瑪湖礫巖油藏體積壓裂開發(fā)后烴氣混相驅(qū)提高采收率實驗

崔晨光, 覃建華, 譚龍, 張善嚴, 張記剛, 張景, 鄧振龍, 宋平

(1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院, 克拉瑪依 834000; 2.中國石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083)

新疆瑪湖致密礫巖油藏儲量規(guī)模大,儲集層孔隙結(jié)構(gòu)及孔喉組合類型具有典型的小孔隙細吼道特征,生產(chǎn)井不壓裂基本無產(chǎn)能[1-6],需要采用水平井通過水力多級壓裂的增產(chǎn)改造方式規(guī)模開發(fā)[7-11]。已開發(fā)區(qū)初期產(chǎn)能較高,但是經(jīng)歷生產(chǎn)高峰后,地層能量快速衰竭,單井產(chǎn)量及油壓快速遞減,建產(chǎn)第一年年遞減率達到30%～70%[12-14]。

美國Bakken油田位于威利斯盆地,儲層滲透率小于0.1 mD[15-16],2011年在該區(qū)開展了注烴氣提高采收率試驗,初期注入速度0.85×104m3/d,3個月后注氣速度調(diào)整為2.83×104m3/d,由于注氣速度過大,2口井隨即發(fā)生氣竄。注氣2年后,井組采收率由16%提高至19%。試驗結(jié)果表明了注烴氣可以有效提高致密油藏的采收率,同時也表明水平井多級壓裂后產(chǎn)出(或注入)的流體優(yōu)先通過水力壓裂裂縫或天然裂縫流動,從而導(dǎo)致氣竄現(xiàn)象普遍。如何控制壓裂規(guī)模,擴大波及體積是提高氣驅(qū)效果的關(guān)鍵[17]。

為提高產(chǎn)量實現(xiàn)油藏的效益開發(fā),在瑪湖致密礫巖油藏開展了多種提高采收率室內(nèi)實驗和現(xiàn)場試驗。由于瑪湖地區(qū)烴氣伴生氣源充足,且地層條件下可實現(xiàn)混相,通過烴氣混相驅(qū)可以獲得較高的采收率[18-19]。室內(nèi)實驗結(jié)果表明烴氣混相驅(qū)油效率可以達到28.9%,但現(xiàn)場試驗注氣后注采井快速氣竄,10 d內(nèi)氣油比突破1 000 m3/m3,其結(jié)果存在很大的差異,研究成果無法指導(dǎo)現(xiàn)場試驗。造成室內(nèi)成果無法推廣應(yīng)用于實際油藏的主要原因有以下兩點:一方面室內(nèi)實驗采用小柱塞樣品,而瑪湖致密礫巖油藏非均質(zhì)性強,巖樣質(zhì)控難度大;另一方面巖樣均未壓裂,實驗?zāi)Ｐ团c現(xiàn)場水平井體積壓裂開發(fā)模式不匹配,實驗結(jié)果無法使用。瑪湖地區(qū)目前已大規(guī)模采用水平井體積壓裂開發(fā),在已開發(fā)區(qū)通過注氣提高采收率是亟需解決的現(xiàn)實難題。一方面裂縫可以增大油氣接觸面積,增加氣驅(qū)波及體積,另一方面由于裂縫過長會造成不同井間壓裂縫之間的基質(zhì)段過少,直接造成氣體混相段過短,不利于注入氣體與原油充分接觸、氣驅(qū)采油[20-21]。

目前烴氣驅(qū)已成為提高采收率的一種有效方法[22],但針對瑪湖礫巖油藏壓裂后水平井注烴氣混相驅(qū)油提高采收率的相關(guān)研究仍存在很大不足。而在注氣試驗未規(guī)模進入現(xiàn)場的情況下,現(xiàn)針對瑪湖已體積壓裂開發(fā)井的人工壓裂縫+基質(zhì)的氣驅(qū)模式,設(shè)計不同裂縫與基質(zhì)拼接比例的全直徑巖心實驗?zāi)Ｐ汀Ｔ谑覂?nèi)條件下通過巖心驅(qū)替實驗協(xié)調(diào)壓裂縫的“利用和治理”[23],借此確定較為合理的裂縫與基質(zhì)關(guān)系,明確合理注采井距,減少水平井體積壓裂開發(fā)后烴氣提采氣竄現(xiàn)象的發(fā)生,從而為瑪湖礫巖油藏烴氣驅(qū)現(xiàn)場試驗及投產(chǎn)新井壓裂規(guī)模的選擇提供理論指導(dǎo)。

1 “人工壓裂縫+基質(zhì)”注氣模式

瑪湖致密礫巖油藏非均質(zhì)性強,滲透率低,采用水平井水力壓裂投產(chǎn),儲層內(nèi)存在大量的人工裂縫,為裂縫+基質(zhì)的油藏條件[23-24]。在該油藏條件下,地層壓力高于最小混相壓力(minimum miscibility pressure,MMP),裂縫或基質(zhì)界面附近狹窄區(qū)域的混相是致密油基質(zhì)采油的主要機理[25]。烴類氣體可以通過原油膨脹、混相作用萃取在基質(zhì)或裂縫界面上的原油,促進基質(zhì)油的流動,從而使油從基質(zhì)中逆流而出。

裂縫+基質(zhì)的油藏條件下,注氣驅(qū)油提高采收率的主要傳輸機制如下。

(1)通過向井中注入烴類氣體,氣體分子進入人工水力壓裂縫網(wǎng),并進一步移動到基質(zhì)/裂縫界面[圖1(a)]。

(2)由于注入速度引起的壓力增加可以增大裂縫與基質(zhì)之間的壓力梯度,使氣體滲透到有限的巖石基質(zhì)中[圖1(b)]。

(3)隨著接觸時間的增加,烴類氣體分子以擴散作用為主導(dǎo),通過擴散/平流傳質(zhì)的方式深入基質(zhì),在達到混相條件下,一方面原油溶解烴氣分子膨脹,另一方面烴類氣體可以萃取原油中的輕質(zhì)組分,從而導(dǎo)致原油的密度、黏度和界面張力的降低,當氣體分子使油液膨脹時,基質(zhì)中的壓力略有增加,形成局部壓力梯度,原油通過微裂縫運移,如圖1(c)所示。

(4)注入氣體與萃取油進一步混合并運移至采油井人工壓裂縫網(wǎng)體系,通過舉升作用采出,如圖1(d)所示。

綜上,在瑪湖地區(qū)致密礫巖油藏壓裂水平井開展注氣提高采收率試驗,明確最優(yōu)壓裂縫與基質(zhì)的比例關(guān)系,是提高氣驅(qū)開發(fā)效果、減少氣竄的關(guān)鍵參數(shù)。

2 混相壓力測定

目前國內(nèi)外確定最小混相壓力(minimum miscibility pressure,MMP)的方法有實驗法、經(jīng)驗公式法以及狀態(tài)方程法等[26-28],其中細管測試雖然周期較長、耗時費力,但測定結(jié)果最為準確、方法最為常用[23,29]。通過細管實驗?zāi)M烴氣注入地層油驅(qū)替過程,注入的烴氣與地層原油發(fā)生擴散和傳質(zhì)作用,并隨著混相程度的增加,驅(qū)油效率增大,形成混相驅(qū)替后驅(qū)油效率不再變化。注入烴氣組分采用瑪湖地區(qū)伴生氣組分,通過改變驅(qū)替壓力,獲得最小混相壓力數(shù)據(jù)。

2.1 實驗樣品

本文研究所用的地層原油樣品采用瑪湖地區(qū)M1井區(qū)原油樣品。溶解氣組成選用本區(qū)天然氣組成,氣油比42 m3/m3,配制地下原油樣品,地層原油密度為0.856 g/cm3,原油黏度為3.47 MPa·s,飽和壓力為15.6 MPa,實驗溫度87.2 ℃,注入氣采用天然氣處理站出站氣體。溶解氣、注入氣組成如表1所示。

表1 M1井區(qū)溶解氣、注入氣摩爾組成Table 1 Molar composition of dissolved gas and injected gas in well block M1

2.2 實驗裝置

本次研究采用儀器及設(shè)備較多,裝置復(fù)雜,主要儀器包括烴氣瓶、氣體增壓泵、細長管模型、驅(qū)替泵、中間容器、回壓閥、恒壓回壓泵、真空泵、恒溫箱、氣液分離器。實驗系統(tǒng)主要包括驅(qū)替系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、分離計量系統(tǒng),實驗流程圖如圖2所示。

圖2 細管實驗裝置圖Fig.2 Diagram of thin tube experiment device

具體實驗步驟:①將細管模型恒溫到87.2 ℃,向細管內(nèi)注入一定量的甲苯進行清洗,并用干燥的高壓氮氣吹干細管中的溶劑,抽真空至0 kPa后,繼續(xù)抽12 h以上;②用甲苯充滿整個細管模型,通過回壓調(diào)節(jié)器將回壓設(shè)置到實驗驅(qū)替壓力之下,緩慢開啟地層原油樣品容器出口閥和細管模型入口閥,用地層原油樣品頂替細管中的甲苯,速度為100 mL/h,當原油樣品驅(qū)替2.0 PV(PV為孔隙體積倍數(shù))后,停止驅(qū)替;③在實驗溫度、壓力和恒定的注入速度下,注入烴氣驅(qū)替細管模型中的原油,驅(qū)替速度為10 mL/h,當累積注入量超過1.2 PV或不再產(chǎn)油后,停止驅(qū)替;④選擇不同的壓力重復(fù)上述步驟,選取4個壓力點;⑤計算采收率,繪制壓力和采收率的關(guān)系曲線,曲線拐點即為最小混相壓力。

2.3 實驗結(jié)果

在87.2 ℃溫度和預(yù)定的驅(qū)替壓力下(30、35、40、45 MPa),按照判定最小混相壓力準則,即為注入1.2 PV時的原油采出程度大于90%,且隨著驅(qū)替壓力升高,驅(qū)油效率沒有明顯的增加,即可確定最小混相壓力。烴氣驅(qū)最小混相壓力為38 MPa,瑪湖M1井區(qū)地層壓力44.3 MPa,地層條件下可以實現(xiàn)混相驅(qū)替(圖3)。

圖3 烴氣最小混相壓力判定圖Fig.3 Minimum miscible pressure of hydrocarbon gas

3 不同裂縫與基質(zhì)拼接比全直徑烴氣驅(qū)實驗

實驗室通常采用長巖心物理模擬來研究氣驅(qū)油特征和驅(qū)油效率。長巖心模型通常采用多塊直徑為2.5 cm或是3.8 cm的巖心拼接而成,但瑪湖礫巖儲層非均質(zhì)性極強、滲透率低,一方面實驗壓力高、成功率低;另一方面小尺寸巖心難以代表儲集層的物性特征,由于取心位置不同,巖心孔滲特征各異,實驗結(jié)論差別大,不能反映儲集層的真實滲流特點。采用全直徑巖心驅(qū)替實驗可以相對更大程度地模擬礫巖油藏的真實驅(qū)替特征和滲流特點,基于“人工壓裂縫+基質(zhì)”注氣模式,開展了瑪湖井區(qū)不同裂縫與基質(zhì)拼接比全直徑烴氣混相驅(qū)實驗,明確生產(chǎn)井壓裂后對于烴氣驅(qū)效果的影響規(guī)律。

3.1 實驗材料及方案

巖心樣品采用瑪湖地區(qū)M1井區(qū)采集的全直徑巖心,巖心直徑9.63 cm,長度15.1 cm,所用的地層原油樣品、溶解氣及注入氣與細管實驗相同。系列實驗共設(shè)計三組實驗:第一組為不壓裂巖心的烴氣驅(qū)實驗;第二組為采出端1/4壓裂后拼接巖心的烴氣驅(qū)實驗;第三組為采出端1/2壓裂后拼接巖心的烴氣驅(qū)實驗,樣品參數(shù)及實驗參數(shù)如表2和表3所示。

表2 全直徑樣品驅(qū)替實驗參數(shù)表Table 2 Full-diameter sample displacement test parameters

表3 全直徑樣品驅(qū)替實驗設(shè)計表Table 3 Full-diameter sample displacement experiment design table

為保證不同拼接巖心物性一致,采用重復(fù)利用巖心的策略,即先完成第一組,然后取出巖心,1/4造縫,重新拼接巖心,完成第二組實驗,再取出巖心再切1/4造縫,重新拼接,完成第三組實驗。巖心的制作過程如圖4所示。通過該策略,既對巖樣非均質(zhì)性進行有效質(zhì)控,又保證了該實驗結(jié)果與瑪湖致密礫巖油藏現(xiàn)場水平井體積壓裂開發(fā)模式的匹配,增加烴氣驅(qū)試驗對瑪湖現(xiàn)場開發(fā)指導(dǎo)的可靠性。

圖4 巖心造縫制作過程Fig.4 Core fracture making process

3.2 實驗裝置

本次實驗的主要儀器設(shè)備為超高壓滲流驅(qū)替實驗系統(tǒng)(180 MPa、-20～200 ℃)、高低溫實驗箱、TC-60型氣體增壓泵,如圖5所示。

圖5 實驗主要儀器設(shè)備圖Fig.5 Diagram of main experimental instruments and equipment

3.3 實驗步驟

(1)實驗準備:將全直徑巖心裝入巖心夾持器,放入恒溫箱,并根據(jù)圖5(a)所示流程圖連接管線;準備好實驗用油和實驗用氣,將其分別放入中間容器;確定管線體積,并將原油容器和全直徑巖心模型在恒溫箱中恒溫到給定的實驗溫度;將全直徑巖心模型轉(zhuǎn)至垂直,給定圍壓,抽真空4 h后緩慢開啟地層原油樣品容器出口閥和全直徑巖心模型入口閥,以0.5 mL/min的流速進行飽和,并測定巖心的孔隙體積;當原油樣品飽和約3.0 PV后,停止飽和。

(2)驅(qū)替過程的流程(圖6和表4):①給定回壓,在恒定實驗溫度下注入氣樣品;②用注入氣充滿并沖洗至全直徑巖心模型入口閥的管線,將注氣壓力調(diào)整到實驗壓力,記錄該壓力下泵的讀數(shù);③在實驗溫度、壓力和恒定的注入速度下,用注入氣驅(qū)替全直徑巖心模型中的原油,驅(qū)替速度一般為0.5 mL/min;④每注入0.1 PV,測量一次產(chǎn)出油、氣體積,計算生產(chǎn)氣油比,記錄注入壓力;⑤當出口端基本不產(chǎn)油,停止驅(qū)替;⑥計算采收率,繪制累積注入量-采收率的關(guān)系曲線,確定氣驅(qū)采收率。

表4 驅(qū)替過程參數(shù)表Table 4 Parameters of displacement process

圖6 全直徑巖心驅(qū)替實驗裝置流程圖Fig.6 Flow chart of full-diameter core displacement test device

4 實驗結(jié)果及分析

4.1 無裂縫巖心驅(qū)替實驗

驅(qū)替過程中出口端回壓保持在44.3 MPa不變,入口端壓力如圖7所示,產(chǎn)油及采出程度隨烴氣注入PV數(shù)的變化如圖8所示。從實驗結(jié)果可見:烴氣驅(qū)在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅(qū)的驅(qū)油效果極好;在注入PV數(shù)達到0.4左右出現(xiàn)產(chǎn)氣現(xiàn)象,產(chǎn)油量出現(xiàn)明顯下降,但仍可以保持一定的產(chǎn)油能力,產(chǎn)油量呈現(xiàn)波浪狀下降趨勢;最終采出程度38.3%。

圖7 無裂縫巖心驅(qū)替實驗注入過程中注入端壓力曲線Fig.7 Injection end pressure curve during the injection process of fractureless core displacement experiment

圖8 無裂縫巖心驅(qū)替實驗過程產(chǎn)出流體曲線Fig.8 Fluid curve produced during the process of non fractured core displacement experiment

4.2 1/4裂縫巖心驅(qū)替實驗

驅(qū)替過程中出口端回壓保持在44.3 MPa不變,入口端壓力如圖9所示,產(chǎn)油及采出程度隨烴氣注入PV數(shù)的變化如圖10所示。從實驗結(jié)果可見:烴氣驅(qū)在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅(qū)的驅(qū)油效果極好;在注入PV數(shù)達到0.4左右出現(xiàn)產(chǎn)氣現(xiàn)象,產(chǎn)油量出現(xiàn)明顯下降,但下降幅度相對平緩,波浪減少;最終采出程度37.9%。

圖9 1/4裂縫巖心驅(qū)替實驗注入過程中注入端壓力曲線Fig.9 Pressure curve at the injection end during the injection process of 1/4 fractured core displacement experiment

圖10 1/4裂縫巖心驅(qū)替實驗過程產(chǎn)出流體曲線Fig.10 Fluid curve produced during the displacement experiment of 1/4 fractured core

4.3 1/2裂縫巖心驅(qū)替實驗

驅(qū)替過程中出口端回壓保持在44.3 MPa不變,入口端壓力如圖11所示,產(chǎn)油及采出程度隨烴氣注入孔隙體積倍數(shù)的變化如圖12所示。從實驗結(jié)果可見:烴氣驅(qū)在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅(qū)的驅(qū)油效果極好,但峰值明顯低于第一、第二組;在注入孔隙體積倍數(shù)達到0.3 PV出現(xiàn)產(chǎn)氣現(xiàn)象,產(chǎn)油量出現(xiàn)明顯下降,下降幅度大,注入1.1 PV后不產(chǎn)油;最終采出程度25.9%。

圖11 1/2裂縫巖心驅(qū)替實驗注入過程中注入端壓力曲線Fig.11 Pressure curve at the injection end during the injection process of 1/2 fractured core displacement experiment

圖12 驅(qū)替實驗過程產(chǎn)出流體曲線Fig.12 Fluid curve produced during the displacement experiment of 1/2 fractured core

4.4 1/2裂縫巖心驅(qū)替后吞吐實驗結(jié)果

由于第三組實驗采收率較低,因而在烴氣驅(qū)結(jié)束后,開展了烴氣吞吐的后續(xù)實驗,注入端關(guān)閉,從產(chǎn)出端注入烴氣,注入壓力由44.3 MPa提高到50 MPa,然后回吐至44.3 MPa,完成1輪吞吐;共完成4組吞吐,累計提高采出程度7.1%,如圖13和圖14所示。隨著吞吐輪次的增加,增油效果明顯變差,第4輪僅為0.21 mL。疊加烴氣驅(qū)的采出程度,最終采出程度為32.95%。

圖13 1/2裂縫巖心驅(qū)替后吞吐各輪次產(chǎn)油量圖Fig.13 Oil production map of each cycle of huff and puff after 1/2 fracture core displacement

圖14 1/2裂縫巖心驅(qū)替后吞吐采出程度變化圖Fig.14 Variation of recovery degree of huff and puff after 1/2 fracture core displacement

4.5 裂縫與基質(zhì)比例對氣驅(qū)效果的影響

三組氣驅(qū)實驗驅(qū)油效率分別為38.3%、37.9%、25.9%(圖15)。第二組初期的產(chǎn)油量幾乎與第一組相同,第三組明顯低于前兩組;在注入0.3 PV,第三組實驗產(chǎn)量快速下降;達到0.4后,第一組實驗產(chǎn)油量波動明顯高于第二組,第二組產(chǎn)油量變化平緩;第三組實驗1.1 PV后不產(chǎn)油,第二組實驗1.5 PV后不產(chǎn)油,第一組實驗1.9 PV后不產(chǎn)油;最終采出程度第一組為38.3%,第二組為37.9%,第三組采出程度最低,為25.9%,第三組加上4輪次吞吐采出程度32.95%,依然低于第一、二組實驗。

圖15 三組驅(qū)替實驗采出程度變化曲線對比圖Fig.15 Comparison of recovery degree change curves of three groups of displacement experiments

結(jié)果表明隨著裂縫長度增加,驅(qū)油效率降低,且氣驅(qū)波及體積變差,但注入壓力降低(圖16);裂縫長度占比1/4時,采出程度與不壓裂驅(qū)油效果差距不大,但產(chǎn)油速度波動小;裂縫占比過大會造成基質(zhì)段過短,即氣體混相段過短,注入氣體與原油未能充分接觸,從而導(dǎo)致驅(qū)油效率過低。

圖16 三組驅(qū)替實驗注入端壓力變化曲線對比圖Fig.16 Comparison of pressure change curves at injection end of three groups of displacement experiments

5 結(jié)論

(1)瑪湖致密礫巖油藏采用水平井水力壓裂增產(chǎn)改造方式投產(chǎn),注氣后驅(qū)油模式為“人工壓裂縫+基質(zhì)”型,通過細管實驗確定原油-烴氣最小混相壓力為38 MPa,瑪湖地區(qū)M1井區(qū)地層壓力為44.3 MPa,地層條件下可以實現(xiàn)混相驅(qū)替。

(2)不壓裂、裂縫長度占比1/4及1/2三組氣驅(qū)實驗驅(qū)油效率分別為38.3%、37.9%、25.9%,裂縫長度占比1/4時,采出程度與不壓裂驅(qū)油效果差距不大,但產(chǎn)油速度波動小,裂縫占比1/2時會造成氣體-原油混相段過短,注入氣體與原油無法充分接觸,驅(qū)油效率最低,通過4組注氣吞吐,可累計提高采出程度7.1%。

(3)不同裂縫與基質(zhì)比全直徑巖心驅(qū)替實驗表明了壓裂后致密礫巖油藏注烴氣有很大的提高采收率潛力,現(xiàn)場采油井與注氣井間的人工壓裂縫與基質(zhì)比應(yīng)小于1/2,投產(chǎn)新井應(yīng)采用小規(guī)模的壓裂方式控制裂縫長度,氣驅(qū)效果過差的井組可通過注氣吞吐的方式進一步提高采收率。