天然气驱长岩心室内实验研究

第22卷第2期实验力学2007年4月JOURNAL OF EXPERIMENTAL MECHANICS文章编号:1001-4888(2007)020161-05天然气驱长岩心室内实验研究张艳玉,陈钢2,何鲁平2,李洪君,聂法健(1.中国石油大学,山东东营257061;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083)摘要:低渗透油藏注水开发效果差、采收率低,而采用气驱技术是动用此类难采儲量的有效方法之一。本文利用长岩心实验模型,进行了物理模拟硏究,得到了该油藏在纯气驱、纯水驱、完全水驱后气水交替驱、原始状态下气水交替驱和油藏目前注水倍数下气水交替驱等方式下的采收率和压力等变化情况,为油藏选择合理的开采方式提供了依据,并且为进一步的数值模拟工作提供了基础数据。关键词:长岩心;天然气驱;采收率;物理模拟中图分类号:TE341文献标识码:A0前言低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分,如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急。低渗透油藏采用注水开发,往往面临注水压力不断升高、油井供液不足、产量递减快、采油速度低等情况。而注气提高采收率的方法具有很多优越性,尤其对于低渗透储层、正韵律储层可以大大提高采收率。然而,采用不同的注入方式,其采收率会不同。本文通过室内长岩心驱替实验,分析各种驱替方式的驱油效率,气水交替驱的合理段塞,驱替过程中的动态特征及其影响因素,为油藏选择合理的开采方式提供依据1油田地质及开发概况某油田油藏埋藏深(2200~2500m)、储层物性差,低孔(平均16%)、低渗(平均40×103pm2),非均质性严重,原油性质好,低粘度(0.52MPa·s(76℃))、低密度(0.8255t/m3),中间烃含量高(20%45%),原油收缩率大(40%~60%),溶解气油比高(185~300m3/t),属挥发、弱挥发性轻质原油油田开采初期采用注水开发,已经进入中含水开发的产量递减阶段。截止到2002年6月,该油田原油采出程度是14.9%,天然气采出了31.6%;注采比达到1.6;注入水体积是烃类孔隙体积的0.33倍;平均地层压力仍在饱和压力以上,目前的地层压力预计在20MPa左右,地层温度约为76℃经过提高采收率方法的筛选,判定该油田不适合于化学驱方法,而注天然气驱成为提高采收率的首选方式2长岩心驱替实验的准备驱替实验主要包括油、气、水及岩心样品准备,模型孔隙体积测定,造束缚水,原油样品饱和及老化,溶剂驱替原油以及模型清洗等几个步骤收稿日期:2007-01-08;修订日期:2007-0324基金项目:本文为中国石油股份公司科技攻关项目:“注气机理及方案优化研究”的部分内容(项目合同号:020106-1)通讯作者:张艳玉(1963-)女,博士,教授,现在中国石油大学石油工程学院从事油藏工程的教学和研究工作实验力学(2007年)第22卷在长岩心实验中,使用铅管密封代替了过去的氟橡胶套密封,解决了过去经常出现的胶套容易损坏的问题,并大大降低了实验成本在地层温度及饱和压力下完成了地面油气样品的室内物理配样;地层水、注入水室内配样;岩心样品切割、洗油、孔渗数据测定,岩心组的组装等工作2.1长岩心驱替实验装置的准备实验装置为加拿大DBR公司制造的长岩心驱替装置。最高工作压力及温度为68.9MPa和150℃,岩心最长可达1m。整个系统主要由注入系统、岩心夹持系统和采出系统组成,三个系统为独立的板块结构。图1是岩心驱替实验流程图。包封的岩心在高压岩心夹持器上,液压油装在岩心和岩心夹持器之间的环形空间,实验是在保持高于岩心内部实验压力的封闭压力下进行的。在系统末端用回压调节阀保持实验压力。积测孔T工长岩芯夹持器回高:T工工下[计量系了[薰[计」图1长岩心驱替实验流程图Fig 1 Flow chart for long- core flow test2.2长岩心模型的准备①岩石组基本参数驱替实验长岩心组总长度为98.652cm,平均渗透率46.2×103pm2,平均孔隙度18.2%,岩心直径54cmo②岩石段排列计算公式L= Li +L2K Ki,Kk+…+k使用渗透率调和平均的方式排列每块岩心的顺序,代替了过去按渗透率大小排列岩心段的方法,使岩心的排列更加合理2.3地层原油的准备井流物特性参数:死油密度0.8123g/cm3,分子量179.6,气油比129.9m23/m3,体积系数1.447m3/m3,饱和压力172MPa(76℃),C1+特性,相对密度0.856,分子量258.9。井流物组成见表1表1井流物组成Tab 1 Composition of well stream份摩尔百分数(mo%)组份摩尔百分数(md%)组份摩尔百分数(mol%)组份摩尔百分数(mo%)1.313.78C3.044.6721.18第2期张艳玉等:天然气驱长岩心室内实验研究1632.4地层水和注入水的准备在计量站分离器和注水站水罐中取地层水和注入水若干,在实验室用滤膜分别过滤8次。最后取水样进行水质分析,配制了地层水及注入水。基本参数见表2。表2地层水及注入水组成Tab 2 Compositions of formation water and injection water地层水矿化度(mg/D注入水矿化度(mg/NaK31353109141249142106HCO31131总矿化度(mg/l)2.5注入气的准备注入气的组成见表3。表3注入气组成Tab 3 Composition of injection gas组成(mol%)组份组成(mol%组成(mol%)1.95微0.170.2MW:19.8;Tpc(K):212.3。3长岩心注天然气驱替实验研究3.1实验的相似条件本物理模拟相似条件基于以下基本设想:①驱替过程是等温的②油和水两相互不混相,达西定律对油和水分别成立;③地层是均质和等厚的④地层固体介质和流体是微可压缩的⑤束缚水和残余油饱和度在全流场是均匀的,流体粘度保持不变3.2长岩心驱替实验结果在地层条件下完成以下五组长岩心驱替实验:①纯气驱,②纯水驱,③完全水驱后气水交替驱,④原始状态下气水交替驱,⑤油藏目前注水倍数下气水交替驱。实验结果见表4。表4长岩心驱替实验结果表Tab 4 Result of long-core flow test完全水驱后目前水驱倍数后初始状态下驱替方式水驱气驱气水交替驱气水交替驱气水交替驱最终驱油效率(OOIP%)58.765.062.164.5从长岩心驱替实验结果可以看出,气驱采收率比水驱采收率提高了6.3%,目前水驱倍数后气水交替驱采收率比水驱采收率可提高5.8%四种气驱开发方式的采收率明显高于水驱开发方式的采收率。四种气驱开发方式的采出程度随注入烃类孔隙体积倍数的关系见图2。由图2可以看出,完全水驱后气水交替驱的开发效果较差,而其余三种气驱开发方式在总注入量为烃类孔隙体积1.2倍后均达64实验力学(2007年)第22卷需要指出的是,长岩心驱替实验研究是在室内一维模型中进行的。该项研究关心的是在同一模型及条件下不同驱替方式的驱替效率之间的差异,以及不同的动态特征和影响因素,而驱替效率的绝对值则并无太大的意义。对实际油藏来说要通过数值模拟对综合性的室内注气实验数据拟合之后,再综合考虑油藏地质条件、渗流特性波及体积、水气资源、生产能力及注入能力驱油效率、注气周期、注气量、注气速度、气一水比及段塞尺寸、井网分布以及釆油工艺和地面工程设施等综合因素,才能制定出合理的注气开发方案。前水驱倍数后水气交替驱一·完全水驱后气水交替驱气水交替驱600.52.5注入烃类孔隙体积倍数(HCPV)图2四种气驱开发方式采出程度随注入烃类孔隙体积倍数的关系图Fig. 2 Variation of recovery factor with HCPV under four types of gas flooding3.3驱替实验生产压差从长岩心驱替实验的生产压差来看,水驱及气水交替驱生产压差随驱替进行逐渐升高且无走平或下降的趋势(图3),气驱的生产压差随驱替的进行逐渐下降(图4)。完全水驱后的气水交替驱在驱替到2.39倍烃类孔隙体积时,压差已达到6.0MPa;驱替到2.74倍烃类孔隙体积时,压差则达到7.31MPa;出现注入困难,这应该引起高度重视。分析原因为,气水流度差异较大,造成了气的指进,形成部分水的“圈闭”,毛管效应和贾敏效应也增强,从而形成生产压差的升高。876出口2HCPV图3完全水驱后气水交替驱生产压差与烃类孔隙体积关系曲线(出口压力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期张艳玉等:天然气驱长岩心室内实验研究07彐0.5HCPV图4气驱生产压差与烃类孔隙体积的关系曲线(出口压力24MPa,76℃)Fig. 4 Variation of pressure drop with HCPV during gas flooding(P,essure at outlet is 24MPa, temperature is 76C)4结论及建议通过以上研究可以得出如下结论:(1)注气相对于注水开发可以较大幅度地提高低渗油藏的采收率(2)在纯气驱、完全水驱后气水交替驱、原始状态下气水交替驱、目前注水倍数下气水交替驱四种开发方式中完全水驱后气水交替驱的开发效果较差,而其余三种气驱开发方式效果较好,均在总注入量为烃类孔隙体积的1.2倍时达到较高的采收率(3)对于气水交替驱,生产压差随着驱替进行而升高,出现注入困难,现场实施时应引起高度重视。参考文献:[1] Kai Luo, Shi Li, Xitan Zheng, et al. Experimental Investigation into Revaporization of Retrograde Condensate byLean Gas Injection[C]. SPE 68683,2001[2]曾贤辉彭鹏商,王进安,等.文72块沙三中油藏烃气驱室内实验[J].新疆石油地质,2003,(2):161~163(ZengXian hui,, Peng Peng-shang, Wang Jin-an, et al. Lab Test of Hydrocarbon Gas Injection in Middle Sha-3 Reservoirof Block Wen-72. Xinjiang Petroleum Geology, 2003, (2): 161-163(in Chinese))[3]王进安,袁广均,张军,等.长岩心注二氧化碳驱油物理模拟实验研究[J].特种油气藏,2001,(2):75~78(WangJinan, Yuan Guangjun, Zhang Jun, et al. Physical modeling of CO2 flooding in long cores. Special Oil &.GasReservoirs, 2001, (2): 75-78(in Chinese))[4]李士伦,张正卿冉新权,等注气提高石油采收率技术[M].成都:四川科学技术出版社,2001( LI Shilun, ZhangZhengqing, Ran Xinquan, et al. Development of EOR by gas injection. Chengdu: Hunan Science and TechnologyPress, 2001(in Chinese))A Study on Long-Core Experiment of Natural Gas DrivingZHAGN Yan-yu', CHEN Gang, HE Lu-ping, LI Hong-jun, NIE Fa-jian'(1. 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