瑪湖礫巖油藏體積壓裂開發(fā)后烴氣混相驅提高采收率實驗

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,儲集層孔隙結構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效果的關鍵[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,通過烴氣混相驅可以獲得較高的采收率[18-19]。室內(nèi)實驗結果表明烴氣混相驅油效率可以達到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,其結果存在很大的差異,研究成果無法指導現(xiàn)場試驗。造成室內(nèi)成果無法推廣應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,實驗模型與現(xiàn)場水平井體積壓裂開發(fā)模式不匹配,實驗結果無法使用?，敽貐^(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、氣驅采油[20-21]。

目前烴氣驅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油提高采收率的相關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)的氣驅模式,設計不同裂縫與基質(zhì)拼接比例的全直徑巖心實驗模型。在室內(nèi)條件下通過巖心驅替實驗協(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。

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,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)的比例關系,是提高氣驅開發(fā)效果、減少氣竄的關鍵參數(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,但測定結果最為準確、方法最為常用[23,29]。通過細管實驗模擬烴氣注入地層油驅替過程,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,驅油效率增大,形成混相驅替后驅油效率不再變化。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備較多,裝置復雜,主要儀器包括烴氣瓶、氣體增壓泵、細長管模型、驅替泵、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)器將回壓設置到實驗驅替壓力之下,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,當原油樣品驅替2.0 PV(PV為孔隙體積倍數(shù))后,停止驅替;③在實驗溫度、壓力和恒定的注入速度下,注入烴氣驅替細管模型中的原油,驅替速度為10 mL/h,當累積注入量超過1.2 PV或不再產(chǎn)油后,停止驅替;④選擇不同的壓力重復上述步驟,選取4個壓力點;⑤計算采收率,繪制壓力和采收率的關系曲線,曲線拐點即為最小混相壓力。

2.3 實驗結果

在87.2 ℃溫度和預定的驅替壓力下(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%,且隨著驅替壓力升高,驅油效率沒有明顯的增加,即可確定最小混相壓力。烴氣驅最小混相壓力為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實驗

實驗室通常采用長巖心物理模擬來研究氣驅油特征和驅油效率。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。采用全直徑巖心驅替實驗可以相對更大程度地模擬礫巖油藏的真實驅替特征和滲流特點,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實驗,明確生產(chǎn)井壓裂后對于烴氣驅效果的影響規(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。系列實驗共設計三組實驗:第一組為不壓裂巖心的烴氣驅實驗;第二組為采出端1/4壓裂后拼接巖心的烴氣驅實驗;第三組為采出端1/2壓裂后拼接巖心的烴氣驅實驗,樣品參數(shù)及實驗參數(shù)如表2和表3所示。

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

表3 全直徑樣品驅替實驗設計表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,增加烴氣驅試驗對瑪湖現(xiàn)場開發(fā)指導的可靠性。

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備為超高壓滲流驅替實驗系統(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,用注入氣驅替全直徑巖心模型中的原油,驅替速度一般為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,停止驅替;⑥計算采收率,繪制累積注入量-采收率的關系曲線,確定氣驅采收率。

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

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

4 實驗結果及分析

4.1 無裂縫巖心驅替實驗

驅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。從實驗結果可見:烴氣驅在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅的驅油效果極好;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裂縫巖心驅替實驗

驅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。從實驗結果可見:烴氣驅在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅的驅油效果極好;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裂縫巖心驅替實驗

驅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。從實驗結果可見:烴氣驅在初始階段時只產(chǎn)油而不產(chǎn)氣,此時氣驅的驅油效果極好,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裂縫巖心驅替后吞吐實驗結果

由于第三組實驗采收率較低,因而在烴氣驅結束后,開展了烴氣吞吐的后續(xù)實驗,注入端關閉,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。疊加烴氣驅的采出程度,最終采出程度為32.95%。

圖13 1/2裂縫巖心驅替后吞吐各輪次產(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)比例對氣驅效果的影響

三組氣驅實驗驅油效率分別為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

結果表明隨著裂縫長度增加,驅油效率降低,且氣驅波及體積變差,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,從而導致驅油效率過低。

圖16 三組驅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)混相驅替。

(2)不壓裂、裂縫長度占比1/4及1/2三組氣驅實驗驅油效率分別為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)比應小于1/2,投產(chǎn)新井應采用小規(guī)模的壓裂方式控制裂縫長度,氣驅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。