王长权,孙 雷,任延涛,石立红,潘 毅

(1.西南石油大学,四川成都 610500;2.中海油田服务股份有限公司,天津塘沽 300452; 3.四川大学,四川成都 610065)

Q K17-2油田注N2-WAG提高采收率可行性实验研究

王长权1,孙 雷1,任延涛2,石立红3,潘 毅1

(1.西南石油大学,四川成都 610500;2.中海油田服务股份有限公司,天津塘沽 300452; 3.四川大学,四川成都 610065)

气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%～6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%～12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。

提高采收率;注氮气;气水交替驱;机理研究

气水交替驱(WAG)可增加水驱后的波及体积,水段塞还可以有效减弱由于油气黏度差异而产生的气体指进现象,所以气水交替注入可有效提高水驱后油田的采收率[1-2]。

QK17-2油田主要油层段由新近系明化镇组下部砂层组成,油气资源十分丰富。自投产以来,地层压力已逐步下降,经注水保压开采后含水率上升很快,采收率不高,目前已进入高含水开发期。为进一步提高油田采收率,实现油田长期高产、稳产,本文根据该油田中各油层的地层压力、渗透率、原油性质和有无边水等特点,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验及长岩心驱替实验,并结合地层原油复合体系相态综合研究对油层进行合理地注气/水等专项技术研究。为避免交替注气/水过程中对油层造成伤害,并考虑到海上油田气源问题,决定采用注N2-WAG进行实验评价研究,以探索进一步提高采收率的可行性[3-4]。

1 地层原油相态实验

本文所有实验均采用具有代表性的QK17-2油田P1井的复配地层油。为了使其流体具有代表性,要求取样条件准确,取全取准油井目前的生产数据,如地层压力、生产气油比、测试条件、分离器温度和压力等。复配时严格根据以上数据按照SY/T5542—2000《地层原油物性分析方法》进行复配。复配后,通过油气样品色谱分析及井流物组成计算、单次脱气试验、泡点压力测试、PV关系试验、多级脱气、热膨胀系数测试等,进行井流物组分组成计算,获得实际流体物性参数。

所得P1井井流物组分组成及地层油样主要性质参数见表1、表2,并根据数模软件得该流体相图(图1)。

通过对QK17-2油田P1井地层原油相态实验研究,得出如下结论和认识:

表1 P1井的井流物组分和组成参数Tab.1 Components of P1 well fluid

表2 P1井地层原油样品主要性质参数Tab.2 Main physical property parameters of P1 well formation crude

图1 P1井原始油藏地层模拟计算相图Fig.1 P-T phase diagram of P1 well prototype reservior

(1)对P1井流物组成分析可以看出,C1含量为26.01%,C2～C6含量为7.05%,C7+含量为65.54%,属于普通重质黑油的流体组成。

(2)单次脱气测试表明,P1井地层原油溶解气量较大,属中等偏高气油比原油,泡点压力中等、体积系数中等、收缩性中等、气体平均溶解系数中等,而且原油气油比、泡点压力、体积系数,收缩性率、气体平均溶解系数等特征是相匹配的。原油具有中等密度、较低黏度(地层温度下)、压缩系数中等、体积膨胀能量中等等特点。

(3)采用目前条件取样按原始条件配制的QK17-2油田地层原油样品,与原始地层原油性质一致,说明复配样品正确,具有代表性。

根据目前的生产实际情况看,从油藏开采至今,油样和气样组成没有发生变化,目前地层压力在泡点压力以上,地层原油尚未出现脱气。按原始条件进行复配,能真正代表原始条件下的样品,对于评价QK17-2油田提高采收率方案研究,采用上述方法配制的地层原油样品,对现场实际有较好的指导意义。

2 地层原油注N2膨胀实验

为了研究加入不同比例注入气对目前地层流体相态的影响,确定注气驱油机理,并为数值模拟提供相态拟合基础参数,进行了地层原油注N2膨胀实验。

该实验是在加拿大DBR公司制造的J EFRI全观测窗无汞高温高压地层流体分析仪中进行的。实验过程是在目前地层压力下将一定比例的N2注入到原油中,按照设计饱和压力次数加气,每次加气后逐渐加压使N2在原油中完全溶解并达到单相饱和状态。每次注气后,饱和压力和油气性质均会发生变化,进行泡点压力、PV关系、黏度等参数的测试,从而研究N2对原油性质的影响。对油气体系的PVT参数进行测试后,再继续加入一定量的气体,直到达到设计要求比例为止。表3给出了注入N2后P1井原油在泡点压力下的各主要物性特征变化数据。

表3 N2注入对P1井饱和压力下流体相态的影响Tab.3 The influence on P1 well fluid phase state under saturation pressure by nitrogen injection

由表3可见,注入N2后,原油泡点压力迅速上升,上升幅度很大,随即逐渐减缓,当注入20 mol%倍体积的N2时,原油的泡点压力上升至44.21 MPa。从测试结果可知:注N2饱和压力不断上升,尚未达到临界点状态,这表明QK17-2地层原油注N2的一次接触混相压力高于44.21 MPa,注入N2较难达到混相,表现出典型的非混相驱特征;原油体积系数增大,但随注入气比例增大,饱和压力升高,地层原油被压缩,体积系数逐渐降低,但幅度很小,说明注入气增溶驱油效果不明显,同时溶解气油比也逐渐增大;原油的整体组成随注入量的增加先逐渐变轻,但减小的幅度不大;随着饱和压力增加,密度又逐渐变大,但幅度较小;随着注入气的增加,地层原油轻质化,黏度先减小,但随着注入量进一步增加,原油饱和压力增大,在饱和压力条件下原油压缩因而黏度增大。综上所述,该地层原油适合注N2-WAG驱替。

3 细管测试MMP实验

细管实验是确定给定注入气的最小混相压力和给定注入压力最佳注入气混相组成的主要实验手段。为了测试QK17-2地层原油注N2驱混相条件,进行了细管驱替测试。

本次细管实验采用长20 m、直径为4.4 mm的盘式充填型细管进行注N2与原油混相程度的实验研究。该细管孔隙体积119.91 cm3,孔隙度39. 43%,渗透率10.8μm2。在地层温度条件下(74℃)选取了4个压力点(分别为30、35、40、45 MPa)进行细管实验。N2在不同驱替压力时采收率随注入孔隙体积变化的对比如图2及图3所示。

从图中可以看出,在较高压力下N2与P1井原油难以达到混相,在注入0.3 PV左右时气体就开始突破。气体突破前,采收率上升较快,而气体突破后,采油量急剧减小,气量增大,油气比急剧上升,采收率增幅变缓,不同压力下注入N2后采收率关系如表4所示。

图2 N2注入孔隙体积与采收率关系Fig.2 The relation curve of pore volume and recovery by nitrogen injection

图3 N2注入孔隙体积与采出端气油比关系Fig.3 The relation curve of pore volume and export GOR by nitrogen injection

表4 不同注入压力与采收率关系Tab.4 The relation of recovery and different injection pressure

从表4中可以看出,45 MPa下注N2后地层原油的采收率仅为23.74%,说明QK17-2地层原油与N2难以达到混相,表现为典型的非混相驱替特征,综合采收率不高。由于地层孔隙度大,渗透率高,单纯注气很容易发生气窜现象,影响气驱效果,因此选用注N2-WAG来避免这种情况的发生。

4 长岩心注N2驱替实验

QK17-2区块储层孔隙度分布不均匀,变化范围为3.6%～4.0%,平均32%,渗透率(0.02～7 600)×10-3μm2,平均279×10-3μm2,可见该油藏储集层的连通性较好,非均质性较强,属较高孔、高渗油藏。其原油具有相对密度中等、含硫量低、胶质、沥青质中等及含蜡量高的特点。选取了QK17-2区块岩屑经实验室粉碎筛选后进行填砂管注N2、N2-WAG长岩心。其填砂管长度为100 cm,直径为2.5 cm,平均孔隙度32.06%,平均渗透率1 246×10-3μm2。长岩心驱替实验测试结果见图4及图5所示。

图4 衰竭+注水含水率、原油采出程度及气油比与注水量关系Fig.4 The relation of water content,oil recovery, GOR and water injection rate by depletion and waterflooding

图5 不同情况下原油采出程度与注入量关系Fig.5 The relation of oil recovery factor and injection rate

从图中可以看出,水驱含水率达80%时注N2较纯水驱采收率提高2.35%,注N2-WAG较纯水驱采收率提高4.46%～6.24%,有倾角条件下注N2-WAG较纯水驱采收率提高11%～12.58%。根据QK17-2油田地层地势情况,还对注气时机进行了分析,得知:水驱含水率达80%与含水率达90%时的状态下开始注N2-WAG,含水率80%比含水率90%开始注N2-WAG提高采收率0.72%,表明在较低含水率时实施注N2-WAG效果更好。因此,在较高渗透率油藏条件下,在注N2非混相驱油时,注入压力对驱替效果的影响相对较小,应主要考虑防止气窜和合理利用N2弹性能量和重力驱油,故选择注N2-WAG驱油并尽可能寻找具有一定地层倾角的油藏的高部位注气,有可能收到较好的效果。

5 结论与建议

针对QK17-2油田,在目前地层条件下注N2-WAG采收率较单纯注水和单纯注N2有所提高,带倾角条件下注N2-WAG采收率将会进一步提高,其采收率较水驱提高约11%～12.58%。注N2-WAG非混相驱油时,首先要找到最佳注气时机,并尽可能寻找具有一定地层倾角的油藏的高部位注气,有可能收到较好的效果。在较高渗透率油藏条件下,在注N2非混相驱油时,注入压力对驱替效果的影响相对较小,应主要考虑防止气窜和合理利用N2弹性能量和重力驱油。

[1]赫恩杰,蒋明,许爱云,等.任11井山头注氮气可行性研究[J].新疆石油地质,2003,8(4):325-328.

[2]Jones L G,Cullick A S,Cohen M F.WAG Process Promises Improved in Cycling Gas Condensate Reservoir:Part 1——Prototype Reservoir Simulation Studies[C].SPE19113,1989.

[3]王进安,岳陆,袁广钧,等.氮气驱室内实验研究[J].石油勘探与开发,2004,6(3):119-121.

[4]Christensen J R,Stenby E H,Skauge A.Review of WAG Field Experience[C].SPE39883,1998.

Feasibility laboratory study on EOR by nitrogen-water alternate injection flooding in QK17-2 Oilfield

Wang Changquan1,Sun Lei1,Ren Yantao2,Shi Lihong3,Pan Yi1
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu610500,2.Oilf ield Services Ltd.,CNOOC,Tanggu300452;3.Sichuan University,Chengdu610065)

Water alternating gas flooding(WAG)is the effective way to increase the swept volume after waterflooding and weaken the fingering phenomenon generated by the viscosity difference.QK17-2 is a waterflooding oil field.It’s total water cut was more than 80 percent,which enters high water content period of mid-late development.QK17-2 oilfield faces the problems of high water content and low oil yield after waterflooding.In order to solve these problems,laboratory experiments have been carried out,including the phase state of formation fluid,nitrogen injection expansion,slim tube and long core displacement experiment.Through the results of experiments,the feasibility of EOR by N2-WAG after waterflooding was analyzed.It turned out that the effect of N2-WAGis the best,followed by waterflooding while the effect of nitrogen injection is the worst.The recovery of N2-WAGwithout dip angle and with dip angle is increased by 4.46%～6.24%and 11%～12.58%respectively than waterflooding.It is concluded that the recovery of N2-WAG with dip angle is the highest.

EOR;nitrogen injection;WAG;mechanism study

book=9,ebook=169

TE357.6;TE357.7

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.064

1008-2336(2010)03-0064-05

2010-03-08;改回日期:2010-04-13

王长权,1979年生,男,在读硕士,从事油气相态理论及注气提高采收率方面的研究。E-mail:wonque@163.com。