)應引起高度重視。參考文獻:[1] Kai Luo, Shi Li, Xitan Zheng, et al. 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Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China)Abstract: 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 pressureprocesses, including pure gas flooding, pure water floodi中國煤化工ing, WaG frevery beginning and WAg at present reservoir situationCNMHGhe principle forselection of reasonable development manner of low permeability reservoirs and basic data for furthernumerical simulationKeywords: long-core; natural gas driving; recovery factor; physical modelling