高压低渗透油藏回注天然气驱微观驱油机理

崔茂蕾，王 锐，吕成远，伦增珉，赵淑霞，唐永强

（1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；2.中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 100083；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

深层高压低渗透油藏原始地层压力高，开发初期以衰竭开采为主，地层压力下降快，地层原油脱气严重，生产气油比快速上升，产量递减快。目前中外深层低渗透油藏在开发方面均普遍存在注水困难、水驱效果差、水驱动用储量低等问题［1-2］，注气开发具有一定的优越性［3］；尤其对于高气油比油藏，产出气回注不仅能够实现节能减排，而且还能补充地层能量，提高原油采收率，从而提高经济效益。中国已在大庆、吐哈、中原、长庆等多个油田实施了注天然气矿场试验，取得了一定的效果［4-8］。前人对天然气驱的研究主要以宏观机理和理论计算为主［9］，微观机理认识尚不明确。为此，笔者针对中国东部某油田衰竭开采后回注天然气实际矿场试验，应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置，在玻璃刻蚀的仿真多孔介质模型上，开展衰竭前后注入气与地层流体间的微观作用过程研究，明确衰竭后天然气的流动规律及水对气驱过程的影响，从而揭示高压低渗透油藏天然气驱微观驱油机理。

1 实验器材与方法

1.1 实验器材

目标油藏温度为130 ℃，原始地层压力为45 MPa，目前地层压力为30 MPa，储层平均渗透率为12.5 mD；地层原油黏度为0.25 mPa·s，地层水黏度为0.5 mPa·s，地层水矿化度为27.6×104mg/L，天然气与原油的最小混相压力为42～45 MPa。

自主研发的高温高压微观可视化驱油装置（图1）包括2 个核心部件：①带有蓝宝石视窗的高压岩心夹持器，其工作温度为0～200 ℃，最高工作压力为70 MPa。②数字高速摄像机，能够捕捉相当于1 320帧/s，分辨率为1 920×1 080 的图像，记录流体相互作用的过程，能够满足实验的精度要求。模型采用铸体薄片刻画的多孔介质仿真模型（图2）。

图1 高温高压微观可视化驱油装置Fig.1 Flow chart of HTHP microscopic visualization displacement device

图2 多孔介质微观物理模型示意Fig.2 Schemetic of microscopic physical model of porous media

1.2 实验方法

高温高压微观驱替实验的具体步骤主要包括：①将多孔介质微观物理模型（简称模型）装入高压岩心夹持器中。②对环形空间和模型同时抽真空。③饱和水。采用自吸方法先饱和环形空间，再用甲基蓝染色后的水饱和模型；待稳定后用泵低压向环形空间和模型同时泵入水直至出液为止。④将模型和环形空间升压。高温高压岩心夹持器出口安装回压阀，设定回压略大于泵压，逐步升压至设定压力。⑤饱和油。根据目标油藏投产初期的生产气油比，利用现场取的脱水油样，在原始地层压力下（45 MPa）复配地层原油。将盛装地层原油的中间容器升压至饱和压力以上，实验采用油样的饱和压力为38～40 MPa，故将中间容器升压至45 MPa（大于泡点压力），连通油样与模型进行饱和油。⑥水驱。首先关闭高温高压岩心夹持器以及环空的注入端，并对管线原有流体进行排空，随后将注入端压力升至高温高压岩心夹持器的压力及环空压力，同时打开模型及环空的注入端阀门，进行水驱。⑦气驱步骤重复⑥。⑧驱替系统泄压。实验完毕后，先逐步卸回压，同时打开注入端的放空阀，尽量做到同步泄压，直至常压为止。

1.3 实验方案

利用高温高压微观可视化装置，研究不同压力条件下天然气驱微观驱油特征以及水对微观作用过程的影响，设计实验方案4组：①饱和油后直接开展气驱至不出油为止。②饱和油后先衰竭至目前地层压力，然后开展气驱至不出油为止。③饱和油后先水驱至不出油，然后气驱至不出油为止。④饱和油后先衰竭至目前地层压力，然后水驱至不出油，最后气驱至不出油为止。

2 实验结果与分析

2.1 衰竭前后气体流动规律

2.1.1 直接注天然气

在实验压力为45 MPa、温度为130 ℃的条件下，向模型饱和原油模拟地层油（含气）后，进行天然气驱，利用摄像系统对气体与原油的接触过程和气驱过程中的剩余油分布进行图像采集。图3给出了模型饱和地层原油的状态，是充满岩心模型孔隙空间的。实验开始向模型中低速注入天然气，将整个注气过程分为4个阶段：①天然气的扩散阶段（图4a）。在扩散作用下天然气气泡呈离散状态分布在孔隙原油中，并缓慢的流向产出端。②天然气呈连续阶段（图4b）。随着天然气的不断注入，气体逐渐呈连续态；天然气首先占据流动阻力较小的大孔道，同时将大孔道中的原油驱替出来。③注入气突破阶段（图4c）。随着天然气继续注入，大孔道中的原油被驱替出来，成为后续注入气流动的优势通道，导致大量注入气通过优势通道直接从产出端流出，形成了2个红色的剩余油区域。④天然气的溶解和抽提阶段（图4d）。前期研究结果表明，目标油藏天然气与原油的最小混相压力约为40 MPa，因此在目前压力条件下天然气与原油能够达到混相状态。在驱替和溶解抽提的共同作用下，夹在天然气优势通道中部的剩余油与天然气达到混相状态，逐渐被剥离、抽提出来；在模型上部的未波及区域内剩余油饱和度也明显降低。气驱结束后，未波及区内仍存在少量剩余油，波及区内驱油效果较好。

图3 多孔介质仿真模型饱和地层原油状态Fig.3 Status of simulated porous media saturated with oil

图4 不同注气阶段剩余油分布状态Fig.4 Residual oil distribution at different stages of gas injection

2.1.2 衰竭后注天然气

在实验压力为45 MPa、实验温度为130 ℃的条件下，向模型饱和模拟地层原油（含气），模型饱和原油后将压力由45 MPa 逐级衰竭至目前地层压力（30 MPa），进行天然气驱。

在压力衰竭过程中，原油缓慢流向产出端，当压力降至37.8 MPa 时原油开始脱气，即为泡点压力测得原油脱气压力为37.8 MPa，脱出的气体呈离散的状态（图5a）。当压力降到34 MPa，即为泡点压力的90%左右时，大部分脱出气开始流动，发生聚并体积逐渐增大，沿模型的2条主流通道流动，小部分气泡则被卡在细小孔喉处，产生的贾敏效应阻碍了原油的流动。

衰竭后注气过程中，注入气首先在优势通道中流动（图5b），并逐渐聚并附近衰竭过程中形成的气泡，缓解了贾敏效应给原油流动带来的影响，在优势通道附近，驱油机理以驱替作用为主，溶解抽提作用为辅；在未波及区，驱油机理以溶解抽提作用为主，但仍有部分剩余油分布在小孔隙中（图5c）。

2.2 含水对气驱过程的影响

2.2.1 未衰竭条件下

在实验压力为45 MPa，实验温度为130 ℃的条件下，模型饱和原油后将对模型先后进行水驱和天然气驱。从图6a中可以看出，水驱后剩余油被水膜封存在不同尺寸的孔隙中，呈整体分散的分布特征；在水驱后注气过程中，注入初期天然气以分散的状态分布在油水相中，呈现三相流动状态（图6b）；随着气体不断注入，天然气呈连续态沿优势通道流动，将其中的油水驱替出来（图6c）。从波及区内天然气驱替水驱与剩余油的微观作用过程（图7）可知，在优势通道两侧附近的天然气波及范围内，天然气通过不断剥离水膜能够与剩余油直接接触，经过多次接触，在溶解和抽提的作用下将被水膜封存的剩余油驱替出来。

在天然气未波及区内，天然气的扩散作用不明显，无法剥离或透过水膜驱替剩余油。因此，水膜对天然气具有较好的屏蔽效应，限制了天然气进一步提高原油采收率的能力，这一点与二氧化碳驱油过程有较大差异［10-12］。

2.2.2 衰竭条件下

在实验温度为130 ℃条件下，模型饱和原油后将实验压力由45 MPa 衰竭至目前地层压力（30 MPa）（低于泡点压力）时，再先后开展水驱和天然气驱实验。

将从模型衰竭后水驱剩余油分布（图8a）与模型未衰竭直接高压条件下水驱剩余油分布状态（图6a）进行对比可以看出，前者剩余油饱和度明显降低，且剩余油颜色较深。这说明在衰竭过程中，天然气从原油中脱出，轻质组分减少，重质组分比例增加，天然气脱出后携带原油流向产出端，但与此同时，脱出气体会产生贾敏效应，使部分剩余油残留在小孔隙中；随着水的不断注入，注入水优先占据大孔道，驱替大孔隙中的剩余油，小孔隙的剩余油在贾敏效应作用下难以被动用。

图5 注气前后不同阶段流体分布规律Fig.5 Fluid distributions before and after gas injection

图6 水驱后天然气驱剩余油分布Fig.6 Residual oil distribution of natural gas flooding after water flooding

图7 水驱后天然气与原油在不同时刻的微观接触Fig.7 Microscopic contacts between gas and oil at different time after water flooding

在注气初期，气体优先从优势通道流动，将占据大孔道中的水和固体表面的油膜驱替出来（图8b）。由于原油衰竭开发后重质组成偏高（颜色变深），天然气的溶解抽提作用效果不明显，小孔隙中的原油很难动用（图8c）。随着注气压力的不断升高，溶解抽提能力有所增强，但仍未达到混相程度，剩余油饱和度变化不大（图8d）。与图6d相比，天然气未波及区域剩余油饱和度明显偏低，这是由于衰竭开发过程中，原油脱出的气体会携带出部分原油。因此对于注气未波及区域可先进行衰竭开发，然后通过注气的方式补充地层能量。

2.3 微观驱油效果分析

采用图像分析软件，通过对模型中剩余油的识别，定量计算不同方案下的注气采收率和微观驱油效率。从表1 可以看出，油藏未衰竭在高压条件下先气驱后水驱的方式总采收率明显较高，其中气驱阶段采收率占总采收率的比例较大，但由于受到贾敏效应的影响，气驱后水驱阶段采收率较低；相比之下，先水驱后气驱的方式总采收率相对略低，其中水驱阶段采收率占总采收率的比例较大，气驱能够在水驱的基础上进一步提高原油采收率。从表2可以看出，当模型衰竭开发至目前地层压力时，先气驱后水驱的总采收率更高、驱油效果更优，气驱能够在衰竭开发的基础上提高采收率22.85%，随后的水驱阶段采收率仅提高1.59%；在先水驱后气驱的方案中，水驱阶段提高采收率为7.83%，随后的气驱阶段提高采收率仅为4.54%，升压气驱阶段提高采收率为2.78%，较上一方案的气驱阶段采收率高，但整体采收率驱油效果较低。

图8 水驱后天然气驱不同阶段流体分布状态Fig.8 Fluid distribution at different stages of natural gas flooding after water flooding

表1 未衰竭油藏原始压力条件下不同注入方式的采收率Table1 Recovery of different injection modes at initial pressures of undepleted reservoirs %

表2 模型衰竭开发至目前地层压力下的不同注入方式采收率Table2 Recovery of different injection modes at current formation pressure after depletion %

3 结论

衰竭开采过程中原油脱气会产生贾敏效应，注入天然气能够缓解贾敏效应给原油流动带来的影响。天然气驱过程中以驱替作用为主，溶解抽提作用为辅。与CO2驱不同的是，天然气在水中的扩散能力较弱，因此水能够屏蔽天然气与原油的接触；在波及区内，天然气逐渐剥离水膜后与水驱剩余油接触，在溶解抽提的作用下将剩余油驱替出来，但在未波及区内，天然气无法与原油直接接触，被水膜封存的剩余油很难被动用。因此，在高压低渗透油藏开发过程中，建议先衰竭开采，油藏降压脱气能够扩大动用面积；衰竭后实施高压低速的注气方式，增加天然气与地层流体的作用时间，提高天然气与原油的混相程度，为该类油藏有效开发提供借鉴。针对具体油藏还需进行注采参数的优化设计，进一步提高注气驱油效果。