低滲透油藏常規(guī)水驅(qū)與二氧化碳驅(qū)井距界限研究

于 友，魏建光，張寶忠，李江濤

(1. 中國石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000；2. 陸相頁巖油氣成藏及高效開發(fā)教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；4. 中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163514)

0 引 言

低滲透油藏相比與常規(guī)油藏，不適用經(jīng)典達西滲流理論，表現(xiàn)出獨特的啟動壓力梯度特征[1-2]。在壓力梯度較小時表現(xiàn)為非線性滲流，導致生產(chǎn)規(guī)律難以掌握，一定程度上降低了低滲透油藏的開發(fā)效益[3-4]。吉林油田扶余油層是典型的上生下儲型油藏，油藏類型屬于構(gòu)造或構(gòu)造-巖性油藏，具有滲透率低、開發(fā)難度大等特點。為提高目標區(qū)塊的開發(fā)效果，亟需研究啟動壓力梯度與不同驅(qū)替介質(zhì)對開發(fā)井網(wǎng)設計的影響。近年來，中國學者對啟動壓力梯度進行了大量的實驗研究和探討：王曉東等[5]解釋了各類啟動壓力梯度的物理含義；王亮亮等[6]發(fā)現(xiàn)特低滲透油藏縫網(wǎng)壓裂改造區(qū)域泄壓行為受啟動壓力梯度影響較大；朱維耀等[7]研究了致密油藏內(nèi)部滲流狀態(tài)與啟動壓力梯度之間的關系，在經(jīng)濟效益的考量下，常規(guī)油氣藏會盡量采用較大的開發(fā)井距，然而，低滲透油藏由于具有啟動壓力梯度特征，過大的井距會嚴重降低驅(qū)替效率，因此，低滲透油藏在理論上存在最大井距；張鵬飛等[8]開展了真實油藏條件下啟動壓力梯度的實驗研究，并給出了水驅(qū)開發(fā)的井距優(yōu)化方法；郭粉轉(zhuǎn)等[9]研究了啟動壓力梯度對四點井網(wǎng)注水單元波及效率的影響；基于長慶油田特低滲透油田實際情況，史成恩等[10]開展了正方形反九點、菱形反九點與矩形井網(wǎng)提高水驅(qū)開發(fā)效果的研究。然而，對于考慮啟動壓力梯度影響的不同驅(qū)替方式下井距界限研究相對較少。因此，基于壓力梯度測試實驗，有必要開展啟動壓力梯度與驅(qū)替介質(zhì)、井距優(yōu)化、注采壓差的關系研究，對低滲透油藏開發(fā)設計提供參考。

1 啟動壓力梯度實驗測定方法

1.1 實驗裝置

實驗裝置由注入系統(tǒng)、驅(qū)替系統(tǒng)、測量系統(tǒng)3部分組成。注入系統(tǒng)主要為ISCO泵，流速為0.001～100.000 mL/min，工作壓力為0～70 MPa；驅(qū)替系統(tǒng)主要由恒溫箱、巖心夾持器、環(huán)壓泵、中間容器和管線組成，工作溫度為0～200 ℃，工作壓力為0～50 MPa；測量系統(tǒng)由油水分離裝置、量筒和壓力傳感器組成，流量測量精度為0.05 mL，壓力測量精度為0.001 MPa。

1.2 實驗步驟

(1) 巖心準備。將巖心洗油、烘干、抽真空24 h，巖心樣品在熒光燈下達到三級標準；測定巖心孔隙度與滲透率；飽和油至采出液不含水，夾持器出口端閥門打開使巖心在恒溫箱中熟化24 h。

(2) 恒壓注入。巖心兩端壓差從0.001 MPa逐漸升高，壓力點穩(wěn)定5 h直至沒有油流出，再提高壓差。

(3) 繪制曲線。依次記錄第(2)步的壓差和注入流量，直至連續(xù)3個點形成線性關系，認為流體進入達西滲流階段；繪制壓力梯度與流量散點圖，壓力梯度曲線開始不為0時的啟動壓力梯度為最小啟動壓力梯度。

考慮到實際致密油藏開發(fā)過程中氮氣驅(qū)容易發(fā)生氣竄，實驗使用的滲流流體為水和二氧化碳。

1.3 巖心基本參數(shù)

實驗共采用8組巖樣，均來自黑71區(qū)塊扶余油層，巖心參數(shù)如表1所示。巖心孔隙度為4.38%～14.56%，滲透率為0.02～1.22 mD，巖心物性參數(shù)差異較大，有利于獲取代表性實驗結(jié)果。

2 不同驅(qū)替介質(zhì)下儲層啟動壓力梯度

2.1 水驅(qū)儲層啟動壓力梯度

圖1為水驅(qū)時巖樣壓力梯度與流量關系曲線。由圖1可知，8塊不同滲透率巖心均表現(xiàn)出較強的低速非達西滲流特征。當巖心壓力梯度達到較大數(shù)值時，滲流流量與壓力梯度才表現(xiàn)為線性關系，直線段的斜率可用于評價儲層水測滲透率(表1)。

表1 扶余油層巖心基礎參數(shù)Table 1 The core parameters of Fuyu Oil Reservoir

圖1 巖樣壓力梯度與流量關系曲線(水驅(qū))

實驗中，統(tǒng)計了水驅(qū)條件下8塊巖心的最小啟動壓力梯度與滲透率數(shù)據(jù)，并繪制了相應的關系曲線(圖2)。由圖2可知，最小啟動壓力梯度與滲透率之間滿足冪函數(shù)關系[10]：

dp/dL=0.0725K-0.675，(R2=0.9889)

(1)

式中：dp/dL為巖心最小啟動壓力梯度，MPa/m；K為巖心滲透率，mD。

分析圖2關系曲線可知，滲透率為0.20 mD是曲線重要拐點。當巖心滲透率低于0.20 mD時，最小啟動壓力梯度隨滲透率的增加快速下降，處于“快降”階段；當滲透率高于0.20 mD時，最小啟動壓力梯度隨滲透率的升高緩慢下降，處于“慢降”階段。因此，在低滲透油藏實際開發(fā)過程中，儲層滲透率低于0.20 mD時，采用儲層改造措施能夠有效減小啟動壓力梯度對開發(fā)的影響[11-14]。

圖2 最小啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線(水驅(qū))Fig.2 The relation curve between minimumstarting pressure gradient and permeability (water flooding)

2.2 二氧化碳驅(qū)儲層啟動壓力梯度

圖3為二氧化碳驅(qū)時巖樣壓力梯度與流量關系曲線。由圖3可知，二氧化碳驅(qū)情況下巖心滲流流量與壓力梯度同樣表現(xiàn)出較強的非達西滲流特征。但與水驅(qū)相比，二氧化碳驅(qū)的最小啟動壓力梯度明顯變小，表明二氧化碳的驅(qū)替效率明顯要優(yōu)于水驅(qū)。

圖3 巖樣壓力梯度與流量關系曲線(二氧化碳驅(qū))Fig.3 The relation curve between rock samplepressure gradient and flow rate (carbon dioxide flooding)

實驗中同樣統(tǒng)計了二氧化碳驅(qū)條件下8塊巖心的啟動壓力梯度與其滲透率數(shù)據(jù)(圖4)。由圖4可知，二氧化碳驅(qū)情況下最小啟動壓力梯度與滲透率關系同樣可由冪函數(shù)表征：

圖4 最小啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線(二氧化碳驅(qū))Fig.4 The relation curve between minimum startingpressure gradient and permeability (carbon dioxide flooding)

dp/dL=0.0139K-0.827，(R2=0.9250)

(2)

由圖1、3可知：相同條件下同一巖心水驅(qū)的最小啟動壓力梯度約為二氧化碳驅(qū)的2～4倍。產(chǎn)生該現(xiàn)象的原因主要為：①流體在細小孔喉中的流動阻力一部分來自于毛管力，而毛管力與界面張力呈正相關，油水的界面張力大于油氣的界面張力[15]，因此，二氧化碳驅(qū)受到的流動阻力相對較?。虎诹鲃幼枇Φ牧硪徊糠謥碜杂陴?，黏滯力與流體黏度正相關，二氧化碳驅(qū)替時必然存在二氧化碳在原油中的溶解現(xiàn)象[16]，這會降低流體黏度，從而降低流動阻力。

3 不同驅(qū)替介質(zhì)下合理井距設計

在給定注采壓差情況下，井距設計過大，流體驅(qū)動壓差必然減小，會導致注入井波及范圍縮小和驅(qū)替效率大幅降低；井距設計過小，部署井數(shù)將增加，影響油藏開發(fā)效益。因此，有必要給出考慮啟動壓力梯度影響下的井距界限。

以儲層內(nèi)流體壓力梯度的最小值大于最小啟動壓力梯度作為目標函數(shù)來確定合理井距，計算過程中最小啟動壓力梯度采用上面實驗數(shù)據(jù)。假設注入量與采出量相等，基于“一注一采”模式計算儲層壓力梯度，則壓力梯度計算方程如下[17]。

(3)

式中：R為井距，m；rw為井筒半徑，m；dp/dr為流體壓力梯度，MPa/m；△p為注采壓差，MPa。

聯(lián)立式(3)、(1)得到水驅(qū)情況下最大井距；聯(lián)立式(3)、(2)得到二氧化碳驅(qū)下最大井距。式(3)可以被其他壓力梯度計算公式替代，取決于具體注采方式[18-23]。

3.1 水驅(qū)井距部署界限

兩井之間的注采壓力梯度大于最小啟動壓力時，注采井之間的流體才能流動，結(jié)合水驅(qū)情況下最小啟動壓力梯度實驗數(shù)據(jù)與合理井距求解方法，可得到水驅(qū)情況下低滲透油藏合理井距確定圖版(圖5)，圖中次縱坐標為不同滲透率和注采壓差條件下流體能夠克服最小啟動壓力梯度開始流動的最大井距。由圖5可知：采用注水開發(fā)、注采壓差為25.000 MPa條件下，儲層滲透率為0.1 mD時動用條件為井距小于70 m，而儲層滲透率為0.2 mD時動用條件為井距小于120 m。可以發(fā)現(xiàn)儲層滲透率增加導致了啟動壓力梯度的降低，啟動壓力梯度降低儲層可以采用的合理注采井距也相應有所增加。

圖5 低滲透油藏合理水驅(qū)井距確定圖版Fig.5 The final drawing of reasonable well spacingfor low-permeability reservoirs (water flooding)

3.2 二氧化碳驅(qū)井距部署界限

二氧化碳驅(qū)合理井距設置與巖心滲透率、注采壓差的變化趨勢與水驅(qū)情況類似，如圖6所示。不同點在于井距量級上，由于二氧化碳驅(qū)下啟動壓力梯度較低，其井距相對于水驅(qū)情況可以適當增大。相同條件下，二氧化碳驅(qū)的合理井距約為水驅(qū)的3～5倍。由圖6可知，在二氧化碳驅(qū)注采壓差25.000 MPa條件下，0.05 mD儲層動用條件為井距小于120 m，二氧化碳驅(qū)注采壓差25.000 MPa條件下滲透率0.1 mD儲層動用條件為井距小于380 m。

3.3 水驅(qū)和二氧化碳驅(qū)對比

從圖5和圖6次縱坐標可得到不同滲透率和注采壓差條件下水驅(qū)和二氧化碳驅(qū)的最大注采井距。扶余油層目前生產(chǎn)壓差為25.000 MPa左右，表2為注采壓差為25.000 MPa時不同滲透率條件下水驅(qū)、二氧化碳驅(qū)合理井距對比情況。由表2可知，巖心滲透率越低，合理井距越小，巖心滲透率為0.05 mD時二氧化碳驅(qū)合理井距為120 m，滲透率為0.10 mD時二氧化碳驅(qū)對應合理井距為380 m；巖心滲透率為0.10 mD時水驅(qū)合理井距為70 m，0.20 mD時水驅(qū)合理井距為120 m。當滲透率較低時，例如滲透率小于0.10 mD時，采用水驅(qū)需要密集部井，會極大增加開發(fā)成本；而該情況下二氧化碳驅(qū)井距可以設置在300 m以下，屬于合理區(qū)間，因此，該情況下二氧化碳驅(qū)開發(fā)比水驅(qū)開發(fā)更有優(yōu)勢。滲透率較大時，從開發(fā)角度講，水驅(qū)與二氧化碳驅(qū)均能滿足要求，但二氧化碳驅(qū)開發(fā)成本比水驅(qū)高，此時采用水驅(qū)開發(fā)更有優(yōu)勢。

圖6 低滲透油藏二氧化碳驅(qū)合理井距圖版Fig.6 The drawing of reasonable well spacing forcarbon dioxide flooding in low-permeability reservoirs

表2 不同滲透率條件下水驅(qū)、二氧化碳驅(qū)合理井距對比Table 2 The comparison of reasonablewell spacing between water flooding and carbondioxide flooding under different permeability conditions

4 結(jié) 論

(1) 繪制了水驅(qū)和二氧化碳驅(qū)時流量與壓力梯度的關系曲線，得到不同驅(qū)替方式下的最小啟動壓力梯度，表明相同條件下水驅(qū)最小啟動壓力梯度為二氧化碳驅(qū)的2～4倍。

(2) 建立了啟動壓力梯度與滲透率關系圖版，二者呈負相關。當滲透率低于0.20 mD時，啟動壓力梯度處于“快降”階段；當滲透率高于0.20 mD時，啟動壓力梯度處于“慢降”階段。

(3) 相同開發(fā)條件下，二氧化碳驅(qū)合理井距上限大于水驅(qū)，儲層滲透率為0.10 mD是選擇二氧化碳驅(qū)開發(fā)或者水驅(qū)開發(fā)的重要臨界點。儲層滲透率為0.05～0.10 mD時應采取二氧化碳驅(qū)，合理井距隨滲透率的降低而減小，合理井距為120～380 m；儲層滲透率為0.10～0.20 mD時應采取水驅(qū)，合理井距亦隨滲透率的降低而減小，合理井距為70～120 m。