石陽(yáng)志 秦天寶 王文進(jìn)

摘 ? ? ?要：針對(duì)縫洞型油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重、流體分布復(fù)雜、縫洞本身的多尺度性和連通多樣性的特點(diǎn)，對(duì)于后期高含水油藏，僅采用注水措施已難滿足開(kāi)發(fā)需求，對(duì)油藏注氮?dú)饽軓臋C(jī)理上改善開(kāi)發(fā)效果和提高原油采收率。因此通過(guò)不同驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了氮?dú)怛?qū)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(duì)采收率的影響。結(jié)果表明：水驅(qū)后縫洞模型中存有部分剩余油，通過(guò)注氣后可以改善液體流動(dòng)條件提高采收率;存在最佳注氣速度，使得氣體能夠進(jìn)入裂縫與原油充分混合而不至于過(guò)早發(fā)生氣體突破;水氣交替驅(qū)替選用 1∶1時(shí)效果最好;對(duì)比非均質(zhì)條件不同的注氣方式對(duì)采收率的影響可以看出，采用水氣交替和水氣混注的驅(qū)替方式能有效提高采收率。

關(guān) ?鍵 ?詞：縫洞型油藏;氮?dú)怛?qū)替;注氣方式;采收率

中圖分類號(hào)：TE122.2 ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ? ? ? 文章編號(hào)： 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(chǔ)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(qiáng)的非均質(zhì)性、縫洞形狀各不相同、復(fù)雜的縫洞接觸關(guān)系、油水分布難以判斷[1]。該種油藏的特點(diǎn)是規(guī)模大、產(chǎn)量高，但是埋藏深度較深，不易建立儲(chǔ)集體的空間屬性，以及諸多不利因素導(dǎo)致開(kāi)發(fā)勘探該類難度極高，因此應(yīng)該使用合理的開(kāi)采成產(chǎn)方式進(jìn)行后期開(kāi)發(fā)。學(xué)者們對(duì)縫洞型油藏氣驅(qū)開(kāi)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(duì)水驅(qū)效果的影響以及注氣驅(qū)替孔洞中剩余油的可行性，闡述了注水和注氣對(duì)提高采收率的影響;蘇偉等[3]設(shè)計(jì)制作了二維可視化物理模型，基于此模型驗(yàn)證縫洞型油藏水驅(qū)后期注氣速度、注氣方式、注氣井別對(duì)啟動(dòng)剩余油效果的影響。針對(duì)縫洞型油藏的儲(chǔ)集特征，研究油藏不同驅(qū)替方式對(duì)采收率的影響和驅(qū)替過(guò)程中的動(dòng)態(tài)變化，以及注氣速度、水氣比例對(duì)采收率的影響。借助多組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究，分析縫洞型油藏有效提高采收率的方式，準(zhǔn)確指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)合理開(kāi)采縫洞型碳酸鹽巖油藏。

1 ?實(shí)驗(yàn)裝置及步驟

1.1 ?實(shí)驗(yàn)裝置

圖1為注氮?dú)怛?qū)替實(shí)驗(yàn)的裝置流程圖[4]，其中的核心裝置有：氮?dú)馄俊⑹謩?dòng)計(jì)量泵、高壓計(jì)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(jì)量泵能精準(zhǔn)地計(jì)量注入巖心中的氣量和水量，氣體流量計(jì)則是可以準(zhǔn)確計(jì)量產(chǎn)出的氣量。80 MPa為該儀器的最大壓力。

1.2 ?實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)在25 ℃的條件下進(jìn)行，使用的模擬的地層油是原油與煤油通過(guò)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(guò)蒸餾水配制而成。

1.3 ?實(shí)驗(yàn)步驟

1）首先是制作縫洞模型。使用煤油等清洗能夠?qū)ψ鐾陮?shí)驗(yàn)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(cè)定滲透率和孔隙體積，見(jiàn)表1。

3）計(jì)算原始含油體積和束縛水飽和度。模擬井底壓力是通過(guò)設(shè)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(qū)替巖心至出口端不出水，運(yùn)用驅(qū)出的水量計(jì)算結(jié)果。

4）把驅(qū)替介質(zhì)注入巖心開(kāi)展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。標(biāo)注驅(qū)替過(guò)程中各時(shí)間點(diǎn)的產(chǎn)出水油氣的量、注入介質(zhì)的體積和記錄壓力的趨勢(shì)，不出油時(shí)結(jié)束驅(qū)替。

5）把氮?dú)庾⑷霂r心開(kāi)展氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)。標(biāo)注驅(qū)替過(guò)程中各時(shí)間點(diǎn)的產(chǎn)出水油氣的量和注入氮?dú)獾捏w積以及記錄壓力的趨勢(shì)，不出油時(shí)結(jié)束驅(qū)替。

2 ?結(jié)果及分析

2.1 ?注水后轉(zhuǎn)氣驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)

該實(shí)驗(yàn)在進(jìn)行氮?dú)怛?qū)油前先經(jīng)過(guò)注水驅(qū)替，基于縫洞物理模型，測(cè)定并計(jì)算水驅(qū)采收率和注水后氣驅(qū)采收率，研究分析不同驅(qū)替方式對(duì)采收率的影響，對(duì)開(kāi)采縫洞型碳酸鹽巖油藏提供指導(dǎo)和幫助。

本組實(shí)驗(yàn)方案為：在含水率達(dá)到98%前水驅(qū)替油速度為1.0 mL·min-1，緊接著以0.5 mL·min-1的速度氣驅(qū)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(guān)系曲線。

第一步是對(duì)縫洞模型開(kāi)展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，以 ? ? 1.0 mL·min-1的速度進(jìn)行驅(qū)替，無(wú)水采收率16%，采收率在水驅(qū)完成時(shí)刻為22%，在出水端見(jiàn)水后含水率上升速率提升。含水率為98%后，驅(qū)替方式由水驅(qū)改成氣驅(qū)，改變后采收率上升30.83%，采出程度最終結(jié)果為52.18%。從圖2可知，驅(qū)替方式換成氣驅(qū)后，采收率變化趨勢(shì)可以看出提高一個(gè)臺(tái)階。從結(jié)果可以看出，受縫洞型油藏嚴(yán)重的非均質(zhì)性的影響，見(jiàn)水快導(dǎo)致水驅(qū)過(guò)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(chǔ)層特性以及流體性質(zhì)會(huì)影響原油的采出程度。

2.2 ?氮?dú)怛?qū)模擬實(shí)驗(yàn)

該組實(shí)驗(yàn)借助縫洞物模研究注氣量和采出程度在氮?dú)怛?qū)中的關(guān)系，并分析氮?dú)怛?qū)替的影響因素[5]。

2.2.1 ?原油黏度的影響

氮?dú)怛?qū)油實(shí)驗(yàn)分別針對(duì)稀油和稠油進(jìn)行兩組，圖3為不同黏度原油采出程度與注氣量關(guān)系曲線。從圖3中可以看出，在相同注氣速度的條件下，氣驅(qū)稀油采出程度的趨勢(shì)略高于氣驅(qū)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(huì)對(duì)采收率影響較大。對(duì)比該組實(shí)驗(yàn)和水驅(qū)后轉(zhuǎn)氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)可以看出，相同縫洞模型、相同驅(qū)替速度的條件下單純氣驅(qū)采收率低于水驅(qū)后轉(zhuǎn)氣驅(qū)。

2.2.2 ?注氣速度的影響

該組實(shí)驗(yàn)分別使用各注氣速度對(duì)縫洞物模進(jìn)行氣驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，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(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，氣驅(qū)油采收率很大程度上受注氣速度的影響，氣驅(qū)油過(guò)程中存在一個(gè)注氣速度可以令氣體在不產(chǎn)生過(guò)早突破的前提下，克服較大阻力進(jìn)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(huì)隨著注氣速度的提高而不斷升高，導(dǎo)致氣體短時(shí)間內(nèi)突破，同時(shí)無(wú)法與原油充分的混合進(jìn)一步影響降黏作用，從而使最終采收率受到負(fù)面影響，因此在相同注氣量的條件下，應(yīng)該選取合適的注入速度以確保開(kāi)采效果最好。

2.3 ?水/氮?dú)饨惶骝?qū)油實(shí)驗(yàn)

水氣交替驅(qū)定義為：對(duì)于整體而言，在一口井同時(shí)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(qū)波及體積，以及注氣后會(huì)產(chǎn)生油氣水三相混合流動(dòng)帶，該混合流動(dòng)帶的作用是提高驅(qū)油效率以及有效減少水驅(qū)過(guò)后的油層殘余油飽和度，因此水氣交替驅(qū)廣泛應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中。

該組實(shí)驗(yàn)選用的3組水氣比是1∶3、1∶1、 ?3∶1，借助3組實(shí)驗(yàn)的數(shù)據(jù)對(duì)比優(yōu)選出最佳的水氣比例。實(shí)驗(yàn)首先通過(guò)驅(qū)替速度為1.5 mL·min-1的速度水驅(qū)，接著以同樣的速度切換成氮?dú)膺M(jìn)行驅(qū)替，以0.1 PV作為基礎(chǔ)注入段塞。在快速的切換水驅(qū)和氮?dú)怛?qū)的條件下開(kāi)展實(shí)驗(yàn)，不出油時(shí)即停止實(shí)驗(yàn)。記錄實(shí)驗(yàn)過(guò)程中的采出的油氣水三相的體積和水氣交替驅(qū)替中水氣的注入量等。

通過(guò)以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)能夠看出，當(dāng)水氣比為3∶1時(shí)，采出程度較高，注入水后首先呈現(xiàn)的基本是純水驅(qū)的典型特征，卻在一定程度上影響到后續(xù)的注入氣體段塞，水氣比較大會(huì)使得生產(chǎn)井提前見(jiàn)水，而累積采出程度則會(huì)在見(jiàn)水后遞減。可以有效抑制含水率升高的驅(qū)替方式為水氣交替驅(qū)替，隨著注入的氣體段塞增多，產(chǎn)水率也逐步下降，但是段塞數(shù)與產(chǎn)水率成反比關(guān)系。

2.4 ?水/氮?dú)饣旌向?qū)油實(shí)驗(yàn)

該組實(shí)驗(yàn)選用3組水氣比分別為1∶3、1∶1、3∶1，來(lái)研究不同水氣比混合驅(qū)替對(duì)原油采出程度的影響，優(yōu)選出最佳比例。以1.5 mL·min-1作為水氣混注驅(qū)替速度，不出油時(shí)即停止實(shí)驗(yàn)，記錄實(shí)驗(yàn)過(guò)程中采出的油氣水三相的體積和注入的水氣的量等數(shù)據(jù)。

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(guān)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(wěn)定值。從圖7可以看出，在3組實(shí)驗(yàn)里累積采出程度的峰值在水氣比1∶1時(shí)出現(xiàn)，最大值為80.5%。

從含水率和注入量的關(guān)系圖可以看出不同比例混合水氣驅(qū)替時(shí)含水率的變化情況。通過(guò)3組實(shí)驗(yàn)顯示出的同一類型的結(jié)果可以看出，在縫洞型油藏結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性的影響下，油藏只要出現(xiàn)見(jiàn)水，含水率就會(huì)大幅度上升。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄的數(shù)據(jù)表明，水氣比為3∶1、1：1、1∶3分別對(duì)應(yīng)的見(jiàn)水時(shí)的注入量是0.15、0.3、0.6 PV，可以看出實(shí)驗(yàn)中注入的水氣比和見(jiàn)水時(shí)間成正比，水氣比越大見(jiàn)水越早。綜合可知，水氣混注驅(qū)替選水氣比為1∶1效果最佳。

2.5 ?不同驅(qū)替方式對(duì)采收率的影響

對(duì)相同縫洞模型的不同驅(qū)替方式產(chǎn)生的結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，通過(guò)同樣的縫洞物理模型、同樣的原油黏度以及同樣的驅(qū)替速度開(kāi)展實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)采用的原油黏度和基礎(chǔ)數(shù)據(jù)與水氣交替驅(qū)替實(shí)驗(yàn)相同。不同注入方式采出程度柱狀圖見(jiàn)圖8。不同注入方式采出程度與注入量關(guān)系曲線見(jiàn)圖9。

對(duì)比以上4種不同注入方式產(chǎn)生的實(shí)驗(yàn)結(jié)果能夠得知，縫洞型油藏采用純氣驅(qū)的采出程度為46.5%，低于水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)的采出程度，即52.18%;在水氣交替驅(qū)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(qū)替的采出程度。通過(guò)對(duì)比可以看出幾種驅(qū)替方式中，效果最好的為水氣交替驅(qū)油，僅次于該種方式的是水氣混注驅(qū)替。產(chǎn)生這種結(jié)果的原因是，由于縫洞型油藏優(yōu)勢(shì)通道會(huì)受到水氣交替驅(qū)和水氣混注驅(qū)產(chǎn)生的阻力，從而使驅(qū)替介質(zhì)驅(qū)出更小的裂縫中的原油。水油流度比會(huì)受到水氣交替驅(qū)的影響從而降低，以此來(lái)增加水驅(qū)波及體積，同時(shí)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(chǎn)生氣竄現(xiàn)象，綜合上述作用，達(dá)到了提高水驅(qū)最終的采收率的目的。

3 ?結(jié) 論

1）水驅(qū)無(wú)法波及孔隙內(nèi)部的油，借助氮?dú)怛?qū)能有效地將其驅(qū)替出來(lái)，所以水驅(qū)后轉(zhuǎn)氣驅(qū)是提高采收率的有效方式。

2）氮?dú)怛?qū)替受到原油黏度以及注氣速度的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明氮?dú)怛?qū)稀油采收率比稠油高，同時(shí)存在最佳的驅(qū)替速度，在相同注氣量的條件下，應(yīng)該選取合適的注入速度以確保開(kāi)采效果達(dá)到最優(yōu)。

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

（4）對(duì)相同縫洞模型的不同驅(qū)替方式進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析表明，采出程度最大的是水氣交替和水氣混注驅(qū)替，其次是水驅(qū)后轉(zhuǎn)氣驅(qū)，最低的是氮?dú)怛?qū)，其中水氣交替驅(qū)的效果最好。

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