安塞油田高52井区伴生气驱先导试验研究与应用

侯军刚，康 帅，岳 琛，李国营，李 岩，杨 文

（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西延安 716000）

安塞油田高52井区长10油藏为构造－岩性油藏，油藏原始地层压力低，为13.05 MPa，压力系数0.79，饱和压力10.78 MPa，地饱压差2.27 MPa，属低压油藏，油藏天然能量贫乏。油藏原始驱动类型为弹性溶解气驱。前期注水开发实践表明，注水压力高，部分井出现注不进现象。水驱试验表明，无水期驱油效率为43.33%，含水95%时驱油效率为49.98%，含水98%时驱油效率为50.86%，最终期驱油效率为54.14%，且见水后，采收率仅能提高6%［1］。注水开发效果不理想。

针对高52井区开发存在的问题，决定开展伴生气驱先导试验。伴生气驱可降低界面张力，在较低的地层压力下实现与原油混相，降低原油粘度、改善原油与水的流度比、提高波及体积，同时使原油体积膨胀，增加弹性能，提高驱油效率，达到提高采收率目的。

1 伴生气驱可行性研究

（1）伴生气驱与原油物性有关。长10层原油性质较好，地层原油粘度低（0.83 mPa·s），体积系数大（1.349），溶解气油比高（116.9 m3／t），适合注气开发。

（2）室内细管驱替实验显示，长10油藏注气混相驱的注入体积为1.2 PV时的驱油效率都在85%以上，最小混相压力为14.8 MPa，比注水的最终驱油效率高了30%，另外即使不混相，驱替压力小于14.8 MPa，在多驱一定体积后，注入体积大于2.0PV时驱油效率也能达到80%以上，当地层压力在原始地层压力附近时（13.05 MPa），注入体积为1.2 PV时的驱油效率为66.35%，说明高52井区无论是非混相驱还是混相驱其开发效果都是较好的（表1、图1和图2）。

表1 不同驱替压力下伴生气注入1.2PV的驱油效率

图1 13.05 MPa时注入体积与驱油效率及气油比

图2 11.53 MPa时注入体积与驱油效率及气油比

（3）同类油藏吐哈油田葡北油田进行的气水交替开发，实现了连续五年高速稳产，采油速度最高达到6.9%，累积产油104.26×104t。与葡北油田的东部注水开发相比，其目前的采出程度高了10.3%，含水降低了11.1%。注气开发的效果明显好于注水开发［2］。

综合室内细管驱替试验结果和国内同类油藏现场注气成功开发经验，认为高52井区长10油藏注气开发可行。

2 伴生气驱开发方式及注入参数研究

2.1 注入介质选择

长10油藏的伴生气为富气（地层原油多次脱气后C1的含量为51.093%，C3－5的含量为29.49%），但经过压缩机多级压缩，重烃组分析出，实际注入气几乎为干气，和目前的轻烃回收后的干气近似，且目前现场可组织规模实施的注入气为轻烃回收后的干气，因此确定注入介质为轻烃回收后的干气（表2）。

2.2 混相驱或非混相驱的界定

要判断为混相驱还是非混相驱，首先就是确定最小混相压力。通过3种经验公式计算得出，高52井区长10油藏注轻烃回收后的干气的最小混相压力均大于原始地层压力13.05 MPa（表3），因此在目前的油藏条件下注轻烃回收后的干气，只能为非混相驱。

表2 长10油藏伴生气组分分析 %

表3 不同经验公式计算出的最小混相压力结果 MPa

2.3 单井注入量研究

高52井区长10油藏温度为60.5℃，注轻烃回收后的干气。单井注入量经验公式为：

式中：No——采油井数；Ng——注气井数；Qo——采油井日采油量，t／d；Qg——注气井日配注量，m3／d；Bo——原油的体积系数；Bg——伴生气的体积系数；Bw——水的体积系数；ρo——地面原油的密度，kg／m3；Sw——采油井的初期含水率，小数；M——注采比，小数。

计算出在地层压力保持在原始地层压力附近（13.05 MPa）时，注入气体积系数为0.0075，注采比为1.0时，初期按3600 m3／d配注执行（表4）。

表4 单井日注气量计算结果

2.4 驱替方式

选取注气开发试验区储层物性具有代表性的岩心（渗透率3.0×10－3μm2），用加拿大 HYCAL公司的长岩心驱替装置，开展了水驱、干气驱和干气／水交替驱3种驱替方式的长岩心驱替实验。实验结果表明，干气／水交替驱的最终驱油效率最高，为63.3%，比水驱的最终采收率高29.4%［1］。

结合气水交替驱段塞尺寸［1］，初步确定采用气水交替驱油的开发方式，气水替换周期为6个月。

3 先导性试验

3.1 井组的选择

井组选择原则：砂体发育、油层厚度较大、物性较好，伴生气资源丰富，距站点较近，能够提供足够气源，便于工程实施，降低投资和生产管理。

根据选井原则优选高24－20、高24－22两个注气井组进行先导性试验。

3.2 注气工艺流程

根据注气要求，注气工艺设计为双流程，确保设备、气源充足连续。将处理后的伴生气供至CNG加注站，通过压缩机两级增压后，至四井式配气阀组，为高24－20、高24－22注气井注气。同时，CNG站内2台为罐车加气的压缩机也可注气。

3.3 试验初步效果

高24－20、高24－22井组对应采油井13口，对应区块标定递减16.8%，相对于长10区块整体递减率28.1%，开发效果得到明显改善。

4 结论及建议

（1）室内实验研究表明，安塞油田高52井区长10油藏采用注伴生气的开发方式能够有效提高采收率，改善开发效果。

（2）在注入参数、注入量和注入工艺研究基础上，优选2个井组，成功开展了先导试验。试验结果表明区块综合递减下降了11.3%。

（3）注气试验是安塞油田正在探索的提高采收率有效手段，对于后期推广试验具有重要的指导意义，建议加强地层压力、气驱前缘等相关测试。

［1］何右安，李涛.安塞油田长10油藏注气开发方式研究［J］.石油天然气学报，2012，34（9）：121－124.

［2］郭平，杜志敏.葡北油田气水交替注烃混相驱开发研究［J］.西南石油大学学报，2004，26（8）：25－27

［3］国殿斌，房倩，聂法健.水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究［J］.断块油气田，2012，19（2）：187－190.

［4］钟张起，史运芳，刘鹏程，等.低渗透油藏CO2驱注入时机研究［J］.断块油气田，2012，19（3）：346－349.