2017, Vol. 39
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2. 中国石油三次采油重点实验室, 北京 昌平 102249;
3. 中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室, 北京 昌平 102249;
4. 中国石化海相油气藏开发重点实验室, 北京 海淀 100086
2. Key Laboratory Tertiary Recovery, CNPC, Changping, Beijing 102249, China;
3. MOE Key Laboratory for Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Changping, Beijing 102249, China;
4. SINOPEC Key Laboratory of Marine Oil & Gas Reservoir Production, Haidian, Beijing 100086, China
塔河油田奥陶系海相碳酸盐岩具备10×108 t 储量的油气资源[1]，是中国已经发现的储量最大的碳酸盐岩缝洞型油藏[2]。缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间，分布受沉积、构造、古地貌及多期岩溶作用控制，非均质性极强，其主要特点包括储集体空间分布不连续、有效储集空间尺度差异大、内部结构与缝洞接触关系复杂、不同储集单元存在不同的油水分布关系[3-6]。由于地层水矿化度高及油藏温度高，使得已成功用于砂岩油藏的聚合物驱、三元复合驱、微生物法、热力采油等提高采收率技术，大部分都不能直接用于缝洞型碳酸盐岩油藏[7-9]。
对于缝洞型碳酸盐岩油藏，注气吞吐也是一种有效的开发方式。CO2 吞吐采油工艺是一种具有潜力的增产措施，近年来，中国江苏、吉林、胜利等油田都开展了先导性矿场试验[10-12]；对氮气吞吐中利用氮气顶替高部位的剩余油作了大量研究[13-15]，但大都是针对砂岩油藏[16-18]，对缝洞型碳酸盐岩的注气吞吐研究相对较少[19-24]。为此，建立了缝洞模型，分析了不同介质吞吐过程中的开采规律和作用机理，以期为该类油藏注气吞吐开发提供技术指导。
1 实验部分 1.1 实验材料与设备实验用油为某油田脱气原油，黏温曲线如图 1所示，在60 ℃时，原油黏度为3 077 mPa·s；实验用水是配制的模拟地层水，矿化度为200 000 mg /L，地层水组成见表 1；实验气体为二氧化碳，纯度99.9%；氮气，纯度99.9%；计量气体采用排液法（饱和碳酸氢钠溶液）。
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| 图1 实验原油黏温曲线 Fig. 1 Viscosity-temperature curve of experimental crude oil |
| 表1 模拟地层水离子浓度 Table 1 The ion concentrations of simulated formation water |
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实验设计出模拟缝洞型碳酸盐岩油藏不同介质（如CO2、N2）吞吐效果的填充驱替模型，模型使用碳酸盐岩碎块作为填充介质。物理模拟实验装置主要包括：恒速恒压计量泵，工作压力为0~40 MPa；空气压缩机和气罐增压系统（江苏海安华达石油设备有限公司生产）；吞吐装置长度为700.0 mm、直径为64.5 mm，容积为2 287.22 mL；实验流程及装置如图 2 所示。
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| 图2 吞吐实验模拟装置及流程示意图 Fig. 2 The experimental diagram and simulating experimental apparatus of huff-n-puff |
实验温度60 ℃，实验压力35 MPa，回压为10 MPa（吞吐装置上限压力为40 MPa），“焖井”时间为2 d（保证吞吐介质与原油达到稳定状态），吞吐周期1 次。开井以恒定的速度生产，同时以3 mL/min速度注入底水以模拟缝洞底水锥进；吞吐位置在实验模型中部位置，其模拟矿场生产井的完井位置在洞体剖面的中部。
实验方案见表 2，具体实验步骤为：
| 表2 实验方案设计 Table 2 The experimental scheme design |
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（1）吞吐装置抽真空，饱和模拟地层水，计算缝洞体积；
（2）向吞吐装置饱和实验用油，记录饱和油体积和排出水体积，计算原始含油饱和度和束缚水饱和度；
（3）加压至35 MPa 时，然后注入吞吐介质；
（4）“焖井”2 d，出口端连接10 MPa 回压阀并开井生产，同时在装置底部以3 mL/min 速度注入底水，模拟缝洞底水锥进；
（5）计量产油量和产气量，直至吞吐出口端含水率98% 时实验停止。
2 实验结果与分析 2.1 CO2 吞吐效果分析CO2 吞吐产液速率动态及生产动态曲线分别见图 3、图 4。
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| 图3 CO2 吞吐产液速率动态曲线 Fig. 3 The production rate curve of CO2 huff-n-puff |
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| 图4 CO2 吞吐生产动态曲线 Fig. 4 The production performance curve of CO2 huff-n-puff |
对照图 3、图 4，在采出时间为35 min 时，压力由38.78 MPa 下降到12.19 MPa，总产液速率由6.94 mL/min 下降到1.02 mL/min，40 min 时总产液速率回升达到2.66 mL/min，基本与底水的注入速度3.00 mL/min 达到平衡。由此可以判断，35 min 后吞吐过程结束。CO2 吞吐实验吞吐阶段的累积产油量为70.44 mL，吞吐采出程度为4.81%，吞吐换油率为0.587（图 4）。
实验过程中，CO2 能大量溶于地层油中，这是发挥其各种增油机理的前提。产出为泡沫状态的原油，这是由于CO2 溶解于原油中大大降低了原油黏度，充分发挥了溶解气驱的作用。
2.2 N2 吞吐效果分析N2 吞吐产液速率动态及生产动态曲线分别见图 5 及图 6。
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| 图5 N2 吞吐产液速率动态曲线 Fig. 5 The production rate curve of N2 huff-n-puff |
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| 图6 N2 吞吐生产动态曲线 Fig. 6 The production performance curve of N2 huff-n-puff |
在采出时间为15 min 时，岩芯装置的压力由37.78 MPa 急剧下降到12.67 MPa，很快达到平衡。在此阶段，总产液速率由13.94 mL/min 下降到2.32 mL/min，20 min 时总产液速率回升，达到3.66 mL/min，基本与底水的注入速度3.00 mL/min达到平衡。由此，可以判断出15 min 时吞吐结束。N2 吞吐实验吞吐阶段的累积产油量为50.64 mL，吞吐采出程度为3.45%，吞吐换油率为0.422。
与CO2 吞吐机理相比，N2 吞吐机理相对单一，N2 由于重力分异作用，聚集到洞体顶部，形成气顶，补充了地层能量。N2 在原油中的溶解度较低，对原油的黏度和膨胀率影响较小，这是N2 吞吐效果不如CO2 吞吐效果（换油率低于CO2 吞吐的换油率）。
2.3 先注N2 后注CO2（1：1）吞吐先注N2 后注CO2 吞吐产液速率动态及生产动态曲线分别见图 7 及图 8。
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| 图7 先注N2 后注CO2（1：1）吞吐产液速率动态曲线 Fig. 7 The production rate curve of N2 injected before CO2 huff-n-puff |
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| 图8 先注N2 后注CO2（1：1）吞吐生产动态曲线 Fig. 8 The production performance curve of N2 injected before CO2 huff-n-puff |
在采出时间为20 min 时，岩芯装置的压力由36.62 MPa 下降到11.17 MPa，很快达到平衡。在此阶段，总产液速率由16.24 mL/min 下降到6.88 mL/min，25 min 时总产液速率达到3.54 mL/min，基本与底水的注入速度3.00 mL/min达到平衡。由此可以判断出20 min 时吞吐结束。先注N2 后注CO2（1：1）吞吐实验吞吐阶段的累积产油量为103.32 mL，吞吐采出程度为7.05%，先注N2后注CO2（1：1）中部位置吞吐换油率为0.861。
先注N2 后注CO2 吞吐充分发挥了其协同作用：CO2 溶于原油降低了原油的黏度，改善了原油的流动性能，同时，使原油体积膨胀，增加了弹性能；N2 由于重力分异作用，聚集成气顶，形成气顶驱，因此CO2 与N2 混合气吞吐效果好于单一注气吞吐。
2.4 先注CO2 后注N2（1：1）吞吐先注CO2 后注N2 吞吐产液速率动态及生产动态曲线见图 9、图 10。
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| 图9 先注CO2 后注N2（1：1）吞吐产液速率动态曲线 Fig. 9 The production rate curve of CO2 injected before N2 huff-n-puff |
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| 图10 先注CO2 后注N2（1：1）吞吐生产动态曲线 Fig. 10 The production performance curve of CO2 injected before N2 huff-n-puff |
在采出时间为25 min 时，岩芯装置的压力由34.89 MPa 下降到11.11 MPa，总产液速率由11.30 mL/min下降到2.36 mL/min，30 min 时总产液速率回升达到3.14 mL/min，基本与底水的注入速率3.00 mL/min 达到平衡。由此，认为25 min 时吞吐结束。先注CO2 后注N2 吞吐实验吞吐阶段的累积产油量为90.60 mL，吞吐采出程度为6.18%，吞吐换油率为0.755。
先注CO2 后注N2 吞吐也发挥了其协同作用，因此其吞吐效果好于单一注气吞吐；但是其吞吐效果不如先注N2 后注CO2 吞吐，这是因为先注CO2使近井地带原油黏度降低，让随后注入的N2 能轻易地扩散至油藏深部，使N2 难以较好地形成气顶，降低了N2 气顶能量，影响了两种介质的协同作用。
2.5 不同介质吞吐效果比较对比分析不同介质吞吐实验结果，如表 3 所示；结合不同介质的产气速率与累积产气量，如图 11所示。
| 表3 不同介质吞吐实验结果对比 Table 3 The experimental results of different huff-n-puff mediums |
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| 图11 不同介质吞吐采气指标 Fig. 11 The gas productivity index of different huff-n-puff media |
注入不同吞吐介质，“焖井”2 d 后，不同吞吐介质会与原油相互作用（溶解，扩散传质，重力分异）。由图 11 可以看出，复合介质吞吐过程的产气速率和累积产气量高于单一吞吐介质，其中先注N2 后注 CO2（1：1）吞吐的产气速率和累积产气量高于先注 CO2 后注N2 (1：1)。中部注CO2 吞吐过程的累积产气量高于注N2。总体而言，中部位置吞吐介质注入量适中，产出速率适中，能与原油形成泡沫油，降低原油的黏度，因此4 种吞吐介质都可提高增产效果。纵向比较，注入单一介质吞吐时，CO2 的产气速率较N2 大，吞吐效果更好；复合注入的介质产气速率较单一介质大，吞吐效果更好，其中先注N2 后注CO2（1：1）的效果最好。从4 种介质吞吐过程产气速率和累积产气量这个角度得出的结论与实验结果是一致的。
3 结语（1）对于常规方式难以开发的缝洞型油藏，采用注气吞吐是一种行之有效的开采方式，注入不同气体吞吐，最低换油率（N2 吞吐）可达0.422。
（2）单一介质吞吐时，CO2 吞吐效果好于N2 吞吐。原因是CO2 在原油中的溶解度更好，能充分发挥降低黏度、使原油膨胀的作用，且与原油形成泡沫油。
（3）混合吞吐能充分利用气体间的其协同作用大幅提高换油率。研究表明，先注N2 后注CO2 吞吐效果好先注CO2 后注N2 吞吐，原因是先注CO2使近井地带原油黏度降低，使随后注入的N2 轻易地扩散至油藏深部，N2 气顶能量被大大削弱，不易于发挥两种介质的协同作用。
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