陈云峰，马桂芝，白 冰，黄海龙，龙鸿波

（中国石油冀东油田勘探开发研究院，河北唐山 063000）

国内近几年发现和未投入开发的油田主要以低渗、特低渗透油藏等难动用储量为主，开采难度越来越大。低渗透油藏的显著特点就是储层渗透率低，自然能量不充足，注气作为一种提高采收率的方法受到各大油田的普遍关注［1－2］。在常温常压下，氮气为无色无味的气体，分子量为28.013，密度约为空气的0.97倍。氮气的化学性质极不活泼，在常态下表现出很大的惰性，它不易燃、干燥、无爆炸性、无毒、无腐蚀性，使用安全可靠。与其他气体相比，氮气具有气源丰富，无爆炸性，不伤害地层，不结垢，不腐蚀管线，后处理简单等优点。

柳北Es32＋3油藏埋藏深、储层渗透率较低（平均为273×10－3μm2）、非均质性强、油质较轻，经历了二十年的注水开发，油藏层间矛盾突出，部分油藏出现了注不进水的现象，水驱动用程度趋差，水驱油效率低，常规水驱开发采收率低，且由于地层温度高，实施化学驱难度较大，需进一步研究适合低渗油藏的增产和提高采收率技术，并进行矿场先导试验，为探索南堡陆地中深层、深层油藏提高采收率技术途径，选取柳北沙三3油藏开展氮气驱提高采收率物理模拟先导试验。

1 实验原理及实验过程

1.1 实验原理

驱替实验装置采用海安生产的一维多功能驱替物理模拟实验装置，可分为注入系统、模型系统、数据采集与处理系统和辅助保障系统4个部分。实验装置主要由注入泵、装原油和液体的中间容器、岩心夹持器、回压阀和恒温系统等组成（图1）。

岩心夹持器入口端接装有原油、氮气和水的中间容器，中间容器与一个液压泵相连接，通过液压泵向中间容器中泵入液体，从而驱动水、氮气和原油注入岩心夹持器。岩心夹持器出口端接回压阀，回压阀通过手摇泵加压而形成回压，利用回压使岩心达到地层压力。从岩心里被驱替出来的油、气、水通过计量系统得到准确的数据，通过分析这些油气水数据，可以得到产出程度、含水率等关键数据，分析数据得到实验结论。

1.2 实验条件

（1）实验岩心：本次实验岩心是石油大学模拟柳北非均质储层特征的人造方岩心，为了研究非均质性对采收率的影响，分别采用了均质方和非均质方岩心各两块（具体数据见表1）。选取模拟岩心的空气渗透率平均值为270×10－3μm2，分为高、中、低三层，渗透率分别为800×10－3μm2、300×10－3μm2、50×10－3μm2，渗透率变异系数0.814。

表1 柳北氮气驱实验岩心模型参数

（2）实验流体：实验用油为地层原油配制的模拟油，原油取自LB2－15－21井井口，经过了脱水并去除杂质。由于井口原油已脱气，黏度变大，要用航空煤油与原油按一定比例配制模拟油，要模拟到地下原油黏度（1.73 mPa·s，90℃）。实验中使用的饱和水为地层采出水（采自LB2－15－15），驱替用水为取自注水站的水井注入水，实验前过滤去除杂质。

（3）实验温度压力：实验温度为地层温度102℃，实验压力为6 MPa，实验模型为45 mm×45 mm×300 mm方岩心夹持器。

1.3 实验过程

实验过程包括抽真空后饱和水、测水相渗透率、饱和油、一次水驱、气驱、后续水驱、后续气驱等过程。为了实验结果更符合地质实际情况，本次实验做了重复性验证，每组实验至少重复2次。由于注入气体容易发生气窜，实验采用了水气交替注入的方法［3－4］。水驱结束时要求含水达到98%以上；气驱结束时也要求是气窜或含水达到98%以上；后续水驱要求直到出口端采出液的含水率连续0.2 PV都达到98%以上时，后续水驱实验结束；后续气驱也要求到出口端采出液的含水率连续0.2 PV都达到98%以上时，后续气驱实验结束。

2 实验结果及数据分析

2.1 实验过程分析

图2是模拟柳北非均质储层情况的方岩心A－12的氮气驱曲线，实验经过了水驱、气驱、二次水驱、二次气驱和三次水驱5个阶段（图2）。

在实验过程中，注入量、含水、采收率等变化情况如下：

（1）在水驱注入0.1638 PV时，岩心出口端见水，此时采收率为23.79% ；当注人0.7421 PV时，采出流体含水为98.97%，水驱实验结束，采收率为29.45% ，转为氮气驱。

图2 非均质方岩心A－12氮气驱曲线

（2）氮气驱后，当注入0.16 PV高压氮气时，出口含水率明显降低，最低到含水率9.09%，但随着注入量的增加，由于岩心小，很快发生气窜，变现为不出液，只出气，不得不再次转为水驱，此时采收率增加至34.42%。

（3）再次转为水驱后，出气量明显减少，初期的含水率仍很低，说明经过气驱，岩心孔隙间的剩余油分布发生了变化，水驱的波及体积增大，剩余油变成了可动油。随着注入量的增加，含水率升高，提高采收率效果逐渐降低，转为下一个气水注入周期。经过一次气水驱动，采收率达到44.5%。

（4）每次的气驱及后续水驱作为一个周期，第二次的气水注入效果明显不如第一次，含水率降低很少，相应的出油也少，提高采收率低，经过两次气水注入周期，最终的采收率达47.71%。2次气驱后共提高采收率18.26%。

2.2 开采效果预测

从表2可以看出，实验中柳北Es32＋3油藏水驱采出程度平均为32.6%，气驱后平均采出程度为52.3%，平均可提高采出程度19.7%，说明若在柳北地区开展气驱是有效的。但不论水驱还是气驱，均质岩心采出程度明显高于非均质岩心，说明储层非均质性是影响最终采收率的主要因素。

2.3 出气量分析

实验中，气驱后在很短的时间内气量就很大，很快气窜，表现为不出液，只出气。分析其原因，主要是物理模型较小所致，现场实际应用可能时间较长。实验中观察得出：如何有效控制气窜是氮气驱成功的关键。

表2 氮气驱提高采收率实验数据

根据气窜后继续改为水驱仍能显著提高采收率这一事实，可以得出，在现场实施过程中，水气交替驱是气驱项目推广的一项行之有效的措施。

2.4 非均质性的影响

本次实验分别采用了均质岩心和非均质岩心，但平均渗透率相同。通过实验可以看到，均质岩心的水驱采收率远大于非均质岩心的水驱采收率，表明非均质性是影响柳北采收率的一项主要影响因素。也间接说明了柳北断层根部虽然位置高、含油饱和度高，但采出程度不及柳北主体，主要是断层倾向和物源方向相同，岩性颗粒分选差，边缘大断层岩性变化更大，造成断层根部非均质性更强。

2.5 实验前后岩心对比

从柳北气驱实验前后岩心对比可见，饱和油后实验前的岩心颜色不同，存在斑块，说明由于岩石层内及层间非均质性较强，原始含油饱和度不同，物性好的层内，含油饱和度高；驱替实验后斑块不明显，说明物性好层，采出程度高，也说明了非均质性对采收率的影响。

从驱替实验前后的照片（图3）对比可见清晰的窜流通道，窜流通道形成于物性相对好的高渗层内，呈现不规则形状，前段扫油面积较大，剩余油较少，由于窜流的形成，末端剩余油分布较多。

3 结论

（1）柳北Es32＋3油藏实施氮气驱是可行的，与纯水驱相比，氮气驱平均可以提高采收率19.7%。

（2）气驱容易形成气窜，气窜后适时地转为水气交替驱，可以达到有效的扩大波及范围，继续驱动出剩余油的效果。

图3 实验前后岩心照片

（3）柳北Es32＋3油藏实施氮气驱结果表明，均质岩心采出程度明显高于非均质岩心，地层非均质性是影响采收率的重要因素。

［1］李士伦，郭平，戴磊，等.发展注气提高采收率技术［J］.西南石油学院学报，2000，22（3）：42－45.

［2］李士伦，周守信，杜建芬，等.国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望［J］.油气地质与采收率，2002，9（2）：4－5.

［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，2004，31（3）：120－121.

［4］李振泉，殷勇，王其伟，等.气水交替注入提高采收率机理研究进展［J］.西南石油大学学报，2007，29（2）：23－25.