不同开发方式下礁灰岩油藏驱油效率研究

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　　摘      要：南海东部礁灰岩油田具有储量开采程度低、裂缝发育复杂、非均质性强等特点，优化开发方式是提高开采效果的有效途径。以南海东部裂缝性中高渗礁灰岩L油田为例，选取目的层段的4塊全直径密闭岩心，拼接成直径10 cm，长度30 cm的长岩心组，在实际油藏条件下，模拟顶部注气、底部注水、底部注水驱至残余油后转顶部注气和底部高含水转注气段塞驱等实验，深入分析影响不同驱替方式下开采效果变化原因。结果表明：①顶部注气0.78 HCPV时，注入气处于临界突破点，大量形成油、气互溶混相驱，凝析混相驱和重力稳定驱效果明显，驱油效率高达70.7%，注入气突破临界点后，入口压力下降，驱油效率趋于稳定;②底部注水量从0到0.37 HCPV，驱油效率增长较快，最高仅为43.3%，较顶部注气效果差;③底水驱油后，不论顶部注气或底部注气段塞驱，渗流优势通道中气水混合流动均易形成贾敏效应，波及范围变大，随着注气倍数增加，驱油效率可提高3.0%～6.4%。该研究成果可为裂缝性中高渗礁灰岩油藏合理高效开采开发提供技术支持。。
　　关  键  词：全直径岩心;裂缝性高渗;礁灰岩;开发方式;驱油效率
　　中图分类号：TE327       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）05-0821-05
　　Abstract： The reef limestone in the eastern South China Sea has the characteristics of low recovery， complex fracture development and strong heterogeneity. Therefore， optimizing the development mode is the key factor in determining the exploitation results. In this paper， L reef limestone reservoir in the eastern South China Sea was set as the target reservoir， and a long core set （diameter 10 cm and length 30 cm） consisting of 4 full diameter cores was selected from this reservoir. Crestal gas injection experiments， bottom water flooding experiments， experiments by converting bottom water flooding to crestal gas injection and experiments by converting bottom water flooding to gas slug injection were carried out，and the results of different development modes were analyzed. The results showed that ① When 0.78 HCPV gas was injected from the top， the injected gas reached the critical breakthrough point and the oil-gas miscible flooding statement was achieved. Condensing miscible flooding and gravity stable flooding were effective in this stage and the displacement efficiency reached 70.7%. After the injected gas broke through， the inlet pressure declined and the oil displacement efficiency tended to be stable. ② When bottom water was injected from 0 to 0.37 HCPV， the oil displacement efficiency increased rapidly but the final oil displacement efficiency was only 43.3%， which was lower than that of the crestal gas injection. ③ After the bottom water flooding， the gas-water mixture tended to cause the Jamin effect and the scope of sweeping was enlarged. With the increase of injection pore volume multiple， the oil displacement efficiency increased by 3.0%～6.4%. These experiments can give base data and technical support for the development of fractured reef limestone reservoirs.
　　Key words： Full diameter cores; High permeability with fracture; Reef limestone; Development modes; Oil displacement efficiency 　　珠江口盆地L油田是目前海上发现的最大的裂缝性礁灰岩油田，该油田构造复杂，储层主要为高孔高渗的生物礁灰岩，平均孔隙度为21.5%，平均渗透率为363.1 mD，裂缝发育且类型多样，礁灰岩储层特征较为复杂[1-4]，如何开发该类油藏一直以来是个世界性难题。优化开发方式，选择适合裂缝性的礁灰岩油藏开采方式迫在眉睫。
　　根据相关国内外研究进展，大部分学者对裂缝性礁灰岩油藏的开发机理和方式研究较少，偏重于缝洞和孔洞型碳酸盐岩储层特征的研究[5-10]，在物理模拟上，前人主要采用人造岩心或者某一生产层段的长岩心模拟驱替过程[12-16]，不能很真实地反映储层纵向非均质性以及孔洞缝对驱油效率的影响，无法获得实际油藏条件下的驱替机理和渗流规律。基于此，本文采用拼接的实际密闭取心段来开展全直径岩心驱替实验，设计不同的开发方式，来研究裂缝性礁灰岩油藏驱油效率，并深入研究流体在礁灰岩储层渗流规律和渗流机理。同时。横向对比不同开发方式下流体运动规律和驱油效率，筛选最佳驱替组合方案，为类似礁灰岩油田高效开采开发提供实验依据和技术支持。
　　1  实验方法
　　本次实验采用自行研制的全直径岩心驱替装置，该驱替实验装置内有一个80 cm长的三轴全直径长岩心夹持器，是长岩心驱替装置中的關键部分。三轴全直径岩心夹持器主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。
　　实验装置包括全直径岩心夹持器、回压调节器、注入泵系统、压差表、温控设备、气量计、馏分收集仪和气相色谱仪。模拟真实地层压力、地层温度条件下，岩心内流体真实流动情况。全直径长岩心实验装置见图1。
　　1.1  实验岩心的选择与制备
　　选取南海东部礁灰岩L油田密闭取心岩心，组成实验用的全直径岩心样品，该取心段所在油藏纵向非均质性较强，生产油层纵向上分为L1至L6共6个小层，其中L1、L3、L5储集物性好;L2、L4、L6段岩性相对致密，连通性差，整体发育微裂缝，各小层厚度及物性参数见表1。
　　全直径岩心组合的基本原则：油田实际井的布井位置在L1和L3层，L1、L2和L3层相隔较近，可近似为1层，与L4、L5、L6组成4段，选取能反映该段储层、裂缝特征的岩心，并按照各层段长度的比例4∶1∶3∶2进行组合，组合后的全直径岩心直观图见图2所示，实验用4块组合岩心总长度为30 cm，直径为10 cm。
　　1.2  实验条件
　　实验所用原油配置方法：
　　（1）取地面油量400～500 mL;
　　（2）在配样器内，根据原始地层压力和生产气油比配制地层原油，复配后的原油气油比为6.8，密度为0.93 g/cm3，黏度为60 mPa·s，体积系数为1.022。
　　（3）注入水是按照油田地层水成分分析资料配制的等矿化度的标准盐水，总矿化度为35 056 mg/L，密度为1.204 g/cm3。
　　（4）注入气是为周边油田伴生富气，C2～C6占气体总组分的59.8%，混相实验研究成果表明，可在地层压力下达到一次混相。
　　（5）模拟L油田储层条件，实验温度为52.2 ℃，实验压力为12.41 MPa。
　　1.3  实验步骤
　　岩心夹持器按要求垂直装入全直径岩心，进行清洗、烘干、抽真空处理，在油藏温度下，使用定量饱和的方法建立束缚水饱和度，先用死油建立压力，用驱替泵驱替死油，饱和满岩心后继续加压驱替，直至岩心内压达到原始地层压力，在油藏压力和温度下，利用复配的地层原油驱替死油，并记录出口端气油比，当检测出气油比与样品气油比误差低于5%时，停止饱和，并保持在12 h以上油藏压力，裂缝空间与基质空间得到充分饱和，然后开展4种开发方式下的驱油实验。
　　（1）顶部注气
　　在14.8 MPa下以0.06 mL/min的速度注入气体进行驱替，当出口端未检测出油时，驱替停止，保持恒压12.41 MPa静置24 h，随后再次驱替，直至出口端再次未检测出油。每注入0.05 HCPV，记录一次时间、注入压力、环压、岩心出入口压力、产液量。
　　（2）底部注水
　　从底部向上，在14.8 MPa下以恒压注入地层水进行驱替，当出口端不产油时，停止驱替，每注入0.05 HCPV，记录一次时间、注入压力、环压、岩心出入口压力、产液量。
　　（3）底水驱至残余油后转顶部注气
　　从底部向上，在14.8 MPa下以恒压注入地层水进行驱替，当出口端不产油时，停止驱替，用注入地层水恒压12.41 MPa静置一天。再从顶部注气，在12.41 MPa下以0.06 mL/min的速度注入伴生气进行驱替，直至出口端再次未检测出油。每注入0.05 HCPV，记录一次时间、注入压力、环压、岩心出入口压力、产液量。
　　（4）底水驱至高含水后转底部注气段塞驱
　　从底部向上，在14.8 MPa下以0.06 mL/min的速度注入地层水进行水驱，当出口端含水率达到95%时，停止驱替。从底部向上，在12.41 MPa下以0.06 mL/min的速度注入气体段塞达到0.2 HCPV左右后转底水继续驱替。当出口端含水率再次达到95%以上时，停止驱替，每个驱替阶段，注入0.05 HCPV，记录一次时间、注入压力、环压、岩心出入口压力、产液量。
　　2  实验结果与分析
　　2.1  顶部注气
　　顶部注气开发方式下，实验进行50 d，注气驱替结束，记录实验数据。注入体积倍数与生产气油比、驱油效率关系曲线如图3所示。
　　由图3可知，根据斜率大小可将顶部注气生产过程分为2个阶段。在第1阶段，顶部注气0.78 HCPV前，注入气未突破，采出程度呈直线上升至68%，平均气油比约为7，入口压力基本不变，表明顶部注气在突破前具有显著的驱油效果，反映了明显的凝析混相驱特征和重力稳定驱特征。在第2阶段，顶部注气驱替超过0.78 HCPV后，注入气突破，产油量略有增加，采收率趋于稳定，最终采收率为70.7%，比第一阶段增加2.6%，生产气油比急剧上升最高至2 340，为第1阶段的334%，入口压力由14.8 MPa降低至14.2 MPa（见图4），表明顶部注气在突破后驱油效果有限，驱替速度略有增加。 　　2.2  底部注水
　　底部注气开发方式下，实验进行45 d，注水驱替结束，记录实验数据。注入水体积倍数与驱油效率关系曲线如图5所示。
　　由图5可知，裂缝性礁灰岩大孔道、小孔道、喉道、裂缝及其连通关系较为复杂，底部注水达0.26 HCPV后，底部水开始突破，形成稳定的水驱高渗优势渗流通道，含水急剧上升导致驱油效率变缓，当注水量达1.31 HCPV后，含水率稳定在99.0%左右，驱油效率基本不变，最终全直径长岩心采收率为43.3%，与之前顶部注气开发相比，其开发效果较差。
　　2.3  底水驱至残余油后转顶部注气
　　底水驱至残余油后含水率达99.2%，转顶部气驱，继续进行60 d驱替实验，实验结束，记录实验数据。底部注水、转顶部气驱注入体积倍数与含水率、驱油效率关系曲线如图6所示。
　　由图6可知，底水驱至残余油后含水率达99.2%，转顶部气驱。随着注入气沿已形成的水驱优势渗流通道向下驱油，当注入气前缘未突破时，含水率基本不变，保持在98%以上;当注入气前缘突破后，注入倍数由1.35增高至2.69，在水驱优势渗流通道中产生气水混合流动形成贾敏效应，注入气开始增加波及范围，向顶部剩余油区的残余油溶解增溶，气沿高渗优势通道突破，驱替部分剩余油，含水率开始降低，这一阶段驱油效率相对增加;当岩心中形成油气水三相滲流后，气驱油、水的渗流阻力进一步增加，导致含水率出现波动。由于底部水驱后的剩余油主要分布在全岩心的上部位，当转顶部气驱时需要增加注入倍数才能将顶部剩余油驱替采出，最终驱油效率为46.3%。
　　2.4  底水驱至高含水后转底部注气段塞驱
　　底水驱至高含水率达95%，转底部注气段塞驱，继续进行30 d驱替实验，实验结束，记录实验数据。底部注水转底部注气段塞驱注入体积倍数与含水率、驱油效率关系曲线如图7所示。
　　由图7可知，底水驱至0.31 HCPV时，地层水开始突破，地层水快速上升，驱替至1.13 HCPV时，含水率达到95.0%，采出程度为45.0%。随后转底部注气段塞驱替，当注气量为0.2 HCPV时，含水率从97.8% 下降到6.0%，此时注入气未突破，与部分剩余油产生互溶混相驱，此时注入气段塞前缘能驱带出部分剩余油，驱油效率提高;当底部注气达0.64 HCPV时，随着伴生气驱替进行，被气体带出的油量开始减少，互溶混相驱状态被打破，含水率从6.0%急剧上升到97.6%，驱出的水开始增加，最终驱油效率从45.0%增加至51.4%，驱油效率增加6.4%。
　　2.5  4种开发方式对比
　　根据以上实验结果，4种不同开发方式下的驱油效率对比如图8所示。
　　由图8可知，顶部气驱开发方式下的驱油效率最大，为70.7%，其次为底水驱至残余油后转底部注气段塞驱开发，最终驱油效率为51.4%，底水驱后转顶部气驱驱油效率在46.3%，底部水驱开发效果最差，最终驱油效率在43.3%，因此，在实际矿场条件允许下，如果油田无天然能量，建议初期采用顶部注气开发，如果油田天然能量充足，在底水驱开发的同时，可以考虑转注气段塞驱来提高礁灰岩油田采出程度。
　　3  结 论
　　（1）首次选取礁灰岩全直径长岩心进行实验，能真实地反映储层地质特征，模拟在地层温度、压力条件下驱替实验，实验结果较真实、客观、合理。
　　（2）裂缝性礁灰岩油藏顶部注气开发，驱油效率最高可达70.7%。注入气体突破前，形成油、气混相驱，反映了明显的凝析混相驱特征和重力稳定驱特征，驱替出的油黏度有所降低，驱油效果显著，注入气突破后，驱替压差有所减小，驱油效率趋于稳定。
　　（3）底部水驱开发效果相对较差，底部水驱至高含水后，大孔道、小孔道、喉道、裂缝及其连通关系较为复杂，形成高渗优势通道，转顶部注气或底部注气段塞驱可继续提高驱油效率3.0%～6.4%，注入气和部分剩余油产生互溶混相驱，此时注入气段塞前缘能驱带出部分剩余油。
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