劉 濤, 李宜強, 劉哲宇, 曹 涵, 曹金鑫, 黃友晴, 蔡一飛

(1.油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學),北京 102249;2.中國石油大學 石油工程學院,北京 102249)

致密油已逐漸成為中國油氣勘探開發(fā)的重要戰(zhàn)略資源[1-3],由于其特殊的物性參數(滲透率<0.1×10-3μm2),在實際生產開發(fā)過程中展現(xiàn)出產量遞減快、整體采出程度低的開發(fā)特征[4-7]。因此在自然能量衰竭后,如何補充地層能量,并進行后續(xù)的二次開發(fā)已經成為提高致密儲層開發(fā)效果所面臨的主要問題[8]。在常用補能介質中,CO2作用效果較好,但其腐蝕性、瀝青質沉積、高成本問題長期未得到根本性解決[8-10]。減氧空氣價廉易得、對油井管線無腐蝕,在現(xiàn)場使用時無需專用運輸、儲存工藝,成本優(yōu)勢顯著[11]。但減氧空氣作為吞吐介質進行致密油藏吞吐開發(fā)時,會造成一定的儲層傷害,降低地層驅油能量利用率,因此需要研究傷害特征及其對產能的影響。

A.Zolghadr等[12]利用室內物理模擬實驗,研究了溫度、壓力、原油黏度等指標對N2驅替效果的影響。馬奇等[13]對新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密巖心進行了N2吞吐實驗,得出N2吞吐最佳吞吐輪次為3輪次。李松艷等[14]基于室內致密巖心吞吐實驗結果,提出致密油氣態(tài)介質吞吐過程中CO2主要以降黏、溶脹作用為主,而N2主要以增加油藏彈性能為主。并且在低粘環(huán)境下,N2吞吐效果更好。目前針對致密儲層減氧空氣吞吐的室內物理模擬主要采用一維柱狀巖心[15-17],受模型大小的限制,難以準確模擬致密儲層減氧空氣吞吐過程中復雜的滲流規(guī)律以及儲層壓力變化,即地層能量的補充與釋放特征[18-25]。

筆者利用多點測壓長巖心、大型二維平板模型以及高溫高壓實驗系統(tǒng),對減氧空氣吞吐開發(fā)全過程的模擬進行了物理模擬研究,明確減氧空氣多輪次吞吐開發(fā)過程中的儲層傷害發(fā)生時機及部位,揭示傷害特征與產能變化的相關關系,進一步深化對致密油藏減氧空氣吞吐開發(fā)的理解與認識。

1 實驗設計

采用露頭巖樣制作一維柱狀巖心與二維平板巖心,開展一維巖心減氧空氣吞吐試驗、二維平板巖心模型減氧空氣吞吐試驗。共制作柱狀巖心2塊,二維平板巖心1塊。相同類型巖心的大小相同。其中柱狀巖心直徑2.5 cm,長度29.1 cm,二維平板巖心大小為30 cm×30 cm×4.5 cm;1#柱狀巖心的絕對滲透率為0.17×10-3μm2,2#柱狀巖心的絕對滲透率為0.9×10-3μm2,二維平板巖心絕對滲透率為0.17×10-3μm2。

實驗溫度為96.3 ℃,實驗用油在實驗條件下(96.3 ℃)黏度為2.93 mPa·s;實驗用水為使用重水調制的模擬地層水,礦化度為5 g/L,實驗條件下黏度為0.85 mPa·s;實驗用氣為含氧1%的減氧空氣。

1.1 一維巖心減氧空氣吞吐模擬實驗

利用一維柱狀巖心開展不同物性條件下減氧空氣吞吐實驗,研究減氧空氣吞吐開發(fā)過程中的滯留氣對儲層流動性規(guī)律的影響。實驗采用2塊不同物性條件的柱狀巖心,進行減氧空氣吞吐開發(fā)實驗,裝置如圖1所示,本次實驗使用帶有中間測壓點的巖心夾持器。具體實驗步驟為:①將巖心抽真空后飽和水、飽和油建立原始地層環(huán)境。②關閉出口端,以恒速注氣增壓至15.8 MPa,隨后靜置12 h。③設置回壓7.8 MPa,打開出口端,同時記錄系統(tǒng)壓力變化、采出氣量及液量,至出口端無流體產出時實驗結束,共進行6輪次吞吐。④更換巖心,重復①—③步。

圖1 一維巖心吞吐實驗流程圖Fig.1 Flow chart of one-dimensional core huff and puff experiment

1.2 二維平板巖心實驗

二維平板巖心模型制作:由目的區(qū)域的天然露頭巖心制作致密儲層物理模型,在平板巖心上布置14個井位用于壓力監(jiān)測以及注采,最后采用環(huán)氧樹脂對模型進行整體澆注,在巖心表面形成隔絕層完成模型制作(圖2)。

圖2 二維物理模型設計圖與實物圖Fig.2 Two-dimensional physical model design drawing and physical drawing

致密平板巖心模型高溫高壓實驗系統(tǒng)主要由巖心模型、高溫高壓實驗艙、壓力采集系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)、油氣水分離計量裝置、ISCO泵等構成。其中,高溫高壓實驗艙最高承壓20 MPa,通過壓力監(jiān)測系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)實現(xiàn)對實驗中巖心模型內不同位置壓力的實時監(jiān)測以及對真實儲層中高溫高壓環(huán)境的室內模擬(圖3)。

圖3 二維物理模型高溫高壓實驗系統(tǒng)流程圖Fig.3 Flow chart of two-dimensional physical model of high temperature and high pressure experimental system

實驗設計:利用大型二維平板物理模型,進行減氧空氣吞吐實驗,闡明減氧空氣吞吐生產動態(tài)特征,研究悶井時間、生產壓差對油藏采出程度的影響。其中悶井時長設置為0.25 h、4 h、6 h、12 h、24 h、48 h。生產壓差設置為4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa。

實驗步驟:①實驗全過程中,平板模型將一直處于高壓環(huán)境(96.3 ℃、17 MPa)并在抽真空過程中實時監(jiān)測各壓力測點的壓力變化。由于致密儲層中流體流動阻力較大,故需要連續(xù)抽空72 h,以保證模型中的空氣被完全抽空。當各個壓力測點均達到真空狀態(tài)時抽真空結束。隨后使用驅替泵在模型水平井(1#、2#)進行7.8 MPa的高壓水驅,連續(xù)驅替96 h后,飽和水完成。隨后利用注入水量與采出水量之差,即可計算出平板模型孔隙度。②采用水平井注液遠端井采液的形式,驅替至采出端無水流出后繼續(xù)注油使模型內整體達到研究區(qū)域原始地層壓力(7.8 MPa)后,得出平板模型原始含油飽和度并老化72 h。實驗全過程應注意消除流程中死體積干擾。③利用注采井恒速注入減氧空氣,進行地層補能,當平板模型壓力到達15.8 MPa時停止注入并開始燜井,實驗全過程對模型各點壓力變化情況進行實時監(jiān)測。④燜井結束后,將注采井出口回壓閥設為7.8 MPa,打開生產井進行開發(fā),開發(fā)過程中監(jiān)測模型各點壓力變化情況,測量采出液量與出氣量,待出口無流體流動時,停止。⑤保持回壓7.8 MPa,同時從遠端三口井(12#、13#、14#)以15.8 MPa恒壓注油驅替,待出口端無氣體采出時停止注入并等待出口不出液,二次飽和完成。⑥變更實驗條件,老化72 h后重復步驟③-⑤。

2 一維巖心減氧空氣吞吐實驗結果

圖4為柱狀長巖心在不同吞吐輪次條件下不同距離范圍內的啟動壓力梯度(吞吐開發(fā)完成后,臨近測壓點之間壓差與對應距離之比)及巖心內滯留氣量變化情況。可以看到,巖心內殘余壓力梯度與吞吐輪次呈正相關,吞吐輪次越多,殘余壓力梯度越大(圖4-A、B),巖心內滯留氣量越多,吞吐4輪次后逐漸穩(wěn)定(圖4-C)。1#巖心物性相對較差,啟動壓力梯度呈現(xiàn)“距離近、數值高”分布特征:殘余壓力梯度整體較高且極值出現(xiàn)在距離注入端較近位置(7.5 cm≤距離<15 cm,圖4-A)。由于物性較差,導致氣體在吞吐過程中注入量較少,滯留氣量在前4輪次吞吐時,快速增加至0.11 PV(PV表示孔隙體積倍數,即注入量或采出量除以孔隙體積所得的值)然后趨于穩(wěn)態(tài),較近位置處壓力梯度變化情況、滯留氣量趨勢相同。2#巖心物性相對較好,啟動壓力梯度呈現(xiàn)“距離遠、數值低”分布特征,殘余壓力梯度整體較低且極值出現(xiàn)在距離注入端較遠位置(15 cm≤距離<22.5 cm,圖4-B)。滯留氣量在前3輪次吞吐時快速增加至0.12 PV然后趨于穩(wěn)態(tài),在較遠位置啟動壓力梯度變化趨勢與滯留氣量趨勢相同。減氧空氣吞吐開發(fā)過程中,滯留氣量越多,巖心殘余壓力梯度越大(圖4-D)。殘余壓力梯度變化曲線呈現(xiàn)“兩段式”分布特征,1#巖心物性較差,滯留氣量小于0.11 PV時,壓力梯度呈線性增長趨勢,當滯留氣量多于0.11 PV時,壓力梯度大幅度上升,呈現(xiàn)為指數增長趨勢;2#巖心物性較好,壓力梯度整體處于較低水平,但隨著滯留氣量的變多(>0.12 PV),也由前期的線性增長變?yōu)橹笖翟鲩L,但增長速度低于1#巖心。此外,通過對比可以看出,1#巖心內最終滯留氣量(0.12 PV)低于2#巖心內最終滯留氣量(0.14 PV),但由于其吞吐介質極限作用距離較短(約15 cm),對應位置最終壓力梯度為0.81 MPa/m,高于2#巖心吞吐介質極限作用距離處(23 cm)的最終壓力梯度0.46 MPa/m,可知空氣驅過程中滯留氣發(fā)生部位對于儲層傷害程度也具有顯著影響?？傮w來看,滯留氣量越高、滯留部位距離注入端越近,儲層傷害程度越高。

圖4 柱狀巖心注氣吞吐后壓力梯度變化曲線Fig.4 Variation curve of pressure gradient of columnar core after gas injection huff and puff

圖5為巖心吞吐前后核磁T2譜(圖5-A、B)及吞吐開發(fā)完成后巖心延程含油飽和度(圖5-C),物性較好的2#巖心經過6輪次吞吐開發(fā)后,減氧空氣極限作用距離為23 cm,1#柱狀巖心極限作用距離為15 cm。通過對比巖心延程含油飽和度(圖5-C)及殘余壓力梯度數據(圖4-A、B),可以發(fā)現(xiàn)滯留氣主要在吞吐介質極限作用距離范圍內造成傷害,導致極限作用邊界處壓力梯度較大。此外,由核磁T2譜(圖5-A、B)可知,減氧空氣主要滯留于大孔隙(直徑大于0.1 μm),作為流體的主要滲流通道,大孔隙內減氧空氣的滯留會在一定程度上降低原油流動性,造成儲層滲流能力下降。

圖5 一維巖心多輪次吞吐開發(fā)前后T2核磁圖譜及含油飽和度分布Fig.5 Nuclear magnetic T2 spectrum and oil saturation distribution before and after multi-round huff and puff development of one-dimensional core

3 二維平板模型減氧空氣吞吐實驗結果

3.1 減氧空氣吞吐生產規(guī)律及滯留氣傷害特征分析

利用二維平板物理模型進行減氧空氣吞吐開發(fā)實驗,并對減氧空氣單輪次吞吐及多輪次吞吐開發(fā)過程中開發(fā)動態(tài)特征及吞吐介質滯留情況進行分析研究。

通過對采出過程中的采油速度及采出氣油比進行分析(圖6),可將減氧空氣單輪次開發(fā)過程分為以下3個階段:

圖6 減氧空氣吞吐不同時刻動態(tài)參數曲線圖Fig.6 Dynamic parameter curves of oxygen reduction air huff and puff at different times

單相氣體返排階段(t<1 min):該階段時間較短,采出減氧空氣主要來自被壓縮于井筒內的氣體,在壓差作用下被快速釋放,此時采出端流體氣油比極高,基本上以單相氣體產出為主,導致井底流壓快速下降。

游離氣驅階段(1 min≤t<25 min):此時伴隨著氣體的采出,開發(fā)井開始大量出油,整體來說氣油比、采油速度保持穩(wěn)定波動。相比于氣液比的變化,采油速度變化有一定的滯后。此時原油采出的主要動力為前期補能階段在流動壓差的作用下進入基質的游離態(tài)減氧空氣。

產能減緩階段(25 min≤t<45 min):此階段由于基質中的游離氣能量耗盡,產能逐漸降低,但是由于少量氣體溶于原油而使得原油發(fā)生溶脹[26],從而產生微弱的溶解氣驅作用,因此出現(xiàn)產油速度的小幅度提升。

由單輪次吞吐生產動態(tài)曲線可知,減氧空氣吞吐時主要由進入地層內的游離態(tài)壓縮氣體作為驅油動力,且大量的壓縮氣體未能進入儲層,其中74%的氣體會在生產開發(fā)初期被快速釋放,無法攜帶剩余油,形成無效反排氣(氣液體積比>10 000)。本輪次吞吐過程中有3%的氣體滯留在基質內未能排出,該部分氣體在充分膨脹驅油后會在一定程度上堵塞孔喉空間,造成儲層內流體滲流阻力增加。

為研究不同吞吐輪次條件下滯留氣量及采出程度變化規(guī)律,本次實驗按照悶井時間48 h、注采壓差8 MPa,共進行了10輪次吞吐。

圖7為各輪次采出程度及滯留氣量,隨著吞吐輪次的增加,采出程度整體呈下降趨勢,滯留氣量則逐步上升,但趨勢有所不同。其中前4輪次吞吐采出程度較高,滯留氣量呈現(xiàn)擬線性的快速增加趨勢,由0.02 PV快速增加至0.09 PV;第5～第7輪次采出程度逐漸降低,滯留氣增加速度也相應變緩,由0.09 PV增至0.11PV;第8～第10輪次采出程度極低,滯留氣漲幅較小,僅增加了0.01 PV。吞吐采出程度與滯留氣量呈現(xiàn)明顯的負相關關系。

圖7 減氧空氣吞吐不同輪次采出程度曲線圖Fig.7 Recovery curve of different rounds of oxygen-reducing air huff and puff

但造成吞吐開發(fā)采出程度下降的原因,除滯留氣外,還有儲層中大量剩余油被動用等因素。單純通過采出程度來衡量滯留氣傷害程度,并不準確。因此需要通過地層壓力變化來衡量儲層傷害程度,如圖8所示,隨著吞吐輪次的增加,距離水平井較遠的區(qū)域壓差逐漸變大,地層能量釋放效率逐步降低,在經過第6輪次吞吐開發(fā)后,距離水平井約7.5 cm處有明顯的壓力突變,與前文中一維巖心實驗結果一致。圖9展示了不同吞吐輪次條件下平板模型延程壓力剖面曲線,為對比滯留氣造成的儲層傷害情況,首先進行衰竭開發(fā),此時儲層內無滯留氣。當衰竭開發(fā)完成后,平板遠端與井底存在一定壓差,整體壓力呈線性分布?？倝毫μ荻群透鞫螇毫μ荻纫恢?均為0.14 MPa/m。此時可以認為地層壓力得到充分釋放,未受滯留氣影響。

圖8 二維模型不同吞吐輪次完成時壓差場圖Fig.8 Pressure difference field diagram of 2D model at different throughput rounds

圖9 二維模型不同吞吐輪次完成時延程壓差曲線圖Fig.9 The pressure difference curve of the completion time delay of the two dimensional model with different throughput rounds

隨著吞吐輪次的增加,延程壓力曲線逐漸由線性分布變成“三段式”分布特征:30 cm≥距離>15 cm,壓力下降較慢;15 cm≥距離>7.5 cm,壓力快速下降;距離≤7.5 cm,即井口壓力下降幅度變緩。整體呈現(xiàn)出自7.5～15 cm段后地層壓力偏高,地層能量無法利用的特征。且吞吐輪次越多,堵塞情況越嚴重,地層能量利用率越低。

3.2 減氧空氣吞吐儲層損害特征及影響因素分析

從實驗結果看,致密大平板模型吞吐開發(fā)過程中對地層能量利用率的影響因素有3個方面:①減氧空氣滯留氣量,由圖7可以看出,整體的滯留氣量變化趨勢呈現(xiàn)“兩段式”的特征,即開發(fā)初期(前4輪次)隨著吞吐輪次的增加,滯留氣量上升幅度較大,但隨著滯留氣量達到0.11 PV時,滯留氣量上升幅度逐漸變小。由圖9可知,相比于無滯留氣滯留條件下地層能量利用情況,伴隨著滯留氣的累積,地層遠端與井口處壓差逐漸變大,地層能量利用率變低。②悶井時間,結合不同悶井時間的實驗結果,可得圖10。整體上悶井時間越長,吞吐采收率越高。但悶井時間超過6 h,采出程度增幅快速下降,滯留氣增量開始變大,這是由于氣體的流動及擴散作用,一部分氣體進入到小孔隙中,進一步降低儲層內流體滲流能力。因此在生產開發(fā)過程中應該優(yōu)化悶井時長,最大限度提高吞吐介質的利用效率的同時減少滯留氣量與儲層損害程度。③生產壓差,由結果可得圖11,隨著工作壓差的增加,單輪次采出率也逐步增加,由2.8%增加至4.6%,且當吞吐工作壓差大于6 MPa時,采收率增幅開始變大。其主要原因為隨著吞吐工作壓差增加,原本位于孔隙內的游離態(tài)減氧空氣由于壓力的降低開始膨脹,壓力降幅越大,膨脹氣驅效果越好。與此同時,較高的工作壓差也有助于近井地帶中的游離態(tài)氣體的反排,滯留氣量從0.04 PV降至0.005 PV,從而一定程度上降低儲層傷害程度。因此在實際應用中適當增加儲層吞吐工作壓差有助于油藏采出程度的提高。

圖10 悶井時間與采出程度、滯留氣量關系圖Fig.10 Relationship between shut-in time and recovery degree/retained gas volume

圖11 生產壓差與采出程度/滯留氣量關系圖Fig.11 Relationship between production pressure difference and recovery degree/residual gas volume

4 結論

a.致密儲層減氧空氣吞吐過程中,產生的滯留氣主要賦存于致密儲層大孔隙之內并會導致儲層中流體滲流能力下降。儲層物性越好,傷害程度越低;吞吐輪次與傷害程度呈正相關關系,傷害距離與吞吐介質的極限作用距離接近;滯留氣量越高、滯留氣位置距離注入端越近,儲層傷害程度越大。

b.結合減氧空氣吞吐動態(tài)生產曲線,可以將減氧空氣單輪次吞吐生產過程分為3個階段:減氧空氣返排、膨脹采液、產能減緩階段,其中氣體的膨脹采液階段為減氧空氣吞吐最主要的采出階段。

c.游離態(tài)壓縮氣體是減氧空氣吞吐開發(fā)主要驅油動力,該部分氣體在充分膨脹驅油后會在一定程度上堵塞孔喉空間,造成儲層內流體滲流阻力增加,此時壓降曲線不再呈線性分布,并且在減氧空氣極限作用距離處壓力梯度最大。當儲層傷害發(fā)生時,后段地層壓力無法順利釋放,最終造成驅油能量利用率下降。

d.減氧空氣吞吐過程中基質內滯留氣量及生產工作壓差是影響減氧空氣吞吐開發(fā)效果的敏感性因素,當滯留氣量達到0.11 PV時,吞吐開發(fā)效率顯著變低;燜井時長的增加有助于提高減氧空氣吞吐的開發(fā)效果,但時間超過6 h后,采出程度增加緩慢而滯留氣量開始大幅度增加,儲層傷害增加。適度提高生產壓差有助于開發(fā)過程中滯留氣的反排,提高吞吐開發(fā)采出程度。因此在實際礦場施工中,應更加注重對減氧空氣滯留氣量以及工作壓差的參數優(yōu)化并采用合理的悶井時長。