袁玉凤 汪周华 罗登宇

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

随着油气田勘探的深入，难采储量所占的比例越来越大，低渗稠油油藏逐渐成为开发主力层［1］。全球稠油资源非常丰富，稠油和超稠油资源总量估计超过400亿t。中国稠油资源储量丰富，陆上稠油、沥青资源约占石油总资源量的 20%以上［2］，但此类油藏具有渗透率低、黏度高、密度大、开采流动阻力大等特征，无法正常开发和动用［3－4］，采用衰竭式开发采收率相当低［5］。与此同时，注气提高采收率技术作为低渗稠油油藏提高采收率的重要技术手段越来越受到重视［6－8］。本文通过长岩心驱替实验，分别进行纯水驱、纯CO2驱、纯烟道气驱、烟道气—气水交替驱以及CO2—气水交替驱5组长岩心驱替实验，分析各种驱替方式的驱油效率、动态特征及其影响因素。

1 研究思路

西部某油藏埋藏浅(600～1500 m)，平均孔隙度为16.5%，平均渗透率为2.1 ×10－3μm2，油藏类型为边水层状断块油藏，油藏中部埋深970 m，压力系数为0.71～0.85，属于异常低压系统。地层温度下脱气原油黏度为393 mPa·s，50℃时脱气原油黏度为135 mPa·s，为低压、低渗稠油油藏。

针对油藏概况，设计以下研究思路:首先对配制地层原油进行高压物性分析，得到原油的饱和压力、体积系数、黏度和密度等基本物性参数;其次在地层温度35℃、注气压力8 MPa的条件下分别进行纯水驱、纯CO2驱、纯烟道气驱、烟道气 —气水交替驱以及CO2—气水交替驱5组长岩心驱替实验，评价各种驱替方式，对油藏开发方法进行优选。

2 实验部分

2.1 长岩心驱替装置

长岩心实验研究在加拿大Hycal长岩心驱替装置上完成，实验流程如图1所示。此套流程主要由水体、注入泵系统、长岩心夹持器、回压调节器、压差表、控温系统、液体馏分收集器、气量计和气相色谱仪组成。其中1 m长的三轴长岩心夹持器是长岩心驱替装置中的关键部分，主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。

图1 长岩心实验流程图

2.2 实验岩心

实验岩心取自于某井天然岩心，选取岩心6块，长岩心的平均渗透率为21×10－3μm2，总长度为44.829 cm。为了消除岩石的末端效应，每块短岩心之间用滤纸连接。长岩心从入口至出口的排列方法按照岩心渗透率从大变小的顺序。实验岩心数据见表1。

表1 长岩心驱替实验岩心基本参数

2.3 实验流体

(1)地层水样品的准备。实验用水根据地层水分析实验结果配置，水型为NaHCO3型，总矿化度为13741，通过分析地层水得到各项参数(表2)。

(2)油样准备。实验所用原油取自于某油井，原油的基本特征参数为:饱和压力1.833 MPa，单次脱气地层原油体积系数为1.0188，单次脱气汽油体积比为4.54，单次脱气原油收缩率为64%，地层原油和脱气油密度分别为 0.9102 gcm3和0.9096 gcm3。

表2 地层水分析数据表

2.4 长岩心实验过程

本研究共设计5组实验，实验温度均为地层温度35℃，实验驱替压力为地层压力8 MPa。首先将拼接好的岩心装入长岩心夹持器，加环压，测试系统的密封性;接着抽空系统，使地层水饱和，测试岩心孔隙体积和水相渗透率;再控制回压在8 MPa，升温至地层温度35℃，恒温24 h;然后将配制的地层流体以0.125 mLmin的速率注入岩心，直到出口端不出水为止，精确计量出水量、饱和油量，计算束缚水饱和度;最后开始进行地层温度和压力下设计的几组实验:(1)原始地层条件下水驱实验;(2)原始地层条件下CO2驱实验;(3)原始地层条件下烟道气驱实验;(4)原始条件下烟道气 —气水交替实验，气水比1∶1，段塞 HCPV为 0.1;(5)原始条件下CO2—气水交替实验，气水比1∶1，段塞 HCPV为0.1。根据实验计算注入量、瞬时产油、产水、产气、驱替压差等。

3 长岩心驱替实验结果分析

对5组实验进行对比分析，得到图2、图3及表3。

由图2可知，5组实验的驱替压差随着注入烃类孔隙体积的增加均呈现波动式变化，驱替压差随注入烃类孔隙体积增加而呈现快速上升的趋势，而后在水或气突破后，驱替压差呈现下降的趋势。其中注水驱替实验的驱替压差下降幅度最小，直到驱替结束，一直保持较高压差;而注CO2驱替实验的驱替压差下降幅度最大，保持较低的压差，其他3组驱替实验的驱替压差变化趋势较一致。

图2 5组实验驱替压差对比分析

图3 4组实验气油比对比分析

由图3可知，有4组实验的气油比随着注入烃类孔隙体积的增加均呈现波动式变化，气油比在气突破前均保持不变，而在气突破后，气油比呈现快速上升的趋势。其中注CO2驱的气油比上升趋势最明显，幅度最大，其他3组气驱实验气油比在气突破后也呈上升趋势，但上升幅度不大。

表3 长岩心驱替实验结果

从表3可以看出，4种气驱驱替方式的采收率明显高于水驱，其中气水交替比水驱提高采收率效果更加明显，幅度更大，且CO2—气水交替驱实验提高采收率幅度最大。前3组实验中水或气的突破时间均在注入体积为0.3～0.4时，而后2组气水交替驱的气和水突破时间较晚，气的突破在注入体积为0.6～0.7时，水的突破在注入体积为0.7～0.8时。可以看出，气水交替实验中注入水的段塞将阻碍气的渗流，延缓气体的突破时间，提高气体的波及效率;5组实验中注水驱的注入体积最大为2.6156，而烟道气—气水交替驱驱替实验的注入体积最小为1.7405。比较以上5组实验，2组气水交替驱的开采效果较好，而 CO2—气水交替驱驱替实验(段塞比为1∶1)的采收率更高。

分析以上现象产生的原因，认为在气水交替驱驱替实验中，水将首先进入到大孔道中，增加气渗流阻力。一方面由于贾敏效应阻碍注入气进入大孔道中使其转向而进入小孔道中，提高注入气的扫油面积;另一方面延缓注入气的突破时间，提高了体积波及效率，进而提高采收率。

4 结语

5组长岩心注气实验表明，直接注水、CO2驱、烟道气驱最终采收率差距不大，分别为37.57%、43.1%、39.23%。油藏流体黏度大，注入单一流体在储层中形成两相黏度差异较大渗流，低黏度流体突破较早，基本在注入体积为0.3～0.4时突破，3种注入方式采收率差异不大。

CO2—水、烟道气 —水交替驱流体突破时间晚，当基本注入体积为0.6～0.7时才突破。分析认为在储层中形成三相渗流环境，中间黏度流体起到类似调剖作用，最终油采收率分别达到61.33%和56.92%。

根据5组长岩心驱替实验结果，综合考虑采出程度、突破时间、注入量、注入压差等因素，CO2—水交替驱或烟道气—水交替驱作为首选注气方式。

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