瑪湖百口泉組致密礫巖儲層天然氣驅特征的實驗研究

張景， 伍順偉， 董巖， 朱建， 王英偉， 劉紅現， 劉敦卿

(1.新疆油田公司勘探開發研究院， 克拉瑪依 834000； 2.中國石油大學(北京)克拉瑪依校區石油學院， 克拉瑪依 834000)

準噶爾盆地瑪湖凹陷富含石油天然氣資源，近年來在二疊系、三疊系致密礫巖儲層獲得重大突破，探明石油地質儲量達5.2億t，開發潛力巨大[1-2]。致密礫巖儲層巖性復雜，滲透率低且非均質性強，開發難度大。目前致密礫巖油藏的高效開發技術仍然處于探索階段，現階段主要通過水平井加大規模水力壓裂技術來獲得工業產能[3-4]。但M131與M18井區前期的生產經驗表明致密礫巖儲層壓后產量遞減快、綜合采收率很低。以M18井區百口泉組儲層為例，壓后初期產能遞減率為76.4%～92.2%，預測綜合采收率僅為8%[5]。此外，瑪湖地區儲層能量偏低，若持續采用衰竭式開發方式將導致地層能量不足，會進一步降低后續的采收率，因此亟需發展適用于瑪湖地區致密礫巖儲層的增能提采技術。

由于瑪湖百口泉組致密礫巖儲層具有強非均質性，孔隙結構復雜，滲透率極低[6]，常規水驅注入難度大，難以有效補充地層能量，因此提高采收率效率并不理想。而相較于水驅，天然氣驅替具有更低的注入難度，還能有效避水敏效應；此外，原油溶解天然氣后黏度會降低，體積會膨脹[7]，在一定的溫度壓力條件下，原油與天然氣還能混相，能進一步增強孔隙原油的可動性；同時，原油中溶解的天然氣在儲層壓力不足時釋放后還能補充一部分彈性能，因此天然氣驅在致密儲層中具有良好的增能提采效果。

目前天然氣驅在中外的致密儲層有較為廣泛的應用[8-10]，在加拿大阿爾伯塔地區，輕質油與中質油的水驅采收率為32%，而采用天然氣驅則可達59%左右。長慶地區、吐哈、大慶、中原等油田也相繼應用了天然氣驅技術，其中中原油田深層低滲儲層的采收率提高了22%，取得了突出的效果[11]。而相較于二氧化碳驅替，天然氣驅對設備要求相對更低，且氣源相對更易補充，具有獨特的優勢[12]。但相較于水驅，氣驅容易形成氣竄，尤其在裂縫發育的儲層，目前礦場通常采用氣-水交替注入的方式來效延緩氣竄時間，進一步提高采收率[13]。

雖然氣驅提采在中外致密儲層已有較廣泛的應用，但針對致密礫巖儲層注氣提采適用性的研究仍處于探索階段，其中注二氧化碳驅已有部分學者開展了相關研究[5]，但天然氣驅的相關研究仍然非常不足。為探究天然氣驅在瑪湖地區百口泉組致密礫巖儲層的適用性，現借助長巖心驅替裝置對瑪湖地區M18、M131井區百口泉組的井底巖心開展了天然氣驅及天然氣-水交替驅替實驗，分析了天然氣驅在瑪湖地區百口泉組的致密礫巖儲層中的驅替壓力、采收率、竄流等特征，為天然氣驅在瑪湖地區致密礫巖儲層的應用提供了一定的數據參考。

1 實驗樣品及流程

1.1 實驗樣品

長巖心驅替實驗所用巖心由4塊長度5～7 cm不等、直徑為25 mm的儲層巖心組成。巖心分別來自M18、M131井區百口泉組主力層段，實驗前對每塊巖心進行了氣、水滲透率及氣體孔隙度測量。短巖心通過熱縮管組裝成長巖心。兩井區長巖心的具體參數如表1所示，其中滲透率與孔隙度為所有巖心對長度的加權平均值[14-15]。

短巖心先抽真空飽和模擬地層水，之后泵注原油至出口端水量不再增加以建立束縛水。建立完束縛水飽和度后，將長巖心出口端連接回壓控制器，繼續注入地面原油(死油)，當回壓控制器壓力升至地層壓力且出口不斷有地面原油流出，回壓建立完畢。此后，將活油配樣器連接至長巖心進口端，并保持壓力持續注入地層原油。當連續驅替地層原油2.0 PV(pore volume)且回壓控制器出口氣油比連續三次與配制的地層原油一致時，飽和地層原油完畢。

由表1可知，M131與M18地區長巖心孔滲參數基本接近，氣測滲透率均在5 mD以下，孔隙度均在10%左右，屬于典型的致密儲層[16-17]。為保持巖心一致性，注氣與天然氣-水交替實驗在同一長巖心上實施。對于飽油后的長巖心，先進行純天然氣驅實驗，之后巖心在30 MPa條件下重新飽和，再進行天然氣-水交替驅替實驗。M131及M18井區巖心二次飽和與初次飽和后的含油飽和度基本一致，能保證氣驅與天然氣-水交替驅替實驗中含油飽和度條件的一致性，飽和后兩地區巖心的含油飽和度均超過60%，與儲層條件下的含油飽和度基本一致[18-20]，能保證實驗結果的代表性。

表1 長巖心基礎物性參數Table 1 Basic parameters of the long plug samples

1.2 實驗裝置及流程

驅替實驗借助型號為HBQT-70的長巖心驅替裝置完成，其結構原理如圖1所示。該裝置由兩套獨立的巖心夾持、流體分離收集及回壓系統組成，可同時對兩根巖心進行不同參數條件下的驅替實驗。巖心回壓依據取樣深度所對應的孔壓來設置，其中M131井區巖心對應回壓為26 MPa，而M18井區巖心對應回壓為36 MPa。驅替時巖心圍壓采用壓差追蹤模式始終與驅替壓力保持4 MPa壓差。根據巖心取樣深度的地溫，驅替過程在75 ℃的條件下完成。驅替過程中天然氣的注入速度為0.08 mL/min，地層水的注入速度也為0.8 mL/min。

圖1 驅替裝置原理與結構示意圖Fig.1 Schematic and structure diagram of the displacement equipment

在天然氣-水交替注入的流程中，依據出口的氣油比及驅替壓力的變化來判斷是否產生了氣竄，當出口氣油比急劇增大且驅替壓力達到峰值后逐步降低時開始注入地層水。在本實驗中，先持續注入約2 PV天然氣，之后注入約0.1 PV地層水，之后繼續注入天然氣到發生氣竄，再次注入0.1 PV地層水，最后繼續注入天然氣直到采收率趨于平穩，共計進行兩輪次的天然氣-水交替驅替。驅替過程中記錄注入端的驅替壓力、出口氣油比以及實時的采收率。

2 實驗結果

2.1 M131井區巖心驅替特征

2.1.1 天然氣驅

M131井區長巖心樣品天然氣驅過程中的采收率、氣油比以及注入過程中的驅替壓力如圖2和圖3所示。

圖2 M131井區樣品天然氣驅過程中的采收率和氣油比變化Fig.2 Gas oil and oil recovery rate variation of M131 sample during the natural gas flooding

圖3 M131井區樣品天然氣驅過程中的驅替壓力變化Fig.3 Flooding pressure variation of the M131 sample during the natural gas flooding

在26 MPa的回壓條件下，首次注入1 PV的天然氣后M131井區的長巖心樣品的采收率已經達到10.2%，而此時出口端的氣油比接近于零，說明天然氣并沒有突破。繼續注入0.5 PV的天然氣后巖心整體的采收率達到了34.1%，同時出口開始見氣，但總體氣油比很低，說明巖心內部基本沒有形成氣體突破。在前1 PV的天然氣注入階段，入口壓力增加了約8.7 MPa，達到了34.7 MPa。根據油田前期的測試資料，瑪湖地區的百口泉組儲層原油與天然氣的混相壓力約為31 MPa，而前1 PV的天然氣注入過程中巖心入口端壓力已經超過的混相壓力，因此能形成部分的混相，大量天然氣會溶解在原油中，一方面能促使原油體積發生膨脹，另一方面能降低原油的黏度，兩者均有利于巖心內部原油的產出。而后續0.5 PV天然氣注入過程中，入口的壓力小幅增加后開始逐步下降，在約注入0.25 PV時，入口壓力達到峰值35.46 MPa，繼續注入0.25 PV后壓力逐步下降到34.8 MPa。后續繼續注入天然氣約1 PV，出口氣油比急劇上升，說明已經發生了氣體突破現象，驅替壓力持續下降到33.1 MPa，而此時巖心整體的采收率從34.1%逐步提高到53.06%，出口端的氣油比已超過9 000，繼續注氣已難以繼續將原油從巖心內部驅出。

2.1.2 天然氣-水交替驅替

圖4和圖5所示為M131井區同一巖心天然氣-水交替驅替過程中的采收率、出口端氣油比以及驅替壓力的變化。圖中淺藍色為天然氣驅替階段，淺藍色區域對應注水驅替階段。

圖4 M131井區樣品天然氣-水交替驅替過程中的采收率與氣油比變化Fig.4 Gas oil and oil recovery rate variation of M131 sample during the Natural gas and water alternate flooding

圖5 M131井區樣品天然氣水驅替過程中的驅替壓力變化Fig.5 Flooding pressure variation of the M131 sample during the natural gas and water alternate flooding

可以看出在前期的純天然氣驅替階段，巖心出口端氣油比以及各階段的驅替壓力與純天然氣驅替實驗保持著較好的一致性，但采收率得到了一定的提高。其中注入天然氣1 PV后，采收率約為13.1%，而在純天然氣驅替試驗中，注入1 PV后的采收率約為10.2%，但整體的氣體突破的時間基本保持一致，均在1.25 PV左右發生初步的氣竄。在氣體突破后繼續注入0.6 PV天然氣，入口的注入壓力已經下降至33.1 MPa，與純天然氣驅實驗中的壓力幾乎一致，此時采收率也相對接近，達到50.5%。根據純天然氣驅實驗結果，繼續注氣對采收率的提高作用將非常有限。此時，注入0.1 PV的地層水進行封堵，入口壓力立即回升到35.1 6 MP，而出口端的油氣比從5 200下降至4 500，初次注水階段采收率從50.5%提高至51.9%，說明注入的地層水有效封堵了氣竄。之后轉注天然氣0.6 PV，注入壓力在上升到36.63 MPa后逐步回落至36.21 MPa，出口的氣油比先下降到1 800后反彈至6 000，說明重新注氣后迅速發生了二次氣竄。在氣竄發生前采收率從51.9%提高至了52.8%，而氣體完全突破后采收率繼續提高至了60.1%，說明一次注水封堵雖然沒有完全封堵氣竄，但對采收率的提升效果仍然非常顯著。在氣體突破后，繼續二次注入0.1 PV地層水，注入后驅替壓力回升至37.66 MPa，出口端的氣油比從6 000下降至4 500，說明二次注水對氣竄仍具有封堵作用。注水完成后，三次續注天然氣，驅替壓力從注水結束時的37.66 MPa上升至38.29 MPa后逐步降低，出口端的氣油比在下降至2 800后逐步回升到11 500，再次發生了氣竄，此時的采收率提升到65.4%。

圖6和圖7為M131井區天然氣-水交替驅替各階段的采收率及最高驅替壓差。可以看出在純氣驅階段M131井區巖心在連續驅替階段的采收率接近，可達50%左右。而后續一輪及二輪的天然氣-水交替驅替可進一步的將采收率提升9.39%與5.14%左右。但天然氣-水交替驅替會引起驅替壓力的逐步提高，且驅替壓力會隨輪次遞增。對于M131井區的巖心，雖然巖心內部只能達到近混相，且存在顯著地氣竄現象，天然氣驅初期的采收率也可達到50%左右，相較于礦場平均8%的采收率，天然氣驅在M131井區儲層仍具有良好的提采效果，而采用天然氣-水交替驅替的方式能一定程素上的減緩氣竄，能將采收率提高至60%的水平。

圖6 M131氣-水交替驅替各階段的采收率Fig.6 Oil recovery rate variation of M131 during gas-water displacement

圖7 M131氣-水交替驅替各階段的驅替壓差Fig.7 Driving pressure variation of M131 during gas-water alternate displacement

2.2 M18井區巖心驅替特征

2.2.1 天然氣驅替

M18井區巖心純天然氣驅過程中的采收率、出口端氣油比以及驅替壓力的變化如圖8及圖9所示。可以看出，相較于M131井區的巖心，M18井區巖心的見氣時間要更快，注入約1 PV天然氣時出口端已經見氣，見氣時的采收率約為35.1%，整體與M18井區的巖心接近，在見氣初期階段(1～1.5 PV)，巖心的采收率持續上升到61.3%，出口端的氣油比上升到約1 500。對應驅替壓力從39.01 MPa下降到了38.51 MPa，而在后續0.5 PV的天然氣注入過程中，出口的氣油比急劇上升到了12 000左右，驅替壓力維持在38.21 MPa左右，說明巖心內部已經完全氣竄，對應的采收率僅提高了2.5%。在整個驅替過程中，M18井區巖心的驅替壓差要遠小于M131井區巖心，整體的采收率也要高于M131井區。M18井區巖心兩端最大驅替壓差僅為3.09 MPa，而M131井區巖心在驅替過程中的最大壓差達到了9.46 MPa。

圖8 M18井區樣品天然氣驅過程中的采收率與氣油比變化Fig.8 Gas oil and oil recovery rate variation of M18 sample during the Natural gas flooding

圖9 M18井區樣品天然氣驅過程中的驅替壓力變化Fig.9 Flooding pressure variation of the M18 sample during the Natural gas flooding

相較于M131井區的巖心，M18井區的巖心回壓保持在36 MPa，巖心整體的壓力高于原油與天然氣的混相壓力，因此M18井區巖心在驅替過程屬于混相驅替過程，而M131井區的巖心的驅替過程為近混相過程，其出口端的壓力僅有26 MPa。驅替方式的差異可能是導致兩者采收率以及見氣時間差異的主要因素，總體上混相驅具有更好的提采效果，需要更低的驅替壓力。

2.2.2 天然氣-水交替驅替

圖10及圖11所示為M18井區巖心天然氣-水交替驅替過程中的采收率、出口端的氣油比以及驅替壓力的變化。可以看出M18井區巖心在注入1 PV天然氣后的采收率僅為10.67%，前一次的純天然氣驅替試驗中，1 PV時的采收率已達35.1%，但在后續0.5 PV天然氣的驅替過程中采收率逐步與第一次純天然氣驅替實驗持平，達到約60%。兩次試驗中純天然氣驅替階段的采收率差異可能與巖心裝載、飽油等過程中的圍壓頻繁變化有關，由于礫巖的特殊屬性，圍壓的頻繁變化可能導致孔隙結構的不可逆變化。除采收率外，兩次實驗中巖心的見氣時間也有顯著差異，首次驅替試驗中長巖心的見氣時間約在1 PV左右，見氣時驅替壓力也接近最大值，而在二次實驗中的純天然氣驅階段見氣時間有所延后，約在1.2 PV左右，此時入口端的驅替壓力也達到極值39.01 MPa。在后續額0.6 PV天然氣注入過程中出口端氣油比急劇增大，從初步見氣時的400陡增至7 100，注入端的驅替壓力也從39.01 MPa逐步下降至38.24 MPa。在氣竄階段巖心整體的采收率從10.67%迅速增長到60.6%，而在初次純天然氣驅試驗中，注入2 PV天然氣時的采收率為63.8%。后續注入約0.1 PV的地層水，注水過程中驅替壓力從38.24 MPa陡增至39.8 MPa，出口端氣油比迅速下降至2 600左右。注水階段巖心整體的采收率從60.6%提升至61.18%。在后續0.3 PV的天然氣注入過程中驅替壓力有小幅下降，而出口端氣油比在下降至750左右后迅速回彈至6 500，發生了二次氣竄。在氣竄尚未完全形成前巖心整體的采收率從61.18%上升至了65.59%，而氣竄完全形成后巖心的采收率變化很小。二次注入0.1 PV地層水封堵后驅替壓力從39.59 MPa迅速上漲至40.7 MPa，出口端的氣油比從5 700下降至5 300，而巖心整體的采收率則從65.59%提升至66.74%，說明二次封堵起到了效果。后續0.8 PV的天然氣注入過程中，出口端氣油比從5 300迅速下降至1 100后急劇反彈至12 000以上，入口端的驅替壓力從40.7 MPa下降至40.35 MPa，說明發生了二次氣竄，但此過程中巖心整體的采收率仍從66.74%提高到了76.14%，而M131井的巖心在二次氣竄后的采收率僅提高了5%。

圖10 M18井區樣品天然氣-水交替驅替過程中的采收率與氣油比變化Fig.10 Gas oil and oil recovery rate variation of M18 sample during the Natural gas and water alternate flooding

圖11 M18井區樣品天然氣水驅替過程中的驅替壓力變化Fig.11 Flooding pressure variation of the M118 sample during the Natural gas and water alternate flooding

如圖12及圖13所示，與M131井區巖心的驅替條件有所不同，M18井區巖心的驅替回壓為36 MPa，巖心整體處于混相壓力點以上，因此驅替過程中巖心整體處于完全混相狀態。混相條件下天然氣與原油的界面將會消失，孔隙內部的毛細作用將不復存在，同時原油的黏度會進一步的降低，因此驅替壓力相較于部分混相會有大幅的下降，混相條件下巖心的驅替壓差僅為3.01 MPa。此外，相條件下原油在孔隙內部相對具有更好的流動性，在純氣驅階段即可獲得約60%的采收率，兩輪天然氣-水交替驅替后采收率可超過70%。混相條件下，天然汽-水交替注入也會導致驅替壓力的上升，但總體的壓力增長幅度要小于非混相條件。綜合兩井區的驅替特征，混相條件下多輪次天然氣-水驅替在百口泉組致密礫巖儲層能獲得突出的提采效果。

圖12 M18天然氣-水交替驅替各階段的采收率Fig.12 Oil recovery rate variation of M18 during gas-water alternate displacement

圖13 M18天然氣-水交替各階段的驅替壓差Fig.13 Driving pressure variation M18 during gas-water alternate displacement

3 結論

(1)天然氣驅在瑪湖百口泉組致密礫巖儲層具有良好的提采效果。在非混相條件下，天然氣驅能將綜合采收率提高至60%以上，而混相條件下采收率可以進一步提高至70%以上。

(2)瑪湖百口泉組致密礫巖儲層在天然氣驅過程中也會產生顯著的氣竄現象，氣竄現象會顯著制約儲層整體的采收率。

(3)采用天然氣-水交替注入的方式可以有效減緩百口泉組致密礫巖儲層中的氣竄現象，進一步提高儲層的采收率。但天然氣-水交替注入會逐步提高注入壓力，且注入壓力會隨著注入輪次的增加而提高。相較于非混相狀態，混相狀態下注入壓力隨輪次升高的幅度更小。

(4)綜合注入壓力、采收率等參數，瑪湖百口泉組致密礫巖儲層更適宜采用混相條件下的天然氣-水多輪次驅替方式來提高儲層的綜合采收率。