鄂爾多斯盆地長7頁巖儲(chǔ)層長巖心注水實(shí)驗(yàn)

孫欣華,黨海龍,曹尚,張鳴,康勝松,奧洋洋

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院,西安 710065;2.陜西省特低滲透油氣勘探開發(fā)工程技術(shù)研究中心,西安 710065)

頁巖油的勘探開發(fā)始于20世紀(jì)50年代美國的 Wiliston盆地Bakken組,在“頁巖油革命”的助力下,美國頁巖油產(chǎn)量從2007年的6.85×104t/d上升到2019年的113.71×104t/d。在地質(zhì)方面,美國頁巖油儲(chǔ)層以海相沉積為主,而中國頁巖油儲(chǔ)層以陸相沉積為主。中國頁巖油與北美頁巖油相比,油藏埋藏深度大,儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、相變快、孔滲差,天然裂縫發(fā)育差,有機(jī)質(zhì)孔發(fā)育差,含油飽和度低,單井產(chǎn)能低,氣油比低[1-3]。美國頁巖油開采已形成比較成熟的主體技術(shù),水平井鉆井是頁巖油開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù),截至2022年底,全美頁巖油水平井?dāng)?shù)量已超過10 萬口;分段壓裂技術(shù)是實(shí)現(xiàn)頁巖油開發(fā)另一項(xiàng)重要技術(shù),隨著水平段長度加長、壓裂規(guī)模增大,支撐劑和壓裂液使用量不斷增多,有利于地層能量補(bǔ)充;批量化鉆井、拉鏈?zhǔn)綁毫训墓S化開發(fā)方式,工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)多位一體的優(yōu)化運(yùn)行模式,實(shí)現(xiàn)了頁巖油高效開發(fā)[4]。

中國陸相頁巖油資源量約為1 500×108t,技術(shù)可采儲(chǔ)量達(dá)(30～60)×108t[4]。付鎖堂等[5]研究表明,鄂爾多斯盆地長 7 段整體屬于一套細(xì)粒沉積巖,內(nèi)部油氣為自生自儲(chǔ)、源內(nèi)成藏,發(fā)育滯留油氣成藏體系,屬于典型的陸相頁巖油。鄂爾多斯盆地中生界延長組長7段分布面積超過6.5×104km2,資源潛力巨大,但開發(fā)難度[6-7],初步估算長7 段頁巖油可采資源量達(dá)(10～15)×108t[8]。長7段頁巖主要發(fā)育有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)孔和微裂縫,巖石組分主要為泥質(zhì)礦物,其次為有機(jī)組分和陸源粉砂巖,砂巖夾層和部分塊狀泥巖是開發(fā)的有利目標(biāo)[9-12]。自2010年起,長7頁巖油開發(fā)經(jīng)歷了叢式井注水開發(fā)、水平井注水開發(fā)、大井距體積壓裂水平井超前補(bǔ)能開發(fā)、小井距大井叢體積壓裂水平井超前補(bǔ)能開發(fā)等階段,均取得了一定效果[13]。藺明陽等[14]研究表明,長7頁巖油水平井注水吞吐增油效果良好,注水吞吐對鄰近采油井形成的水驅(qū)效果好于吞吐效果。李凱凱等[15]研究表明,長7頁巖儲(chǔ)層注水開發(fā)見效即見水,采用定向井進(jìn)行注水吞吐在一定程度上可以補(bǔ)充地層能量、提高油井產(chǎn)量及延緩產(chǎn)量遞減,但多輪次吞吐可行性差;如何高效補(bǔ)充地層能量,提高頁巖油開發(fā)效果仍需進(jìn)一步探索。

張娟等[16]研究表明,長7巖心靜態(tài)滲析置換過程主要發(fā)生在小孔隙內(nèi),動(dòng)態(tài)滲析驅(qū)替過程主要發(fā)生在大孔隙內(nèi),滲吸對總采收率的貢獻(xiàn)范圍為15%～40%。李四海等[17]研究表明,長7巖心CO2驅(qū)油較水驅(qū)提高驅(qū)油效率24.3%,主要是由于CO2溶解降黏、抽提萃取輕質(zhì)組分及溶蝕作用提高儲(chǔ)層孔隙度和滲透率。郭肖等[18]采用數(shù)值模擬對長7儲(chǔ)層CO2、N2、20 ℃水和80 ℃水吞吐分別進(jìn)行模擬研究,優(yōu)選出CO2吞吐為首選開發(fā)方式。韓連福等[19]采用ANSYS 軟件中瞬態(tài)熱分析模塊,建立薄層油頁巖原位電加熱模型,研究表明薄層油頁巖有效加熱體積在1～3 年內(nèi)增長最快,3 年后溫度場基本達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài);油頁巖電加熱原位改性技術(shù)可以在較短時(shí)間范圍就有較大的裂解范圍。注水吞吐受限于有效輪次,而且不能有效補(bǔ)充地層能量。CO2、伴生氣驅(qū)替或吞吐受限于氣源,無法規(guī)模應(yīng)用。頁巖油原位轉(zhuǎn)化處于構(gòu)想、實(shí)驗(yàn)階段,礦場應(yīng)用需突破關(guān)鍵技術(shù),而且開采成本高。因此,基于長7頁巖儲(chǔ)層開發(fā)現(xiàn)狀,選取鄂爾多斯盆地長7露頭巖心制作長巖心,開展連續(xù)注水、脈沖注水、不穩(wěn)定注水、周期注水、水平井吞吐及常規(guī)井吞吐實(shí)驗(yàn),研究不同注水方式下含水率與采出程度變化,以期為長7頁巖儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)有效注水開發(fā)提供理論支撐。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)巖心來自靈武市古窯子長7露頭巖心,選取巖心物性和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)相近的12件長巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn),巖心基礎(chǔ)參數(shù)如表1所示。

表1 巖心物性參數(shù)及實(shí)驗(yàn)類型

實(shí)驗(yàn)巖心礦物X射線衍射分析表明,石英含量為61.7%,鉀長石含量為2.2%,斜長石含量為7.6%,方解石含量為9.1%,白云石含量為2.4%,黏土礦物含量為17.0%。黏土礦物X射線衍射分析表明,高嶺石含量為53%,伊蒙混層含量為22%,伊利石含量為16%,綠泥石含量為9%。壓汞法毛管壓力曲線如圖1所示,最大孔喉半徑為0.539 μm,平均孔喉半徑為0.175 μm,孔喉半徑中值為0.136 μm,最大進(jìn)汞飽和度為95.694%,排驅(qū)壓力為1.362 MPa,飽和度中值壓力為5.516 MPa。各項(xiàng)參數(shù)與長7實(shí)際井下取心分析結(jié)果相近。對于頁巖油藏,毛細(xì)管力是制約此類儲(chǔ)層采出程度的重要因素,在注水提高采收率機(jī)理、油水兩相滲流規(guī)律等方面均有不可忽視的作用[20]。實(shí)驗(yàn)采用精制白油加中性煤油配制的模擬油,黏度為3.0 mPa·s,基本與鄂爾多斯盆地長7地層原油黏度一致。

圖1 實(shí)驗(yàn)巖心毛管壓力曲線

薛丹等[21]研究表明,長7 油層組裂縫型巖心和基質(zhì)型巖心都存在強(qiáng)應(yīng)力敏感。采用四塊長7露頭巖心,利用核磁共振研究其應(yīng)力敏感性如圖2所示,45 MPa圍壓下,長7儲(chǔ)層巖石孔隙度減小范圍為9%～17%,平均為12%;利用SDR(software defined radio)模型計(jì)算了滲透率比值,45 MPa圍壓下滲透率降為初始值的26%～47%,平均為38%。

圖2 無圍壓/45 MPa圍壓下巖石的T2譜圖

采用定邊地區(qū)不同探井長7儲(chǔ)層取心巖樣5個(gè)完成了油水相對滲透率測試實(shí)驗(yàn)(表2),5個(gè)樣品孔隙度平均值為6.68%、滲透率平均值為0.063 ×10-3μm2,與露頭巖心在實(shí)驗(yàn)圍壓下的值接近。水驅(qū)油效率在34.42%～59.31%,平均值為47.81%。

表2 油水相對滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置及實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)平臺(tái)采用長巖心多測壓點(diǎn)模擬系統(tǒng)主要由驅(qū)替泵、圍壓泵、活塞容器、長巖心多測壓點(diǎn)夾持器、采出液計(jì)量、壓力采集等裝置組成。沿夾持器從入口端開始共布置5個(gè)測壓點(diǎn)如圖3所示,每2個(gè)測壓點(diǎn)之間的距離為16.6 cm,利用傳感器實(shí)時(shí)監(jiān)控巖心壓力變化。

實(shí)驗(yàn)步驟:①巖心干燥,測量直徑長度,稱取凈重;②干燥后的巖心置于巖心加持器內(nèi),抽取真空24 h,飽和模擬地層水24 h,恒流單相水驅(qū),計(jì)算滲透率,取下巖心,稱取濕重,計(jì)算孔隙度;③再次裝入巖心加持器內(nèi),模擬油飽和3～5PV,造束縛水,計(jì)算束縛水飽和度,計(jì)算束縛水下油相有效滲透率;④按照實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行驅(qū)替或吞吐實(shí)驗(yàn)。

2 結(jié)果與討論

2.1 連續(xù)注水實(shí)驗(yàn)

注入壓力恒為40 MPa進(jìn)行驅(qū)替,出口端壓力為常壓,通過連續(xù)注水驅(qū)替,監(jiān)測產(chǎn)量變化,得到采出程度、含水率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線如圖4所示。注入孔隙體積倍數(shù)為0.13PV時(shí),采出程度為15.05%,含水率為14.74%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.65PV時(shí),采出程度為23.05%,含水率為90.98%。最終注入孔隙體積倍數(shù)為6.56PV時(shí),采出程度為28.35%,含水率為98.34%。

圖4 長巖心連續(xù)注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采出程度、含水率變化

2.2 脈沖注水實(shí)驗(yàn)

脈沖注水是周期注水的一種特殊方式,通過地層壓力場的變化,提高注水波及系數(shù),激活油藏供油潛能[22]。長巖心脈沖注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中注水壓力從20 MPa線性增加40 MPa,增壓梯度4 MPa/h,再以4 MPa/h的降壓速度,線性降壓到20 MPa,共進(jìn)行34個(gè)脈沖的注水。通過脈沖注水驅(qū)替,監(jiān)測產(chǎn)量變化,得到采出程度、含水率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線如圖5所示。注入孔隙體積倍數(shù)為0.20PV時(shí),采出程度為13.62%,含水率為18.49%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.64PV時(shí),采出程度為25.43%,含水率為93.53%;當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)為9.40PV時(shí),采出程度為31.65%,含水率為98.89%。

圖5 長巖心脈沖注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采出程度、含水率變化

2.3 不穩(wěn)定注水實(shí)驗(yàn)

不穩(wěn)定注水是按一定的頻率和幅度改變注水壓力以改變液流方向的一種非穩(wěn)態(tài)注水方式[23]。不穩(wěn)定注水模擬注水壓力40 MPa和30 MPa交替注入,采油井始終以6 MPa壓力生產(chǎn)。通過不穩(wěn)定注水驅(qū)替,監(jiān)測產(chǎn)量變化,得到采出程度、含水率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線如圖6所示。注入孔隙體積倍數(shù)為0.14PV時(shí),采出程度為16.87%,含水率為14.20%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.68PV時(shí),采出程度為25.51%,含水率為92.90%;當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)為9.11PV時(shí),采出程度為32.17%,含水率為100%。

圖6 長巖心不穩(wěn)定注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采出程度、含水率變化

2.4 周期注水實(shí)驗(yàn)

周期注水強(qiáng)化了基質(zhì)區(qū)的滲析排油速度與深度,從而改善了油層開發(fā)效果[24]。周期注水長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)共采用三種實(shí)驗(yàn)方案。方案1,對應(yīng)巖心編號4,采取間注連采的方式,注水壓力30 MPa,注水半周期為5 h,采油壓力6 MPa連續(xù)開采。方案2,對應(yīng)巖心編號5,采取間注連采的方式,注水壓力40 MPa,注水半周期為5 h,采油壓力6 MPa連續(xù)開采。方案3,對應(yīng)巖心編號6,采取間注間采的方式,注水壓力40 MPa,注水半周期為5 h,注水時(shí)不采油,采油壓力6 MPa,采油時(shí)不注水。通過多周期注水驅(qū)替,監(jiān)測產(chǎn)量變化,得到相關(guān)曲線如圖7和圖8所示。方案1注入孔隙體積倍數(shù)為0.14PV時(shí),采出程度為16.90%,含水率為14.86%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.68PV時(shí),采出程度為25.53%,含水率為92.7%;注入孔隙體積倍數(shù)為9.11PV時(shí),采出程度為31.98%,含水率為99.65%。方案2注入孔隙體積倍數(shù)為0.19PV時(shí),采出程度為17.12%,含水率為18.85%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.64PV時(shí),采出程度為25.24%,含水率為94.3%;注入孔隙體積倍數(shù)為9.28PV時(shí),采出程度為33.14%,含水率為99.61%。方案3注入孔隙體積倍數(shù)為0.09PV時(shí),采出程度為16.76%,含水率為14.94%;注入孔隙體積倍數(shù)為0.75PV時(shí),采出程度為26.97%,含水率為95.74%;注入孔隙體積倍數(shù)為9.42PV時(shí),采出程度為35.24%,含水率為99.75%。

圖7 長巖心周期注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采出程度變化

圖8 長巖心周期注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)含水率變化

在相同的注入孔隙體積倍數(shù)下,方案3采出程度最高,方案2次之,方案1最低;適當(dāng)提高注水壓力有利于提高驅(qū)油效率,間注間采更利于提高驅(qū)油效率。含水與采出程度關(guān)系曲線如圖9所示,在相同采出程度下,方案3含水最低,可見間注間采有利于控制含水上升。

圖9 不同周期注水方式下含水與采出程度關(guān)系

2.5 水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比分析

6種長巖心水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比如表3所示,間注間采采出程度最高,為35.24%,連續(xù)注水采出程度最低,為28.35%,差值為6.89%。造成采出程度差異的主要原因是不同注水方式下長巖心壓力變化幅度不同。

表3 不同注水方式長巖心實(shí)驗(yàn)采出程度統(tǒng)計(jì)

連續(xù)注水由于注入壓力恒定,不存在壓力場波動(dòng)。對于脈沖注水,在脈沖增壓周期內(nèi),靠近注入端一側(cè)的壓力上升速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力都在上升,但上升速度依次遞減。在脈沖降壓周期內(nèi),靠近注入端一側(cè)壓力下降速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力都在下降,但下降速度依次遞減,如圖10所示。

圖10 長巖心脈沖注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化圖

對于不穩(wěn)定注水,在40 MPa的注入壓力的注入過程中,靠近注入端一側(cè)壓力上升速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力均上升,但上升速度及幅度依次遞減,后續(xù)均出現(xiàn)壓力穩(wěn)定段。在以40 MPa轉(zhuǎn)30 MPa的注入壓力注入的過程中,靠近注入端一側(cè)壓力下降速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力均下降,但下降速度依次遞減,后續(xù)均出現(xiàn)壓力穩(wěn)定段,如圖11所示。

圖11 長巖心不穩(wěn)定注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化圖

周期注水方案1和方案2均為間注連采,在注入過程內(nèi),靠近注入端一側(cè)壓力上升速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力均上升,但上升速度及幅度依次遞減,均出現(xiàn)壓力基本穩(wěn)定階段。注入端停注過程內(nèi),靠近注入端一側(cè)壓力下降速度最快、幅度最大,測壓點(diǎn)1～5壓力均下降,但下降速度及幅度依次遞減,如圖12和圖13所示。方案2比方案1注入壓力高 10 MPa,最終采出程度高1.16%。此處的注入壓力可以視為實(shí)際油藏的地層壓力,可見保持較高的地層壓力水平有利于獲得較高的采收率。

圖12 長巖心周期注水方案1驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化圖

圖13 長巖心周期注水方案2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化圖

周期注水方案3為間注間采,在注入過程內(nèi),靠近注入端一側(cè)壓力上升速度最快,測壓點(diǎn)1～5壓力均持續(xù)上升,但上升速度及幅度依次遞減。注入端停注過程內(nèi),采出端開始采油,測壓點(diǎn)1～5壓力下降速度及幅度均比較大,如圖14所示。

圖14 長巖心周期注水方案3驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力變化圖

針對周期注水的三個(gè)方案,統(tǒng)計(jì)長巖心中部測壓點(diǎn)3的壓力變化幅度如表4所示,結(jié)果表明,壓力變化幅度總體上方案3>方案2>方案1。方案3比方案2壓力變化幅度大8～11 MPa,最終采出程度高2.1%。通過周期性提高注水量和停注的方法,形成不穩(wěn)定的壓力場,可以提高儲(chǔ)層原油的動(dòng)用程度;間注間采可以產(chǎn)生更大的壓力波動(dòng),在毛細(xì)管力和彈性力的作用下,啟動(dòng)穩(wěn)定注水無法驅(qū)替的物性差區(qū)域內(nèi)的剩余油,擴(kuò)大波及體積,減少死油區(qū),提高采收率?？拷⑷攵瞬糠?由于壓力變化幅度大,原油得到較好驅(qū)替;靠近采出端,由于壓差大,勢能低,水驅(qū)波及范圍大,驅(qū)油效率較高;剩余油主要分布在長巖心中部。

表4 三個(gè)周期注水方案壓力變化幅度統(tǒng)計(jì)

2.6 水平井注水吞吐實(shí)驗(yàn)

為了盡可能準(zhǔn)確地模擬水平井注水吞吐開采過程,在100 cm長的全直徑巖心一端中心加工出直徑3 cm、深30 cm的孔,以便模擬水平井,如圖15所示。水平井長巖心吞吐實(shí)驗(yàn)共采用三種方案。方案1,對應(yīng)巖心編號7,采取入口壓力40 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案2,對應(yīng)巖心編號8,采取入口壓力35 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案3,對應(yīng)巖心編號9,采取入口壓力30 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。每個(gè)巖心分別進(jìn)行三個(gè)周期吞吐注水,監(jiān)測產(chǎn)量變化。

圖15 水平井長巖心吞吐示意圖

在相同輪次下,注入壓力越大,采出程度越高;在一定吞吐壓力下,第一輪次采出程度最高,隨著輪次增加,單輪次采出程度大幅下降。方案1后面兩個(gè)輪次采出程度與第一輪次對比,下降幅度分別為44.62%、76.92%。方案2后面兩個(gè)輪次采出程度與第一輪次對比,下降幅度分別為58.49%、79.25%。方案3后面兩個(gè)輪次采出程度與第一輪次對比,下降幅度分別為60.87%、82.61%,如表5所示。注入壓力越低,后續(xù)輪次采出程度降幅越大。第一輪次吞吐末,注水壓力越低含水率越低,三個(gè)輪次吞吐后不同注入壓力下的含水率基本一致。

表5 不同吞吐壓力下水平井長巖心采出參數(shù)

2.7 常規(guī)井注水吞吐實(shí)驗(yàn)

常規(guī)井長巖心吞吐實(shí)驗(yàn)共采用三種方案。方案1,對應(yīng)巖心編號10,采取入口壓力40 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案2,對應(yīng)巖心編號11,采取入口壓力35 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa“吐”24 h。方案3,對應(yīng)巖心編號12,采取入口壓力30 MPa條件下“吞”20 h,再在6 MPa“吐”24 h。每個(gè)巖心分別進(jìn)行三個(gè)周期吞吐注水,監(jiān)測產(chǎn)量變化。在相同輪次下,注入壓力越大,采出程度越高;含水率絕對值差異很小,如表6所示。

表6 不同吞吐壓力下常規(guī)井長巖心采出參數(shù)

2.8 吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比分析

本次水平井、常規(guī)井吞吐在相同吞吐壓力下三個(gè)輪次后實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析如表7所示,水平井比常規(guī)井采出程度高0.85%～1.55%,含水率低3.06%～5.06%。主要是由于水平井井筒與儲(chǔ)層的接觸面積增大造成的。

表7 水平井與常規(guī)井注水吞吐采出程度對比

在注水吞吐過程中,注入水優(yōu)先充滿高孔隙度、高滲透帶、大孔喉或裂縫等有利部位,關(guān)井后,在毛細(xì)管力的作用下,注入水與中、小孔喉或基質(zhì)中的原油發(fā)生置換,導(dǎo)致油水重新分布;開井降壓生產(chǎn)時(shí),置換至高孔隙度、高滲透帶、大孔喉或裂縫中的原油隨部分注入水一起采出;增加“吞”與“吐”壓差,可以加大地層壓力波動(dòng)幅度,較高的注入壓力在采油速度、采出程度和含水率方面具有綜合優(yōu)勢。

3 結(jié)論

(1)長7頁巖儲(chǔ)層長巖心注水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,在相同的采出程度下,連續(xù)驅(qū)替含水率最高,間注間采含水率最低;實(shí)驗(yàn)?zāi)┎沙龀潭乳g注間采最高,為35.24%,連續(xù)注水最低,為28.35%,差值為6.89%。較高的注水壓力,有利于獲得較高的采出程度;壓力變化幅度大有利于啟動(dòng)微小孔隙中的原油,提高原油采收率。

(2)長7頁巖儲(chǔ)層長巖心注水吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,在相同輪次下,注入壓力越高,采出程度越高,實(shí)驗(yàn)最高值為5.08%;由于缺乏能量連續(xù)補(bǔ)充,采出程度比周期注水低30%左右。在一定吞吐壓力下,第一輪次采出程度最高,實(shí)驗(yàn)最高值為2.84%,隨著輪次增加,單輪次采出程度大幅下降,第三輪次降幅實(shí)驗(yàn)最高值為82.61%。實(shí)際油井注水吞吐以實(shí)施三個(gè)周期為宜。在相同的注入壓力和輪次下,水平井長巖心注水吞吐開發(fā)效果優(yōu)于常規(guī)井。