X底水油藏位于新疆维吾尔自治区轮台县境内,构造隶属东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起上的一个局部构造,油藏类型为砂岩孔隙型块状底水未饱和油藏。自2008年投入大规模开发以来,地层压力不断下降,2010年9月转注水开发。截止2013年7月,共部署生产井34口,水井6口,受底水和注入水影响,区块综合含水率达88%。因此,亟需找到一种解决含水上升过快的提高采收率方法。目前,注气技术已经得到了较广泛的应用[1-5],特别是对于黑油油藏,若能实现注气混相驱替,对于提高采收率具有重大意义。针对X油藏油井产水率高的问题,开展了原油相态特征实验、注气相态特征实验及细管实验,对比分析了注N2和CO2对提高原油采收率的可行性,并确定该区块原油注CO2最小混相压力,为该油藏解决含水上升过快的问题提供合理化建议,为开发方案调整提供技术支持。
本次油藏原油注气相态特征实验是对X油藏Y区块现场取得的落地油样品按原始地层条件进行复配,并得到具有代表性的地层流体,进行相关实验分析。
X油藏原油性质较好,总体属于低~中黏度、高蜡、中等密度的常规性质原油。各油层原油性质见表 1。
为了分析目前地层流体是否适合注气混相驱替,利用Agilent气相色谱仪对所得代表井井流物组分进行了分析,数据见表 2。
从表 2可知,X油藏代表井的井流物中,C1摩尔分数为12.97%,C2~C6摩尔分数为9.74%,C7+摩尔分数为76.08%。目前,底层流体属于典型的普通黑油的流体组成,开展混相研究意义重大。
为了进行原油的复配,利用HB300/70型无汞相态测试分析仪开展了地层流体P-V关系测试,结果见图 1(P-V关系曲线)和图 2(饱和压力以上体积系数变化曲线),其他参数数据见表 3。
从表 3可知,X油藏复配原油气油比为27.58 m3/m3,泡点压力为11.06 MPa,原始地层原油体积系数为1.073 4,原油收缩率为6.838 1%,气体平均溶解系数为2.493 7 m3/m3/MPa,各项参数和油田所给数据相匹配。说明X油藏地层原油气油比、泡点压力、体积系数、收缩率、气体平均溶解系数真实可靠,具有代表性,可开展注N2、CO2膨胀实验,研究是否可以实现混相驱替。
为了研究不同性质气体对目标油藏地层流体相态的影响,确定注气驱油机理,进行了目标地层复配原油注N2和CO2膨胀对比实验,原油饱和压力、饱和压力下原油体积系数和原油黏度随注入气比例变化关系对比如图 3~图 5所示。
从图 3~图 5可知,注N2后饱和压力不断上升,尚未达到临界点状态,当注入20%(y)N2时,由于N2未能有效融入原油,原油的泡点压力上升至62.17 MPa,表明代表井原油注N2的一次接触混相压力高于62.17 MPa,在油藏条件下注入N2较难达到混相,表现出典型的非混相驱性质。注入CO2后,原油泡点压力逐渐缓慢上升,当注入70%(y)的CO2时,原油的泡点压力上升至57.11 MPa。说明X油藏注N2只能采用非混相驱。因此,选择CO2进行其他参数的测试(见图 6)。
对比分析各项参数关系曲线可以得到以下结论:
(1) 由于溶解CO2的缘故,原油的饱和压力随着注入CO2摩尔分数的增大而增加;注入的量越大,原油的饱和压力上升的幅度也越大。
(2) 饱和压力条件下,体积系数随压力的增大而增加;当注入CO2的摩尔分数达到60%时,黏度减小的趋势开始变缓;当注入CO2的摩尔分数达到40%时,密度的上升幅度开始变大。
利用盘式充填型细管模型(内径4 mm,长20 m,孔隙体积114 mL,孔隙度为35.8%,渗透率12.613×10-3 μm2),采用空气浴恒温,进行混相和非混相驱替实验。以采收率为90%以上作为混相驱的标准,并记录气体突破时的各项数据。
绘制各次细管实验注入1.20倍孔隙体积时驱油效率与驱替压力的关系曲线图(见图 7),非混相段与混相段曲线的交点所对应的压力即定为最低混相压力。经线性拟合分析,代表井原油注CO2最小混相压力为28.03 MPa。在X油藏地层压力条件下,可以实现注CO2的混相驱替。
(1) 气相色谱分析表明,X油藏地层流体为黑油流体,开展注气提高采收率研究意义重大。
(2) X油藏地层原油注N2的一次接触混相压力高于62.17 MPa,注入N2较难达到混相,在目标油藏地层条件下无法实现混相驱。实际条件下,可以考虑非混相驱及重力分异替油作用提高原油采收率。
(3) X油藏地层原油CO2最小混相压力为28.03 MPa,而原始地层压力为46.01 MPa,说明在地层条件下比较容易实现CO2混相驱替。因此,建议进一步开展长岩心驱替实验确定该油藏在高含水期间的CO2混相驱提高采收率可行性实验研究,为进一步的开展CO2混相驱现场试验提供基础资料及技术支持。