崔茂蕾，王 銳，呂成遠(yuǎn)，倫增珉，趙淑霞，唐永強(qiáng)

（1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；2.中國(guó)石化海相油氣藏開(kāi)發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；3.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083）

深層高壓低滲透油藏原始地層壓力高，開(kāi)發(fā)初期以衰竭開(kāi)采為主，地層壓力下降快，地層原油脫氣嚴(yán)重，生產(chǎn)氣油比快速上升，產(chǎn)量遞減快。目前中外深層低滲透油藏在開(kāi)發(fā)方面均普遍存在注水困難、水驅(qū)效果差、水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量低等問(wèn)題［1-2］，注氣開(kāi)發(fā)具有一定的優(yōu)越性［3］；尤其對(duì)于高氣油比油藏，產(chǎn)出氣回注不僅能夠?qū)崿F(xiàn)節(jié)能減排，而且還能補(bǔ)充地層能量，提高原油采收率，從而提高經(jīng)濟(jì)效益。中國(guó)已在大慶、吐哈、中原、長(zhǎng)慶等多個(gè)油田實(shí)施了注天然氣礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了一定的效果［4-8］。前人對(duì)天然氣驅(qū)的研究主要以宏觀機(jī)理和理論計(jì)算為主［9］，微觀機(jī)理認(rèn)識(shí)尚不明確。為此，筆者針對(duì)中國(guó)東部某油田衰竭開(kāi)采后回注天然氣實(shí)際礦場(chǎng)試驗(yàn)，應(yīng)用自主研發(fā)的高溫高壓微觀可視化實(shí)驗(yàn)裝置，在玻璃刻蝕的仿真多孔介質(zhì)模型上，開(kāi)展衰竭前后注入氣與地層流體間的微觀作用過(guò)程研究，明確衰竭后天然氣的流動(dòng)規(guī)律及水對(duì)氣驅(qū)過(guò)程的影響，從而揭示高壓低滲透油藏天然氣驅(qū)微觀驅(qū)油機(jī)理。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

目標(biāo)油藏溫度為130 ℃，原始地層壓力為45 MPa，目前地層壓力為30 MPa，儲(chǔ)層平均滲透率為12.5 mD；地層原油黏度為0.25 mPa·s，地層水黏度為0.5 mPa·s，地層水礦化度為27.6×104mg/L，天然氣與原油的最小混相壓力為42～45 MPa。

自主研發(fā)的高溫高壓微觀可視化驅(qū)油裝置（圖1）包括2 個(gè)核心部件：①帶有藍(lán)寶石視窗的高壓巖心夾持器，其工作溫度為0～200 ℃，最高工作壓力為70 MPa。②數(shù)字高速攝像機(jī)，能夠捕捉相當(dāng)于1 320幀/s，分辨率為1 920×1 080 的圖像，記錄流體相互作用的過(guò)程，能夠滿足實(shí)驗(yàn)的精度要求。模型采用鑄體薄片刻畫(huà)的多孔介質(zhì)仿真模型（圖2）。

圖1 高溫高壓微觀可視化驅(qū)油裝置Fig.1 Flow chart of HTHP microscopic visualization displacement device

圖2 多孔介質(zhì)微觀物理模型示意Fig.2 Schemetic of microscopic physical model of porous media

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

高溫高壓微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的具體步驟主要包括：①將多孔介質(zhì)微觀物理模型（簡(jiǎn)稱(chēng)模型）裝入高壓巖心夾持器中。②對(duì)環(huán)形空間和模型同時(shí)抽真空。③飽和水。采用自吸方法先飽和環(huán)形空間，再用甲基藍(lán)染色后的水飽和模型；待穩(wěn)定后用泵低壓向環(huán)形空間和模型同時(shí)泵入水直至出液為止。④將模型和環(huán)形空間升壓。高溫高壓巖心夾持器出口安裝回壓閥，設(shè)定回壓略大于泵壓，逐步升壓至設(shè)定壓力。⑤飽和油。根據(jù)目標(biāo)油藏投產(chǎn)初期的生產(chǎn)氣油比，利用現(xiàn)場(chǎng)取的脫水油樣，在原始地層壓力下（45 MPa）復(fù)配地層原油。將盛裝地層原油的中間容器升壓至飽和壓力以上，實(shí)驗(yàn)采用油樣的飽和壓力為38～40 MPa，故將中間容器升壓至45 MPa（大于泡點(diǎn)壓力），連通油樣與模型進(jìn)行飽和油。⑥水驅(qū)。首先關(guān)閉高溫高壓巖心夾持器以及環(huán)空的注入端，并對(duì)管線原有流體進(jìn)行排空，隨后將注入端壓力升至高溫高壓巖心夾持器的壓力及環(huán)空壓力，同時(shí)打開(kāi)模型及環(huán)空的注入端閥門(mén)，進(jìn)行水驅(qū)。⑦氣驅(qū)步驟重復(fù)⑥。⑧驅(qū)替系統(tǒng)泄壓。實(shí)驗(yàn)完畢后，先逐步卸回壓，同時(shí)打開(kāi)注入端的放空閥，盡量做到同步泄壓，直至常壓為止。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

利用高溫高壓微觀可視化裝置，研究不同壓力條件下天然氣驅(qū)微觀驅(qū)油特征以及水對(duì)微觀作用過(guò)程的影響，設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案4組：①飽和油后直接開(kāi)展氣驅(qū)至不出油為止。②飽和油后先衰竭至目前地層壓力，然后開(kāi)展氣驅(qū)至不出油為止。③飽和油后先水驅(qū)至不出油，然后氣驅(qū)至不出油為止。④飽和油后先衰竭至目前地層壓力，然后水驅(qū)至不出油，最后氣驅(qū)至不出油為止。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 衰竭前后氣體流動(dòng)規(guī)律

2.1.1 直接注天然氣

在實(shí)驗(yàn)壓力為45 MPa、溫度為130 ℃的條件下，向模型飽和原油模擬地層油（含氣）后，進(jìn)行天然氣驅(qū)，利用攝像系統(tǒng)對(duì)氣體與原油的接觸過(guò)程和氣驅(qū)過(guò)程中的剩余油分布進(jìn)行圖像采集。圖3給出了模型飽和地層原油的狀態(tài)，是充滿巖心模型孔隙空間的。實(shí)驗(yàn)開(kāi)始向模型中低速注入天然氣，將整個(gè)注氣過(guò)程分為4個(gè)階段：①天然氣的擴(kuò)散階段（圖4a）。在擴(kuò)散作用下天然氣氣泡呈離散狀態(tài)分布在孔隙原油中，并緩慢的流向產(chǎn)出端。②天然氣呈連續(xù)階段（圖4b）。隨著天然氣的不斷注入，氣體逐漸呈連續(xù)態(tài)；天然氣首先占據(jù)流動(dòng)阻力較小的大孔道，同時(shí)將大孔道中的原油驅(qū)替出來(lái)。③注入氣突破階段（圖4c）。隨著天然氣繼續(xù)注入，大孔道中的原油被驅(qū)替出來(lái)，成為后續(xù)注入氣流動(dòng)的優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致大量注入氣通過(guò)優(yōu)勢(shì)通道直接從產(chǎn)出端流出，形成了2個(gè)紅色的剩余油區(qū)域。④天然氣的溶解和抽提階段（圖4d）。前期研究結(jié)果表明，目標(biāo)油藏天然氣與原油的最小混相壓力約為40 MPa，因此在目前壓力條件下天然氣與原油能夠達(dá)到混相狀態(tài)。在驅(qū)替和溶解抽提的共同作用下，夾在天然氣優(yōu)勢(shì)通道中部的剩余油與天然氣達(dá)到混相狀態(tài)，逐漸被剝離、抽提出來(lái)；在模型上部的未波及區(qū)域內(nèi)剩余油飽和度也明顯降低。氣驅(qū)結(jié)束后，未波及區(qū)內(nèi)仍存在少量剩余油，波及區(qū)內(nèi)驅(qū)油效果較好。

圖3 多孔介質(zhì)仿真模型飽和地層原油狀態(tài)Fig.3 Status of simulated porous media saturated with oil

圖4 不同注氣階段剩余油分布狀態(tài)Fig.4 Residual oil distribution at different stages of gas injection

2.1.2 衰竭后注天然氣

在實(shí)驗(yàn)壓力為45 MPa、實(shí)驗(yàn)溫度為130 ℃的條件下，向模型飽和模擬地層原油（含氣），模型飽和原油后將壓力由45 MPa 逐級(jí)衰竭至目前地層壓力（30 MPa），進(jìn)行天然氣驅(qū)。

在壓力衰竭過(guò)程中，原油緩慢流向產(chǎn)出端，當(dāng)壓力降至37.8 MPa 時(shí)原油開(kāi)始脫氣，即為泡點(diǎn)壓力測(cè)得原油脫氣壓力為37.8 MPa，脫出的氣體呈離散的狀態(tài)（圖5a）。當(dāng)壓力降到34 MPa，即為泡點(diǎn)壓力的90%左右時(shí)，大部分脫出氣開(kāi)始流動(dòng)，發(fā)生聚并體積逐漸增大，沿模型的2條主流通道流動(dòng)，小部分氣泡則被卡在細(xì)小孔喉處，產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)阻礙了原油的流動(dòng)。

衰竭后注氣過(guò)程中，注入氣首先在優(yōu)勢(shì)通道中流動(dòng)（圖5b），并逐漸聚并附近衰竭過(guò)程中形成的氣泡，緩解了賈敏效應(yīng)給原油流動(dòng)帶來(lái)的影響，在優(yōu)勢(shì)通道附近，驅(qū)油機(jī)理以驅(qū)替作用為主，溶解抽提作用為輔；在未波及區(qū)，驅(qū)油機(jī)理以溶解抽提作用為主，但仍有部分剩余油分布在小孔隙中（圖5c）。

2.2 含水對(duì)氣驅(qū)過(guò)程的影響

2.2.1 未衰竭條件下

在實(shí)驗(yàn)壓力為45 MPa，實(shí)驗(yàn)溫度為130 ℃的條件下，模型飽和原油后將對(duì)模型先后進(jìn)行水驅(qū)和天然氣驅(qū)。從圖6a中可以看出，水驅(qū)后剩余油被水膜封存在不同尺寸的孔隙中，呈整體分散的分布特征；在水驅(qū)后注氣過(guò)程中，注入初期天然氣以分散的狀態(tài)分布在油水相中，呈現(xiàn)三相流動(dòng)狀態(tài)（圖6b）；隨著氣體不斷注入，天然氣呈連續(xù)態(tài)沿優(yōu)勢(shì)通道流動(dòng)，將其中的油水驅(qū)替出來(lái)（圖6c）。從波及區(qū)內(nèi)天然氣驅(qū)替水驅(qū)與剩余油的微觀作用過(guò)程（圖7）可知，在優(yōu)勢(shì)通道兩側(cè)附近的天然氣波及范圍內(nèi)，天然氣通過(guò)不斷剝離水膜能夠與剩余油直接接觸，經(jīng)過(guò)多次接觸，在溶解和抽提的作用下將被水膜封存的剩余油驅(qū)替出來(lái)。

在天然氣未波及區(qū)內(nèi)，天然氣的擴(kuò)散作用不明顯，無(wú)法剝離或透過(guò)水膜驅(qū)替剩余油。因此，水膜對(duì)天然氣具有較好的屏蔽效應(yīng)，限制了天然氣進(jìn)一步提高原油采收率的能力，這一點(diǎn)與二氧化碳驅(qū)油過(guò)程有較大差異［10-12］。

2.2.2 衰竭條件下

在實(shí)驗(yàn)溫度為130 ℃條件下，模型飽和原油后將實(shí)驗(yàn)壓力由45 MPa 衰竭至目前地層壓力（30 MPa）（低于泡點(diǎn)壓力）時(shí)，再先后開(kāi)展水驅(qū)和天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

將從模型衰竭后水驅(qū)剩余油分布（圖8a）與模型未衰竭直接高壓條件下水驅(qū)剩余油分布狀態(tài)（圖6a）進(jìn)行對(duì)比可以看出，前者剩余油飽和度明顯降低，且剩余油顏色較深。這說(shuō)明在衰竭過(guò)程中，天然氣從原油中脫出，輕質(zhì)組分減少，重質(zhì)組分比例增加，天然氣脫出后攜帶原油流向產(chǎn)出端，但與此同時(shí)，脫出氣體會(huì)產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，使部分剩余油殘留在小孔隙中；隨著水的不斷注入，注入水優(yōu)先占據(jù)大孔道，驅(qū)替大孔隙中的剩余油，小孔隙的剩余油在賈敏效應(yīng)作用下難以被動(dòng)用。

圖5 注氣前后不同階段流體分布規(guī)律Fig.5 Fluid distributions before and after gas injection

圖6 水驅(qū)后天然氣驅(qū)剩余油分布Fig.6 Residual oil distribution of natural gas flooding after water flooding

圖7 水驅(qū)后天然氣與原油在不同時(shí)刻的微觀接觸Fig.7 Microscopic contacts between gas and oil at different time after water flooding

在注氣初期，氣體優(yōu)先從優(yōu)勢(shì)通道流動(dòng)，將占據(jù)大孔道中的水和固體表面的油膜驅(qū)替出來(lái)（圖8b）。由于原油衰竭開(kāi)發(fā)后重質(zhì)組成偏高（顏色變深），天然氣的溶解抽提作用效果不明顯，小孔隙中的原油很難動(dòng)用（圖8c）。隨著注氣壓力的不斷升高，溶解抽提能力有所增強(qiáng)，但仍未達(dá)到混相程度，剩余油飽和度變化不大（圖8d）。與圖6d相比，天然氣未波及區(qū)域剩余油飽和度明顯偏低，這是由于衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程中，原油脫出的氣體會(huì)攜帶出部分原油。因此對(duì)于注氣未波及區(qū)域可先進(jìn)行衰竭開(kāi)發(fā)，然后通過(guò)注氣的方式補(bǔ)充地層能量。

2.3 微觀驅(qū)油效果分析

采用圖像分析軟件，通過(guò)對(duì)模型中剩余油的識(shí)別，定量計(jì)算不同方案下的注氣采收率和微觀驅(qū)油效率。從表1 可以看出，油藏未衰竭在高壓條件下先氣驅(qū)后水驅(qū)的方式總采收率明顯較高，其中氣驅(qū)階段采收率占總采收率的比例較大，但由于受到賈敏效應(yīng)的影響，氣驅(qū)后水驅(qū)階段采收率較低；相比之下，先水驅(qū)后氣驅(qū)的方式總采收率相對(duì)略低，其中水驅(qū)階段采收率占總采收率的比例較大，氣驅(qū)能夠在水驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步提高原油采收率。從表2可以看出，當(dāng)模型衰竭開(kāi)發(fā)至目前地層壓力時(shí)，先氣驅(qū)后水驅(qū)的總采收率更高、驅(qū)油效果更優(yōu)，氣驅(qū)能夠在衰竭開(kāi)發(fā)的基礎(chǔ)上提高采收率22.85%，隨后的水驅(qū)階段采收率僅提高1.59%；在先水驅(qū)后氣驅(qū)的方案中，水驅(qū)階段提高采收率為7.83%，隨后的氣驅(qū)階段提高采收率僅為4.54%，升壓氣驅(qū)階段提高采收率為2.78%，較上一方案的氣驅(qū)階段采收率高，但整體采收率驅(qū)油效果較低。

圖8 水驅(qū)后天然氣驅(qū)不同階段流體分布狀態(tài)Fig.8 Fluid distribution at different stages of natural gas flooding after water flooding

表1 未衰竭油藏原始?jí)毫l件下不同注入方式的采收率Table1 Recovery of different injection modes at initial pressures of undepleted reservoirs %

表2 模型衰竭開(kāi)發(fā)至目前地層壓力下的不同注入方式采收率Table2 Recovery of different injection modes at current formation pressure after depletion %

3 結(jié)論

衰竭開(kāi)采過(guò)程中原油脫氣會(huì)產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，注入天然氣能夠緩解賈敏效應(yīng)給原油流動(dòng)帶來(lái)的影響。天然氣驅(qū)過(guò)程中以驅(qū)替作用為主，溶解抽提作用為輔。與CO2驅(qū)不同的是，天然氣在水中的擴(kuò)散能力較弱，因此水能夠屏蔽天然氣與原油的接觸；在波及區(qū)內(nèi)，天然氣逐漸剝離水膜后與水驅(qū)剩余油接觸，在溶解抽提的作用下將剩余油驅(qū)替出來(lái)，但在未波及區(qū)內(nèi)，天然氣無(wú)法與原油直接接觸，被水膜封存的剩余油很難被動(dòng)用。因此，在高壓低滲透油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，建議先衰竭開(kāi)采，油藏降壓脫氣能夠擴(kuò)大動(dòng)用面積；衰竭后實(shí)施高壓低速的注氣方式，增加天然氣與地層流體的作用時(shí)間，提高天然氣與原油的混相程度，為該類(lèi)油藏有效開(kāi)發(fā)提供借鑒。針對(duì)具體油藏還需進(jìn)行注采參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，進(jìn)一步提高注氣驅(qū)油效果。