玛湖砾岩油藏体积压裂开发后烃气混相驱提高采收率实验

崔晨光, 覃建华, 谭龙, 张善严, 张记刚, 张景, 邓振龙, 宋平

(1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院, 克拉玛依 834000; 2.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

新疆玛湖致密砾岩油藏储量规模大,储集层孔隙结构及孔喉组合类型具有典型的小孔隙细吼道特征,生产井不压裂基本无产能[1-6],需要采用水平井通过水力多级压裂的增产改造方式规模开发[7-11]。已开发区初期产能较高,但是经历生产高峰后,地层能量快速衰竭,单井产量及油压快速递减,建产第一年年递减率达到30%～70%[12-14]。

美国Bakken油田位于威利斯盆地,储层渗透率小于0.1 mD[15-16],2011年在该区开展了注烃气提高采收率试验,初期注入速度0.85×104m3/d,3个月后注气速度调整为2.83×104m3/d,由于注气速度过大,2口井随即发生气窜。注气2年后,井组采收率由16%提高至19%。试验结果表明了注烃气可以有效提高致密油藏的采收率,同时也表明水平井多级压裂后产出(或注入)的流体优先通过水力压裂裂缝或天然裂缝流动,从而导致气窜现象普遍。如何控制压裂规模,扩大波及体积是提高气驱效果的关键[17]。

为提高产量实现油藏的效益开发,在玛湖致密砾岩油藏开展了多种提高采收率室内实验和现场试验。由于玛湖地区烃气伴生气源充足,且地层条件下可实现混相,通过烃气混相驱可以获得较高的采收率[18-19]。室内实验结果表明烃气混相驱油效率可以达到28.9%,但现场试验注气后注采井快速气窜,10 d内气油比突破1 000 m3/m3,其结果存在很大的差异,研究成果无法指导现场试验。造成室内成果无法推广应用于实际油藏的主要原因有以下两点:一方面室内实验采用小柱塞样品,而玛湖致密砾岩油藏非均质性强,岩样质控难度大;另一方面岩样均未压裂,实验模型与现场水平井体积压裂开发模式不匹配,实验结果无法使用。玛湖地区目前已大规模采用水平井体积压裂开发,在已开发区通过注气提高采收率是亟需解决的现实难题。一方面裂缝可以增大油气接触面积,增加气驱波及体积,另一方面由于裂缝过长会造成不同井间压裂缝之间的基质段过少,直接造成气体混相段过短,不利于注入气体与原油充分接触、气驱采油[20-21]。

目前烃气驱已成为提高采收率的一种有效方法[22],但针对玛湖砾岩油藏压裂后水平井注烃气混相驱油提高采收率的相关研究仍存在很大不足。而在注气试验未规模进入现场的情况下,现针对玛湖已体积压裂开发井的人工压裂缝+基质的气驱模式,设计不同裂缝与基质拼接比例的全直径岩心实验模型。在室内条件下通过岩心驱替实验协调压裂缝的“利用和治理”[23],借此确定较为合理的裂缝与基质关系,明确合理注采井距,减少水平井体积压裂开发后烃气提采气窜现象的发生,从而为玛湖砾岩油藏烃气驱现场试验及投产新井压裂规模的选择提供理论指导。

1 “人工压裂缝+基质”注气模式

玛湖致密砾岩油藏非均质性强,渗透率低,采用水平井水力压裂投产,储层内存在大量的人工裂缝,为裂缝+基质的油藏条件[23-24]。在该油藏条件下,地层压力高于最小混相压力(minimum miscibility pressure,MMP),裂缝或基质界面附近狭窄区域的混相是致密油基质采油的主要机理[25]。烃类气体可以通过原油膨胀、混相作用萃取在基质或裂缝界面上的原油,促进基质油的流动,从而使油从基质中逆流而出。

裂缝+基质的油藏条件下,注气驱油提高采收率的主要传输机制如下。

(1)通过向井中注入烃类气体,气体分子进入人工水力压裂缝网,并进一步移动到基质/裂缝界面[图1(a)]。

(2)由于注入速度引起的压力增加可以增大裂缝与基质之间的压力梯度,使气体渗透到有限的岩石基质中[图1(b)]。

(3)随着接触时间的增加,烃类气体分子以扩散作用为主导,通过扩散/平流传质的方式深入基质,在达到混相条件下,一方面原油溶解烃气分子膨胀,另一方面烃类气体可以萃取原油中的轻质组分,从而导致原油的密度、黏度和界面张力的降低,当气体分子使油液膨胀时,基质中的压力略有增加,形成局部压力梯度,原油通过微裂缝运移,如图1(c)所示。

(4)注入气体与萃取油进一步混合并运移至采油井人工压裂缝网体系,通过举升作用采出,如图1(d)所示。

综上,在玛湖地区致密砾岩油藏压裂水平井开展注气提高采收率试验,明确最优压裂缝与基质的比例关系,是提高气驱开发效果、减少气窜的关键参数。

2 混相压力测定

目前国内外确定最小混相压力(minimum miscibility pressure,MMP)的方法有实验法、经验公式法以及状态方程法等[26-28],其中细管测试虽然周期较长、耗时费力,但测定结果最为准确、方法最为常用[23,29]。通过细管实验模拟烃气注入地层油驱替过程,注入的烃气与地层原油发生扩散和传质作用,并随着混相程度的增加,驱油效率增大,形成混相驱替后驱油效率不再变化。注入烃气组分采用玛湖地区伴生气组分,通过改变驱替压力,获得最小混相压力数据。

2.1 实验样品

本文研究所用的地层原油样品采用玛湖地区M1井区原油样品。溶解气组成选用本区天然气组成,气油比42 m3/m3,配制地下原油样品,地层原油密度为0.856 g/cm3,原油黏度为3.47 MPa·s,饱和压力为15.6 MPa,实验温度87.2 ℃,注入气采用天然气处理站出站气体。溶解气、注入气组成如表1所示。

表1 M1井区溶解气、注入气摩尔组成Table 1 Molar composition of dissolved gas and injected gas in well block M1

2.2 实验装置

本次研究采用仪器及设备较多,装置复杂,主要仪器包括烃气瓶、气体增压泵、细长管模型、驱替泵、中间容器、回压阀、恒压回压泵、真空泵、恒温箱、气液分离器。实验系统主要包括驱替系统、模型系统、分离计量系统,实验流程图如图2所示。

图2 细管实验装置图Fig.2 Diagram of thin tube experiment device

具体实验步骤:①将细管模型恒温到87.2 ℃,向细管内注入一定量的甲苯进行清洗,并用干燥的高压氮气吹干细管中的溶剂,抽真空至0 kPa后,继续抽12 h以上;②用甲苯充满整个细管模型,通过回压调节器将回压设置到实验驱替压力之下,缓慢开启地层原油样品容器出口阀和细管模型入口阀,用地层原油样品顶替细管中的甲苯,速度为100 mL/h,当原油样品驱替2.0 PV(PV为孔隙体积倍数)后,停止驱替;③在实验温度、压力和恒定的注入速度下,注入烃气驱替细管模型中的原油,驱替速度为10 mL/h,当累积注入量超过1.2 PV或不再产油后,停止驱替;④选择不同的压力重复上述步骤,选取4个压力点;⑤计算采收率,绘制压力和采收率的关系曲线,曲线拐点即为最小混相压力。

2.3 实验结果

在87.2 ℃温度和预定的驱替压力下(30、35、40、45 MPa),按照判定最小混相压力准则,即为注入1.2 PV时的原油采出程度大于90%,且随着驱替压力升高,驱油效率没有明显的增加,即可确定最小混相压力。烃气驱最小混相压力为38 MPa,玛湖M1井区地层压力44.3 MPa,地层条件下可以实现混相驱替(图3)。

图3 烃气最小混相压力判定图Fig.3 Minimum miscible pressure of hydrocarbon gas

3 不同裂缝与基质拼接比全直径烃气驱实验

实验室通常采用长岩心物理模拟来研究气驱油特征和驱油效率。长岩心模型通常采用多块直径为2.5 cm或是3.8 cm的岩心拼接而成,但玛湖砾岩储层非均质性极强、渗透率低,一方面实验压力高、成功率低;另一方面小尺寸岩心难以代表储集层的物性特征,由于取心位置不同,岩心孔渗特征各异,实验结论差别大,不能反映储集层的真实渗流特点。采用全直径岩心驱替实验可以相对更大程度地模拟砾岩油藏的真实驱替特征和渗流特点,基于“人工压裂缝+基质”注气模式,开展了玛湖井区不同裂缝与基质拼接比全直径烃气混相驱实验,明确生产井压裂后对于烃气驱效果的影响规律。

3.1 实验材料及方案

岩心样品采用玛湖地区M1井区采集的全直径岩心,岩心直径9.63 cm,长度15.1 cm,所用的地层原油样品、溶解气及注入气与细管实验相同。系列实验共设计三组实验:第一组为不压裂岩心的烃气驱实验;第二组为采出端1/4压裂后拼接岩心的烃气驱实验;第三组为采出端1/2压裂后拼接岩心的烃气驱实验,样品参数及实验参数如表2和表3所示。

表2 全直径样品驱替实验参数表Table 2 Full-diameter sample displacement test parameters

表3 全直径样品驱替实验设计表Table 3 Full-diameter sample displacement experiment design table

为保证不同拼接岩心物性一致,采用重复利用岩心的策略,即先完成第一组,然后取出岩心,1/4造缝,重新拼接岩心,完成第二组实验,再取出岩心再切1/4造缝,重新拼接,完成第三组实验。岩心的制作过程如图4所示。通过该策略,既对岩样非均质性进行有效质控,又保证了该实验结果与玛湖致密砾岩油藏现场水平井体积压裂开发模式的匹配,增加烃气驱试验对玛湖现场开发指导的可靠性。

图4 岩心造缝制作过程Fig.4 Core fracture making process

3.2 实验装置

本次实验的主要仪器设备为超高压渗流驱替实验系统(180 MPa、-20～200 ℃)、高低温实验箱、TC-60型气体增压泵,如图5所示。

图5 实验主要仪器设备图Fig.5 Diagram of main experimental instruments and equipment

3.3 实验步骤

(1)实验准备:将全直径岩心装入岩心夹持器,放入恒温箱,并根据图5(a)所示流程图连接管线;准备好实验用油和实验用气,将其分别放入中间容器;确定管线体积,并将原油容器和全直径岩心模型在恒温箱中恒温到给定的实验温度;将全直径岩心模型转至垂直,给定围压,抽真空4 h后缓慢开启地层原油样品容器出口阀和全直径岩心模型入口阀,以0.5 mL/min的流速进行饱和,并测定岩心的孔隙体积;当原油样品饱和约3.0 PV后,停止饱和。

(2)驱替过程的流程(图6和表4):①给定回压,在恒定实验温度下注入气样品;②用注入气充满并冲洗至全直径岩心模型入口阀的管线,将注气压力调整到实验压力,记录该压力下泵的读数;③在实验温度、压力和恒定的注入速度下,用注入气驱替全直径岩心模型中的原油,驱替速度一般为0.5 mL/min;④每注入0.1 PV,测量一次产出油、气体积,计算生产气油比,记录注入压力;⑤当出口端基本不产油,停止驱替;⑥计算采收率,绘制累积注入量-采收率的关系曲线,确定气驱采收率。

表4 驱替过程参数表Table 4 Parameters of displacement process

图6 全直径岩心驱替实验装置流程图Fig.6 Flow chart of full-diameter core displacement test device

4 实验结果及分析

4.1 无裂缝岩心驱替实验

驱替过程中出口端回压保持在44.3 MPa不变,入口端压力如图7所示,产油及采出程度随烃气注入PV数的变化如图8所示。从实验结果可见:烃气驱在初始阶段时只产油而不产气,此时气驱的驱油效果极好;在注入PV数达到0.4左右出现产气现象,产油量出现明显下降,但仍可以保持一定的产油能力,产油量呈现波浪状下降趋势;最终采出程度38.3%。

图7 无裂缝岩心驱替实验注入过程中注入端压力曲线Fig.7 Injection end pressure curve during the injection process of fractureless core displacement experiment

图8 无裂缝岩心驱替实验过程产出流体曲线Fig.8 Fluid curve produced during the process of non fractured core displacement experiment

4.2 1/4裂缝岩心驱替实验

驱替过程中出口端回压保持在44.3 MPa不变,入口端压力如图9所示,产油及采出程度随烃气注入PV数的变化如图10所示。从实验结果可见:烃气驱在初始阶段时只产油而不产气,此时气驱的驱油效果极好;在注入PV数达到0.4左右出现产气现象,产油量出现明显下降,但下降幅度相对平缓,波浪减少;最终采出程度37.9%。

图9 1/4裂缝岩心驱替实验注入过程中注入端压力曲线Fig.9 Pressure curve at the injection end during the injection process of 1/4 fractured core displacement experiment

图10 1/4裂缝岩心驱替实验过程产出流体曲线Fig.10 Fluid curve produced during the displacement experiment of 1/4 fractured core

4.3 1/2裂缝岩心驱替实验

驱替过程中出口端回压保持在44.3 MPa不变,入口端压力如图11所示,产油及采出程度随烃气注入孔隙体积倍数的变化如图12所示。从实验结果可见:烃气驱在初始阶段时只产油而不产气,此时气驱的驱油效果极好,但峰值明显低于第一、第二组;在注入孔隙体积倍数达到0.3 PV出现产气现象,产油量出现明显下降,下降幅度大,注入1.1 PV后不产油;最终采出程度25.9%。

图11 1/2裂缝岩心驱替实验注入过程中注入端压力曲线Fig.11 Pressure curve at the injection end during the injection process of 1/2 fractured core displacement experiment

图12 驱替实验过程产出流体曲线Fig.12 Fluid curve produced during the displacement experiment of 1/2 fractured core

4.4 1/2裂缝岩心驱替后吞吐实验结果

由于第三组实验采收率较低,因而在烃气驱结束后,开展了烃气吞吐的后续实验,注入端关闭,从产出端注入烃气,注入压力由44.3 MPa提高到50 MPa,然后回吐至44.3 MPa,完成1轮吞吐;共完成4组吞吐,累计提高采出程度7.1%,如图13和图14所示。随着吞吐轮次的增加,增油效果明显变差,第4轮仅为0.21 mL。叠加烃气驱的采出程度,最终采出程度为32.95%。

图13 1/2裂缝岩心驱替后吞吐各轮次产油量图Fig.13 Oil production map of each cycle of huff and puff after 1/2 fracture core displacement

图14 1/2裂缝岩心驱替后吞吐采出程度变化图Fig.14 Variation of recovery degree of huff and puff after 1/2 fracture core displacement

4.5 裂缝与基质比例对气驱效果的影响

三组气驱实验驱油效率分别为38.3%、37.9%、25.9%(图15)。第二组初期的产油量几乎与第一组相同,第三组明显低于前两组;在注入0.3 PV,第三组实验产量快速下降;达到0.4后,第一组实验产油量波动明显高于第二组,第二组产油量变化平缓;第三组实验1.1 PV后不产油,第二组实验1.5 PV后不产油,第一组实验1.9 PV后不产油;最终采出程度第一组为38.3%,第二组为37.9%,第三组采出程度最低,为25.9%,第三组加上4轮次吞吐采出程度32.95%,依然低于第一、二组实验。

图15 三组驱替实验采出程度变化曲线对比图Fig.15 Comparison of recovery degree change curves of three groups of displacement experiments

结果表明随着裂缝长度增加,驱油效率降低,且气驱波及体积变差,但注入压力降低(图16);裂缝长度占比1/4时,采出程度与不压裂驱油效果差距不大,但产油速度波动小;裂缝占比过大会造成基质段过短,即气体混相段过短,注入气体与原油未能充分接触,从而导致驱油效率过低。

图16 三组驱替实验注入端压力变化曲线对比图Fig.16 Comparison of pressure change curves at injection end of three groups of displacement experiments

5 结论

(1)玛湖致密砾岩油藏采用水平井水力压裂增产改造方式投产,注气后驱油模式为“人工压裂缝+基质”型,通过细管实验确定原油-烃气最小混相压力为38 MPa,玛湖地区M1井区地层压力为44.3 MPa,地层条件下可以实现混相驱替。

(2)不压裂、裂缝长度占比1/4及1/2三组气驱实验驱油效率分别为38.3%、37.9%、25.9%,裂缝长度占比1/4时,采出程度与不压裂驱油效果差距不大,但产油速度波动小,裂缝占比1/2时会造成气体-原油混相段过短,注入气体与原油无法充分接触,驱油效率最低,通过4组注气吞吐,可累计提高采出程度7.1%。

(3)不同裂缝与基质比全直径岩心驱替实验表明了压裂后致密砾岩油藏注烃气有很大的提高采收率潜力,现场采油井与注气井间的人工压裂缝与基质比应小于1/2,投产新井应采用小规模的压裂方式控制裂缝长度,气驱效果过差的井组可通过注气吞吐的方式进一步提高采收率。