混相和非混相富气-N2复合驱试验研究

陈涛平，毕佳琪，孙文

1.提高油气采收率教育部重点实验室(东北石油大学)，黑龙江 大庆 163318 2.宿松徽商长城能源有限公司，安徽 安庆 246500

气驱是最具优势的提高低渗透油层原油采收率的方法[1]，在多数油田可以很容易地得到气田气或油田伴生气，具有不受地层水矿化度的影响、能解决低渗透油层注水困难或水敏性油层的难题、注入后不会污染油层、且可以回收利用的特点[2]，因而被广泛应用于提高原油采收率。

美国和加拿大最早开始注富气提高原油采收率现场试验[3]，前苏联在北海油田成功应用了水-天然气交替驱技术[4]，委内瑞拉曾实施了全世界最大的注天然气驱油项目[5]。我国中原油田自20世纪80年代开始探索注天然气驱油方法[6]，2005年进入矿场先导试验；继此之后，许多油田也相继进行了注天然气驱油矿场试验[7]，其中，长庆安塞油田进行了特低渗透油层现场注气驱油试验。

烃类气驱的研究开始较早，20世纪80年代，CHEN等[8]研究了烃气混相驱中溶剂段塞尺寸对驱油效果的影响，GLASO[9]提出了预测富气与原油的最小混相压力关系式，SHYEH-YUNG[10]研究了加富天然气组分与注入压力对驱替效率的影响。近年来，国内对烃类气驱做了大量的研究工作。曾有学者先后研究了尺度效应对天然气混相驱油效果的影响[11]，分析了烃类气体驱油过程中的组分质量传递、相态变化、多次接触混相机理及相态特征[12-14]等，为深入开展烃类气体驱油奠定了理论基础。丁名臣等[15]分别利用细管和长岩心物理模型研究了压力、原油含气性质、烃类气体组成和气体注入方式对烃类气驱驱油效率的影响；赖文君[16]利用数值模拟计算和室内物理试验，研究了高于和低于泡点压力下的注烃气驱油效率；王生奎等[17]研究了富气驱过程中产出气密度变化规律，提出了一种高效的富气、水交替驱注入方法；还有学者利用油藏数值模拟技术，研究了影响特定油田注烃气开发效果的因素，并优化了工程参数[18]。这些研究为注气开发提供了重要的技术支撑。

富气驱油具有多次接触混相驱和非混相驱2种驱替方式，其中混相驱以驱替效率较高而倍受重视。徐芊[19]的研究结果表明向原油中注入较轻质的烃类气体，蒸发气驱机理主导气驱过程，但若油气组分不匹配也无法最终实现混相；向原油中注入重质组分较多的烃类气体，其混相机理复杂，应当是凝析和蒸发双重机理共同作用形成的近混相。人们曾采取各种措施期望在低渗、特低渗油层中实施的富气驱都能实现混相驱，但受油藏环境以及开发方式等因素影响，许多油田往往只能实施非混相驱；即便在实施富气混相驱的油田，其注入井附近的油层压力高于富气-原油的最小混相压力，能实现富气混相或近混相驱；但在采出井附近一定范围内的油层压力常低于富气与原油的最小混相压力，已处于非混相驱状态。因此，在对低渗、特低渗油层混相条件下富气-N2复合驱进行研究的基础上[20]，有必要继续开展低渗、特低渗岩心混相、非混相富气-N2复合驱比较研究，通过物模试验确定其驱替效果，进而为富气-N2复合驱的实施提供可靠的试验依据。

1 驱油试验

实际油田中，注采井井底压力差异较大，注入井井底附近一定范围内的油层压力能够高于富气与原油的最小混相压力，实现富气与原油的混相驱；但在采出井附近一定范围内的油层压力常低于富气与原油的最小混相压力，处于非混相驱状态。因此，有必要开展低渗、特低渗岩心混相、非混相富气-N2复合驱试验研究，以确定其驱替效果。

1.1 试验材料及设备

混相、非混相条件下富气-N2复合驱物模驱试验的主要目的是研究不同富气段塞+N2复合驱时的采收率，以确定合理的富气段塞尺寸。考虑到岩心物性对试验结果的影响及试验温度要求，物理模拟试验宜采用天然岩心及含气原油。

1.1.1 试验材料

1)饱和用水。模拟大庆油田原始地层水，矿化度为6778mg/L，具体组成见表1；饱和用油，YS油田S99-TX13井(含气)模拟油，溶解气油比为22.3m3/m3。

表1 饱和岩心用水组成

2)富气。经脱水净化后的油田井口伴生气，具体组成见表2，45℃加压至30MPa备用；富气-原油的最小混相压力为27.4MPa。

表2 富气的组成

3)岩心。因油井取岩心尺寸过小，只能以渗透率为主要指标，选择适宜的低渗、特低渗岩心，根据实际油层长厚比约为30的情况，确定了物模试验所用岩心的尺寸约为长30cm、宽4.5cm、厚1.3cm。混相、非混相富气-N2复合驱所用岩心物性参数分别见表3和表4，可以看出试验所用天然露头岩心孔隙度偏高，但渗透率与含油饱和度完全满足要求。

表3 混相富气-N2复合驱试验用天然岩心物性参数

表4 非混相富气-N2复合驱试验用天然岩心物性参数

1.1.2 试验设备

HBCD-70高温高压岩心驱替装置包括高压计量泵、特制高温高压夹持器、计算机控制系统、计量系统、仪表控制系统、真空泵、微型高压定量储气容器等。

1.2 试验方法

采用相同的设备，在不同的试验条件下分别进行混相、非混相富气-N2复合驱物模驱油试验。

1.2.1 混相富气-N2复合驱试验方法

1)试验条件。试验温度90℃，注入压力30.2MPa，出口回压28.6MPa。

2)试验方案。物模试验设计5种方案：全N2驱、0.2PV富气+N2驱、0.4PV富气+N2驱、0.6PV富气+N2驱、全富气驱；试验中实时记录产油量、产气量等，直至产出流体的气油比达到1500mL/mL以上时结束试验。

3)试验步骤。 ①抽真空：将试验用岩心装入特制高温高压夹持器中抽真空4h以上。②饱和水：记录计量泵初值，开岩心进口阀门饱和水；压力稳定至0.5MPa时，记录计量泵终值，开岩心出口阀门；静置至压力为0MPa时，读取出水量，并计算饱和水量及孔隙度。③水测渗透率：连接精密差压传感器，以不同排量恒速注入饱和水，分别记录不同流速下的压差，根据达西定律计算出水测渗透率。④饱和油：出口回压设为28.6MPa，饱和含气原油，计量累计出水量，计算原始含油饱和度。⑤老化：关闭进出口阀门，将饱和油后的岩心置于试验条件下老化24h以上。⑥驱油：设置出口回压为28.6MPa，先注入不同PV数的富气，再注入N2至试验结束，适时记录注气量、产油量、累计产气量等，并绘制出相应的试验曲线。

1.2.2 非混相富气-N2复合驱试验方法

1)试验条件。试验温度90℃，注入压力17.1MPa，出口回压16MPa。

2)试验方案。物模试验设计4种方案：0.2PV富气+N2驱、0.4PV富气+N2驱、0.6PV富气+N2驱、全富气驱；试验中实时记录产油量、产气量等，直至产出流体的气油比达到1500mL/mL以上时结束试验。

3)试验步骤。试验所用富气-原油的最小混相压力为27.4MPa，饱和油及驱油试验中岩心出口回压设为16MPa，注入压力17.1MPa，以保证富气-原油为非混相状态。其余步骤同混相富气-N2复合驱试验。

2 试验结果与讨论

2.1 混相富气-N2复合驱试验结果

用低渗、特低渗岩心分别进行了5种驱替方案的试验研究，各驱替方案的最终采收率见表5。

表5 混相富气-N2复合驱试验结果

根据试验所用低渗、特低渗天然岩心的平均物性参数及注采压力，利用CMG油藏数值模拟软件建立了与试验所用岩心及流体参数完全一致的数理模型，计算了不同注入方案的采收率，并将物模驱油试验结果与数模理论采收率曲线绘于同一图中(见图1)。可以看出，物模试验结果与试验所用物理模型的数值模拟计算结果基本相符，不同富气PV数对应的采收率结果相近，其偏差在合理范围内。特别是0.6PV富气+N2的驱替方案，可以获得较好的驱油效果，其采收率接近或超过全注富气驱时的采收率。表明0.6PV富气+N2驱时，富气段塞有效地遮挡了N2对富气混相前缘的影响，且后续N2充分发挥了其弹性驱替效果优于富气的作用，故采收率较高。

随着富气注入量的增加，富气+N2复合驱采收率不断增加，当富气段塞达到0.6PV时，达到一个稳定值。这是由于富气、N2之间的扩散和弥散作用以及富气与油相之间密度、黏度的差异导致了富气前置段塞、N2推进驱替过程中不可避免地存在着混合带。因此，从提高采收率的效果上看，富气前置段塞必须能满足形成稳定的中间带避免N2与富气混合带窜逸至富气前缘。当富气段塞小于0.6PV时，N2突破了富气段塞与模拟油发生接触，影响了富气与模拟油的混相，进而影响了采收率。对比图1(a)与图1(b)，特低渗岩心较低渗透岩心具有能缓减气窜作用，从而获得更好的驱替效果。

图1 混相复合驱数模与试验结果对比Fig.1 Comparison of numerical simulation and experimental results in miscible compound flooding

2.2 非混相富气-N2复合驱试验结果

用低渗、特低渗岩心分别进行了4种驱替方案的试验研究，各驱替方案的最终采收率见表6。对比表5与表6，可以看出低渗及特低渗岩心中，混相条件下富气+N2复合驱的采收率均比非混相条件下的采收率高，且富气段塞PV数越大，采收率差别亦越大。富气段塞为0.6PV时，低渗及特低渗岩心混相驱的采收率比非混相驱分别高10.93%和10.80%，证实了混相复合驱的优越性。

表6 非混相富气-N2复合驱试验结果

由图2可知，混相复合驱时低渗、特低渗岩心富气合理段塞均为0.6PV；非混相复合驱时低渗透岩心合理富气段塞为0.6PV、特低渗岩心合理富气段塞为0.4PV。当富气段塞为0.2PV时，混相与非混相复合驱采收率差别很小，随着富气段塞PV数增大，混相与非混相复合驱采收率差别逐渐增大，直至接近混相、非混相各自的合理PV数后，采收率差别不再增大。分析认为，富气段塞为0.2PV时，由于富气段塞过小，后续注入的N2会穿越富气到达油气混相前缘，从而使富气的混相作用基本发挥不出来，故混相、非混相压力下复合驱的采收率基本一致；随着富气段塞PV数的增大，后续注入到岩心中N2不能完全穿越富气到达油气混相前缘，富气的混相作用随段塞PV数的增大而逐渐发挥出来，混相压力下复合驱的采收率随之高于非混相压力下复合驱的采收率，富气段塞的PV数越大，混相、非混相驱的采收率差别越大；接近混相、非混相驱各自的合理段塞PV数后，富气的混相驱替作用已基本发挥完毕，随之而来的是同样靠后续N2的顶替、膨胀作用将原油驱替出来，故此时采收率差别不再增大。

图2 采收率与富气段塞PV数关系Fig.2 Relationship between recovery ratio and PV number of rich gas slug

3 效益对比

3.1 低渗、特低渗岩心混相复合驱效益对比

根据表5中的数据计算了低渗、特低渗岩心混相富气-N2复合驱中不同富气段塞PV数的吨油气体成本，结果如图3所示。其中，标况下富气的价格取2.28元/m3，N2价格取1.47元/m3，原油价格取50美元/桶，美元对人民币汇率取7.0。由图3可以看出，随着富气段塞PV数的增加，低渗与特低渗岩心的吨油气体成本持续增加，低渗岩心的吨油气体成本始终高于特低渗岩心的吨油气体成本。结合图1，当富气段塞PV数相同时，低渗岩心的采收率低于特低渗岩心的采收率，以至于低渗岩心的吨油气体成本较高。低渗与特低渗岩心的富气-N2复合驱中富气的合理段塞为均0.6PV，此时特低渗岩心的吨油气体成本为857.26元，而低渗岩心的吨油气体成本为935.58元(比特低渗岩心的吨油气体成本高78.32元)。

为了更直观地反映富气-N2复合驱的气驱效益，计算了不同富气段塞时复合驱的投入产出比，结果如图4所示。注相同富气段塞PV数时，低渗岩心的投入产出比始终低于特低渗岩心的投入产出比。试验中，同一富气段塞PV数下，低渗岩心中所需后续N2的PV数与特低渗岩心的基本相同，即低渗岩心富气-N2复合驱的注入气体成本与特低渗岩心富气-N2复合驱的注入气体成本基本相同，所以低渗透岩心的投入产出比与特低渗岩心的投入产出比主要受采收率影响，而低渗透岩心的采收率始终低于特低渗岩心的采收率。因此注相同富气段塞PV数时，特低渗岩心的投入产出比始终高于低渗透岩心的投入产出比。当富气段塞为0.6PV时，特低渗岩心的投入产出比是低渗透岩心的投入产出比的1.09倍。

图3 混相复合驱吨油气体成本对比图图4 混相复合驱投入产出比对比图 Fig.3 Comparison of gas cost per ton oil in Fig.4 Comparison of input-output ratio in miscible compound flooding miscible compound flooding

在试验条件下，采用富气-N2复合驱方式，可获得接近于全富气驱的驱油效果。以提高采收率幅度为主要目标，综合分析采收率、吨油气体成本和投入产出比，混相驱复合驱时低渗、特低渗岩心富气合理段塞均为0.6PV。

3.2 混相、非混相复合驱效益对比

根据表6中的数据，分别计算了低渗、特低渗岩心的混相和非混相富气-N2复合驱吨油气体成本，结果如图5所示，随着注富气段塞PV数的增加，低渗、特低渗岩心混相与非混相复合驱的吨油气体成本均持续增加，且混相复合驱吨油气体成本始终高于非混相复合驱的吨油气体成本。低渗岩心复合驱富气段塞为0.6PV时，混相复合驱吨油气体成本(948.29元)比非混相复合驱吨油气体成本(692.89元)高出255.4元；特低渗岩心复合驱富气段塞为0.6PV时，混相复合驱吨油气体成本(857.26元)比非混相复合驱吨油气体成本(692.14元)高出165.12元。

图5 复合驱吨油气体成本对比Fig.5 Comparison of gas cost per ton oil in compound flooding

虽然在混相条件下，低渗、特低渗岩心富气段塞为0.6PV时，混相复合驱比非混相复合驱的采收率分别高10.93%和10.80%，但由于混相驱的注入压力(30.2MPa)是非混相驱的注入压力(17.1MPa)的1.766倍，注入相同PV数的富气在标况下的体积相差1.6倍之多，以致于混相驱采收率的增值不足以弥补其注富气量的增值，所以混相复合驱的吨油气体成本始终高于非混相复合驱的吨油气体成本。

为了更直观地反映富气-N2复合驱的气驱效益，分别计算了低渗、特低渗岩心混相和非混相富气-N2复合驱的投入产出比，结果如图6所示。随着注富气段塞PV数的增加，低渗、特低渗岩心混相与非混相复合驱的投入产出比均呈现降低趋势，且混相复合驱投入产出比始终低于非混相复合驱的投入产出比。低渗岩心复合驱富气段塞为0.6PV时，非混相复合驱投入产出比(3.278)是混相复合驱投入产出比(2.401)的1.365倍；特低渗岩心复合驱富气段塞为0.6PV时，非混相复合驱投入产出比(3.354)是混相复合驱投入产出比(2.658)的1.262倍；非混相复合驱投入产出比平均为混相复合驱投入产出比的1.314倍。

图6 复合驱投入产出比对比Fig.6 Comparison of input-output ratio in compound flooding

综上所述，低渗、特低渗岩心中，混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87%，技术指标具有优势；但非混相复合驱投入产出比平均为混相复合驱投入产出比的1.314倍，经济上具有优势。

4 结论

1)采用富气-N2复合驱方式，可获得接近于全富气驱的驱油效果。混相复合驱时低渗、特低渗岩心合理富气段塞均为0.6PV；非混相复合驱时低渗岩心合理富气段塞为0.6PV、特低渗岩心合理富气段塞为0.4PV。

2)相对于低渗岩心来说，特低渗岩心富气-N2复合驱可以获得更好的驱替效果，在混相条件下，采用0.6PV富气+N2复合驱的驱替方式时，特低渗岩心的采收率为73.21%，比低渗岩心的采收率(65.91%)高7.30个百分点；在非混相条件下，特低渗岩心0.4PV富气+N2复合驱的采收率为62.05%，比低渗岩心0.6PV富气+N2复合驱的采收率(54.98%)高7.07个百分点。

3)低渗、特低渗岩心中，混相富气-N2复合驱采收率平均比非混相复合驱采收率高10.87%，在技术指标上具有优势；但非混相复合驱注入压力低、注相同PV数时所需气量少，其投入产出比为混相复合驱的1.314倍，在经济上具有优势。