全直径砾岩长岩心水驱后烟道气驱油与埋存实验
韩海水1,2, 李实1,2, 马德胜1,2, 姬泽敏1,2, 俞宏伟1,2, 陈兴隆1,2
1. 提高石油采收率国家重点实验室,北京 100083
2. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083

第一作者简介:韩海水(1985-),男,满族,河北秦皇岛人,博士,中国石油勘探开发研究院工程师,主要从事气驱提高石油采收率理论与技术方面的研究。地址:北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院采收率研究所,邮政编码:100083。Email: hanhaishui@petrochina.com.cn

摘要

选取新疆油田某砾岩油藏目的层段的5块全直径岩心拼接成直径10 cm、长度52.3 cm的长岩心组,利用中国自主研发的全直径长岩心驱替装置,模拟砾岩油藏衰竭、水驱、注烟道气驱、烟道气-水交替驱、CO2驱及烟道气埋存等全开发过程,并评价了烟道气驱的驱替特征和开发效果。研究表明,全直径岩心驱替实验可更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点;火驱产出烟道气可应用于砾岩油藏水驱后进一步提高采收率,取得较好开发效果的关键是选择合理的注气时机、注气压力、注气方式;水驱中期优势渗流通道尚未完全形成,此时适当提高油藏压力后转烟道气-水交替驱可避免烟道气过早气窜而形成无效循环,较大幅度提高采收率;烟道气-水交替驱油过程中,储集层可有效吸收烟道气中有害气体硫化氢,同时可实现烟道气的安全有效埋存。图5表7参21

关键词: 砾岩油藏; 全直径岩心; 烟道气驱油; 注气时机; 提高采收率; 废气埋存
中图分类号:TE341 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2018)05-0847-06
Investigation of flue gas displacement and storage after the water flooding in a full diameter conglomerate long-core
HAN Haishui1,2, LI Shi1,2, MA Desheng1,2, JI Zemin1,2, YU Hongwei1,2, CHEN Xinglong1,2
1. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Beijing 100083, China
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China;
Abstract

Five full diameter cores were obtained from a conglomerate reservoir of Xinjiang oilfield. They were assembled into a full diameter long-core group, with a total length of 52.3 cm, 10 cm in diameter. With the full diameter long-core flooding system designed and produced in China, experiments were conducted to simulate depletion, water flooding, flue gas flooding, flue gas-water alternative flooding, CO2 flooding, and flue gas storage in the conglomerate reservoir, and the characteristics and effect of the flue gas flooding were evaluated. The study shows that full diameter long-core flooding experiment is more effective in simulating the gas displacement and percolation characteristics in the conglomerate reservoir. According to the experimental results, the flue gas produced from fire flooding can be used to enhance oil recovery of the water-drived conglomerate reservoir. The key to reaching a favorable development effect is to select the right timing, injection pressure and mode of flooding. In the middle of the water flooding stage, when the dominant percolation channel has not been formed, injecting flue gas and water alternatively after increasing reservoir pressure could avoid premature gas channeling and enhance oil recovery. During the flooding, the poisonous gas, H2S, was absorbed efficiently in cores and fluids, and flue gas was stored safely.

Keyword: conglomerate reservoir; full diameter core; flue gas flooding; injection timing; EOR; flue gas storage
0 引言

近年来, 随着以新疆、辽河油田为代表的火驱技术的迅速发展, 油田火驱开发中产生的烟道气如何妥善处理已成为一大难题。受强非均质性影响, 新疆火驱试验区附近的砾岩水驱稀油油藏地层压力下降快、采收率低, 亟需探索可行的提高采收率技术[1]。若成功实施烟道气驱, 可实现提高采收率与烟道气的有效埋存, 具有良好的经济效益和社会效益。受注入气性质所限, 烟道气驱油效果比CO2差, 但烟道气驱节省了提纯CO2的复杂工艺和高昂成本, 同时实现烟道气的封存和资源的合理利用[2, 3, 4, 5, 6, 7]。因此, 烟道气驱技术具有广阔的应用前景[8, 9, 10, 11, 12, 13]

实验室通常采用长岩心物理模拟来研究气驱油的驱油特征和驱油效果, 长岩心模型通常采用多块直径为2.5 cm或3.8 cm的岩心拼接而成[2, 14, 15, 16]。如李向良[14]、郭永伟[15]、张艳玉[16]等学者在这方面进行了大量研究。但目前该类研究多针对砂岩油藏, 其组成颗粒分布均匀, 非均质性较弱, 而对于砾岩或缝洞型碳酸盐岩储集层, 其中的砾石或缝洞尺寸可达2~3 cm, 非均质性极强, 小尺寸岩心难以代表储集层的物性特征。同时由于取心位置不同, 岩心孔渗特征各异, 实验结论差别大, 不能反映储集层的真实渗流特点。

增加岩心直径至10 cm, 可降低非均质性的影响, 改善模拟效果。如程信芳等[17]用直径10 cm、长度5 cm的岩心模拟了大庆油田某各向异性储集层水驱特征; 樊建明等[18]用全直径岩心研究了储集层孔隙介质对CO2注入地层后相态的影响情况; 赵磊等[19]用全直径岩心研究了塔河某缝洞型碳酸盐岩油藏注N2、CO2的吞吐效果。然而以上实验均采用单块全直径岩心, 长度仍不能满足模拟气驱驱替特征和渗流效果的要求。特别是高温、高压全直径长岩心气驱模拟方面, 鲜有文献报道。

新疆油田某砾岩油藏目前处于水驱开发阶段, 地层压力下降快、采出程度低, 亟需探索有效提高采收率的开发方式。本文选取多块直径为10 cm的全直径岩心拼接成长岩心模型, 模拟油藏衰竭、水驱、注烟道气驱、CO2驱等的全开发过程, 总结各阶段的注采特征, 评价烟道气驱的驱替特征和开发效果。

1 驱替实验设计
1.1 实验材料

①岩心:实验所用岩心均为新疆H油田现场油井目的层段所取的真实岩心, 选取破损相对较少的岩心进行编号、修整, 拼接成长岩心组(见图1)。各段岩心长度和气测渗透率见表1, 拼接岩心总长52.3 cm, 根据长度与渗透率的加权平均计算, 岩心组的气测渗透率为44.6× 10-3 μ m2

图1 全直径岩心及拼接示意图

表1 岩心组各段岩心长度与气测渗透率

对岩心组进行饱和地层水、饱和原油等实验, 确定岩心组孔隙度、含油饱和度、水测渗透率等参数。测得饱和地层水体积为649.52 mL, 饱和油过程中产出水384 mL, 计算岩心组平均流动孔隙度为15.82%, 烃类孔隙体积(HCPV)384 mL, 初始含油饱和度为59.12%; 水测岩心渗透率流速0.2 mL/min时, 压差稳定在0.64 MPa, 据达西公式, 岩心水测渗透率为34.7× 10-3 μ m2

②模拟地层油:参照新疆H油田地层原油原始PVT资料, 实验室利用井口脱气油和天然气复配形成模拟地层油。在地层温度42 ℃条件下, 地层油饱和压力为11.8 MPa, 溶解气油比48 m3/m3, 地层油黏度6.38 mPa· s, 地层油密度0.825 6 g/cm3, 地层油体积系数1.086, 属于典型的黑油油藏原油。

③饱和水与注入水:原始资料显示, 地层水矿化度为16 102 mg/L。而根据现场资料, 注入水矿化度为5 265.32 mg/L。实验过程中饱和水采用地层水, 水驱和水-气交替驱用水采用注入水, 二者的主要离子含量见表2

表2 地层水和注入水的主要矿物离子构成

④火驱烟道气:主要组成为氮气、二氧化碳、甲烷, 其主要组分构成见表3。利用高温高压升泡仪, 分别观察42 ℃和15, 26, 35 MPa条件下, 烟道气泡在原油中上升的形态变化(见图2), 结果表明全过程中气泡清晰可见, 未能完全消失, 基本判定烟道气与原油的混相压力大于35 MPa, 在地层条件下属于非混相驱替。

表3 烟道气主要组分构成

图2 烟道气气泡在原油中上升过程

1.2 实验装置

实验装置为中国自主研发的高温高压全直径长岩心驱替系统, 该装置最高承压70 MPa、最高耐温150 ℃、最大夹持岩心长度2 m、最大夹持岩心直径10 cm。装置由全直径岩心夹持主体系统, 高精度、高温、高压驱替泵系统, 回压控制和精确计量系统等3部分构成(见图3)。该驱替装置通过多点控温、测温、加热实现岩心组在实验过程中温度的稳定、均衡, 温度误差小于± 0.1 ℃。高精度的回压控制系统和驱替泵组合可控制压力误差小于± 0.1 MPa, 体积误差小于± 0.01 mL。驱替泵可实现恒压、恒速、定体积等多种工作模式。

图3 全直径长岩心实验装置示意图

1.3 实验方案

实验设计2组驱替方案。2组方案的差别为:第1组实验方案为水驱至不再产油后, 转烟道气驱再转水-气交替驱; 第2组方案为水驱至中期, 提压后转烟道气-水交替驱, 具体细节见表4

表4 实验方案
1.4 实验步骤

在开始驱替实验前, 首先将编号的岩心按顺序装配, 岩心之间增加多层滤纸, 尽量减小流体在岩心间堆积或不均匀分布对渗流的影响。岩心完成装配后, 连接实验流程, 试压30 MPa, 试温42 ℃, 确认模型无泄漏。然后在此基础上开展2组方案的实验。

根据方案设计, 第1组实验方案具体步骤为:①先后使用甲醇和石油醚清洗岩心中的水和油, 直至产出液再次清澈透明, 最后用氮气吹干, 抽真空; ②在地层温度42 ℃, 地层压力15.02 MPa下, 先进行饱和水再进行饱和油, 饱和结束后静置老化1个月; ③关闭模型入口, 缓慢调节连接出口的回压阀, 经多级降压至8.11 MPa, 模拟油藏衰竭开发过程; ④保持出口压力8.22 MPa实施水驱, 驱替压差约3 MPa, 含水100%时(不再产油)结束水驱阶段; ⑤保持出口压力8.22 MPa, 进行连续烟道气驱, 在仅产气不产液时结束连续气驱; ⑥保持出口压力8.22 MPa进行烟道气-水交替驱替(气水比2:1)在仅产气不产液时结束气-水交替驱; ⑦关闭出口阀门进行埋存实验, 增压至模型压力20 MPa; ⑧降低出口压力至8.22 MPa进行CO2气驱, 在仅产气不产液时结束, 停止注入CO2; ⑨连续注入烟道气, 并对产出气进行间断取样, 共取气样6次, 检测气样中H2S含量, 研究H2S在岩心中的滞留情况。

第2组实验方案具体步骤为:①重复第1组实验方案的①— ③步; ②在采出程度24.79%时结束水驱, 同时调节出口回压阀提高模型压力至12 MPa; ③保持出口压力12 MPa进行烟道气-水交替驱替(气水比2:1), 在仅产气不产液时结束气-水交替驱; ④连续注入烟道气, 至总注入量为7倍HCPV时结束。

2 实验结果
2.1 烟道气驱替效果

记录实验过程中的注入水、烟道气、产出液(油、气、水)不同时刻的量, 结合岩心组孔隙体积、烃类孔隙体积、初始原油饱和度等参数, 对实验数据进行整理作图(见图4), 同时统计不同实验阶段的开发指标(见表5)。

图4 岩心驱替采出程度曲线

表5 不同开采方式下采出程度数据表

分析图4、表5可知, 烟道气驱可以有效提高采收率, 提高幅度因驱替方式的不同差别较大, 相比之下, 第2组实验方案的开发效果较好, 具体如下。

①实验所用砾岩岩心组, 衰竭开发采收率为3.25%~3.66%, 水驱开发最终采收率41.34%。

②第1组实验方案, 水驱结束后转连续烟道气驱效果不佳, 仅能提高采收率0.55%, 再转气-水交替驱无任何效果。

③第2组实验方案, 水驱到采出程度24.79%时直接转气-水交替驱, 提高采收率效果显著, 最终采收率达到50.21%, 比第1组实验方案的气-水交替驱采收率提高了8.32%。

④第2组实验方案在气-水总驱替1.67倍HCPV时采出程度达到50.21%, 而第1组实验方案气-水总驱替达到2.38倍HCPV时, 采出程度只达到41.89%。可见第2组实验方案增大了波及体积, 提高了开发效率。

⑤衰竭、水驱、烟道气驱等开发方式结束后, 继续CO2驱仍可提高采收率6.63%。

2.2 烟道气埋存量的计算

烟道气埋存量的计算步骤:①采用相关文献方法[20], 计算烟道气视临界温度为158.686 7, 视临界压力为4.106 2; ②根据(1)和(2)式[20]计算对比温度、对比压力; ③查图版获得相应温度、压力下的气体偏差系数; ④根据(3)式计算埋存体积; ⑤换算成埋存量(质量)。

$p_{pr}=\frac{p}{p_{pr}}=\frac{p}{\sum\limits_{i=1}^{m}p_{c, i}y_{i}}$ (1)

$T_{pr}=\frac{T}{T_{pc}}=\frac{T}{\sum\limits_{i=1}^{m}T_{c, i}y_{i}}$ (2)

$\frac{p_{1}V_{1}}{T_{1}}=\frac{Z_{1}}{Z_{0}}\frac{p_{0}V_{0}}{T_{0}}$(3)

开发过程(衰竭、注水、注气、气-水交替)中的烟道气埋存体积、油藏开发结束后期烟道气埋存量可由下式计算。

$V_{f}=\frac{{V_{g, inj}}{p_{inj}}}{Z_{inj}p_{0}}-(V_{g, pro}-{V_{o}GOR)}$(4)

$M_{s}=\frac{V}{24.5}\sum\limits_{j=1}^{n}M_{j}y_{j}$(5)

通过计算得烟道气埋存体积、各阶段的烟道气埋存量(见表6), 驱油过程中烟道气滞留在岩心内部的体积为11.899 L, 实验结束后期烟道气总埋存量(压力20.15 MPa)79.594 g, 单位孔隙体积埋存量为0.123 g/cm3, 烟道气埋存效果较好。

表6 烟道气压缩因子及埋存量计算表
2.3 H2S的安全性评价

实验过程中多次收集产出气样品, 并应用RAE硫化氢采样泵及检测管系统(型号LP-1200)进行检测(见表7), 发现气样中均不含有硫化氢。

表7 产出气中硫化氢含量

分析认为多孔介质以及束缚水均可吸附或溶解注入烟道气中的硫化氢, 这与实验结果相吻合。在驱油过程中, 烟道气中的硫化氢(摩尔分数0.06%)完全被多孔介质和束缚水吸收, 烟道气中有害气体硫化氢可被安全有效埋存。

3 分析与讨论

实验结果表明水驱后烟道气驱可以进一步提高采收率, 但选择合适的注气时机是取得较好开发效果的关键因素。第1组实验方案在水驱结束(采出程度41.34%)后转注烟道气, 提高采收率极其有限(仅为0.55%), 开发效果较差; 第2组实验方案在水驱开发中期(采出程度24.79%)转烟道气-水交替驱, 较第1组提高采收率8.32%(由41.89%提高至50.21%), 取得了较好的开发效果。

分析认为, 砾岩油藏具有较强的非均质性(见图5), 大孔道、小孔道、喉道及其连通关系也较为复杂。第1组实验方案经过完全水驱后, 岩心内部形成稳定的优势渗流通道, 再进行烟道气驱或烟道气-水交替驱替, 注入的气、水将沿已形成的渗流通道流动, 与原油接触有限, 波及效率很低, 提高采收率幅度小, 不能取得较好的效果。

图5 砾岩岩心颗粒及孔隙结构

第2组实验方案在水驱优势渗流通道尚未完全形成时(采出程度24.79%)转为烟道气-水交替注入, 此时整体渗流阻力大, 烟道气在水段塞后端缓慢推进, 有效减缓气窜, 扩大波及体积, 提高采收率效果明显。

砾岩中最大砾石的尺寸可达3 cm, 而小的颗粒与砂岩颗粒类似, 只有0.1 mm, 级别相差较大。这种差异导致孔隙半径分布范围广、孔隙分选性差、非均质性强, 因而渗流特征复杂。其渗流与波及特征在传统小直径岩心(直径2.5 cm或3.8 cm)驱替装置中无法得到真实反映。全直径岩心驱替实验可避免其中大的砾石堵塞渗流通道, 更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点。

实验结果还表明在水驱、烟道气驱完全结束后, 进一步向油藏中注入CO2, 仍然可以有效提高采收率。烟道气中N2占76.97%, N2不与原油发生组分交换, 故注入的大部分烟道气沿早期形成的水驱优势通道快速气窜, 多为无效循环。CO2驱替具有多方面的优势[21]:①具有较强的溶解、萃取作用, CO2在原油中不断溶解, 油水界面张力减小, 可降低原油黏度; ②CO2溶解于地层水中, 使水碳酸化, 水的黏度增加, 改善油水流度比; ③CO2溶于地层水所形成的碳酸水可与岩石中的碳酸盐胶结物反应, 改善地层渗透率等。因此, 水驱结束后优势通道虽已形成, 但CO2在优势通道内流动时仍可以与周围的剩余油进行组分交换, 采出一部分原油。

4 结论

全直径岩心驱替实验可避免岩心中大的砾石堵塞渗流通道, 更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点。

火驱产出烟道气可应用于砾岩油藏水驱后进一步提高采收率, 取得较好开发效果的关键是选择合理的注气时机、注气压力、注气方式。

水驱中期优势渗流通道尚未完全形成, 此时适当提高油藏压力后转烟道气-水交替驱可避免烟道气过早气窜而形成无效循环, 较大幅度提高采收率。

烟道气-水交替过程中, 储集层可有效吸收烟道气中有害气体硫化氢, 同时可实现烟道气的安全有效埋存。

符号注释:

GOR— — 生产气油比, cm3/cm3; i— — 气体组分编号; j— — 烟道气组分编号; m— — 气体组分数量; M— — 烟道气中某组分的摩尔质量, g/mol; Ms— — 烟道气埋存量, g; n— — 烟道气组分数量; p— — 气体压力, MPa; p0— — 大气压力, MPa; p1— — 实验压力, MPa; pc— — 气体中某组分临界压力, MPa; pinj— — 驱替时注入气体压力, MPa; ppc— — 气体视临界压力, MPa; ppr— — 气体视对比压力, 无因次; y— — 气体中某组分的摩尔分数, %; T— — 气体温度, K; T0— — 室温, K; T1— — 实验温度, K; Tc— — 气体中某组分临界温度, K; Tpc— — 气体视临界温度, K; Tpr— — 气体视对比温度, 无因次; V— — 烟道气埋存体积, cm3; V0— — p0T0条件下气体体积, cm3; V1— — p1T1条件下气体体积, cm3; Vf— — 烟道气驱替过程的埋存体积, cm3; Vg, inj— — 驱替时注入气体体积, cm3; Vg, pro— — 开发结束时采出气体积, cm3; Vo— — 开发结束时采出油体积, cm3; Z0— — p0T0条件下气体偏差系数, 无因次; Z1— — p1T1条件下气体偏差系数, 无因次; Zinj— — 驱替时注入气体偏差系数, 无因次。

The authors have declared that no competing interests exist.

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