斷塊油藏人工氣頂-底水雙驅(qū)替滲流特征

徐正曉, 李兆敏, 鹿 騰, 李曉軍, 黃愛先, 姜亦棟, 姚安川

(1.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點實驗室(中國石油大學(xué)(華東))，山東青島266580; 2.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營 257000)

人工氣頂-底水雙驅(qū)替技術(shù)[1-2]通過在斷塊油藏的構(gòu)造低部位注水,補充地層能量[3-4]。復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)后期剩余油分布極為分散[5-8],人工氣頂驅(qū)是頂部注氣驅(qū)注氣方式的一種,通過在地層構(gòu)造頂部注氣,經(jīng)過重力分異作用形成次生氣頂,利用次生氣頂?shù)呐蛎浤荛_采原油和天然氣[9-15]。斷塊油藏投入開發(fā)時,氣頂和邊底水的共存具有一定的開發(fā)優(yōu)勢,開采原油時消耗的地層能量能夠及時從氣頂和邊底水中得到補充,同時邊底水驅(qū)過程易形成底水錐進現(xiàn)象,造成油井提前水淹,斷塊油藏層間非均質(zhì)性嚴重,氣頂?shù)拇嬖谌菀自斐蓺飧Z現(xiàn)象,這兩種現(xiàn)象都會使得油藏產(chǎn)量大幅度降低[16-19]。故此類油藏在開發(fā)時既要注意邊底水侵問題,也要注意氣竄的影響。筆者研究人工氣頂-邊水雙驅(qū)替提高采收率機制。

1 實 驗

1.1 實驗儀器和材料

可視化實驗儀器:模型可視部分尺寸為250 mm×250 mm×5 mm(底部可放置網(wǎng)板);設(shè)計2層耐壓耐溫玻璃結(jié)構(gòu),通過恒溫水浴可控制溫度;內(nèi)層所填充的多孔介質(zhì)為玻璃微珠(粒度自選)配合玻璃粉或石英砂;壓力范圍:0～0.2 MPa,無回壓控制。底水油藏開采物理模擬系統(tǒng)見圖1(a)。

巖心管實驗儀器:驅(qū)替用雙柱塞ISCO泵、中間容器、壓力變送器、天平、填砂管(尺寸為Φ38 mm×600 mm)、溫壓控制及數(shù)據(jù)記錄系統(tǒng)等。進行該實驗的環(huán)境為高溫高壓多元熱流體驅(qū)替模擬系統(tǒng)(圖1(b))。

為保證斷塊油藏傾斜條件,模擬了15°的地層傾角,實驗用主要材料如表1所示。

圖1 實驗相關(guān)模擬系統(tǒng)Fig.1 Experimental related simulation system

表1 實驗用主要材料

1.2 實驗方法

1.2.1 可視化實驗

準備過程如圖2所示,井位布置如圖2(a)所示。模型左右兩側(cè)對稱分布兩口生產(chǎn)井,生產(chǎn)井位置與模型頂部、底部的距離比例為4∶6,模型上下兩側(cè)中間位置對稱分布兩口注入井,頂部為注氣井,底部為注水井;多孔介質(zhì)填充如圖2(b)所示,填充粒徑為0.5 mm的玻璃微珠并測試系統(tǒng)密封性;飽和油完成圖如圖2(c)所示,飽和水完成后,通過ISCO柱塞泵,以0.2 mL/min的流量向可視化模型中注入煤油,出口端含油率達到100%且出液穩(wěn)定時飽和油的過程完成。

圖2 可視化實驗準備過程Fig.2 Preparation process of visualization experiment

實驗流程如圖3所示。實驗步驟為:①底水驅(qū)開采,采用人工注水保壓方式進行開發(fā),保證底水能量充足,打開注水井以一定的速度注入進行驅(qū)替,觀察油水界面推進過程及穩(wěn)定性,當生產(chǎn)井含水率大于98%時底水驅(qū)替結(jié)束;②雙驅(qū)替開采,打開注氣井與注水井同時驅(qū)替,注氣時采用頂部注氣方式,將氮氣預(yù)先充于氣瓶之中,使用氣體流量計控制注氣速率,保持穩(wěn)定的氣液注入比,觀察油水界面、油氣界面推進過程及穩(wěn)定性,并記錄驅(qū)替過程采收效果,當生產(chǎn)井發(fā)生嚴重氣竄且不再產(chǎn)油時生產(chǎn)結(jié)束。

圖3 可視化實驗流程Fig.3 Procedure of visualization experiment

1.2.2 巖心管實驗

模擬油田地層條件,用粒徑為0.147 mm的石英砂填制填砂管模型;抽真空,飽和水,計算孔隙度,測定填砂管滲透率;將填砂管調(diào)整至地層溫度60 ℃和壓力3 MPa;以1 mL/min的速度飽和油,直至出口端不再出水,關(guān)閉填砂管出口端并穩(wěn)定一段時間,計算原始含油飽和度。

實驗流程見圖4。實驗步驟為:①底水驅(qū)開采的具體過程同可視化實驗;②雙驅(qū)替開采,同可視化實驗;③泡沫驅(qū)開采,關(guān)閉注水井,只開啟注氣井端,將混合好的泡沫段塞從頂部注入,封堵高滲層,期間驅(qū)替壓力升高,產(chǎn)出端以泡沫油方式生產(chǎn);④注泡沫后氣驅(qū)開采,關(guān)閉注水井,重新開啟注氣井,用氣體流量計控制注氣速率,直至生產(chǎn)井發(fā)生嚴重氣竄不再產(chǎn)油,生產(chǎn)結(jié)束。

圖4 巖心管實驗流程Fig.4 Procedure of core flooding experiment

2 結(jié)果分析

通過上述實驗過程,測得雙驅(qū)替實驗條件下各個注采階段的產(chǎn)油速度、產(chǎn)水速度、含水率、采出程度等參數(shù)變化,觀察并記錄油水界面的推移以及人工氣頂?shù)男纬蛇^程,通過數(shù)據(jù)和現(xiàn)象研究了斷塊傾斜油藏中人工氣頂和底水雙驅(qū)替開發(fā)模式對其采出程度的影響效果。

2.1 可視化實驗結(jié)果

2.1.1 雙驅(qū)替機制分析

繪制3個階段生產(chǎn)數(shù)據(jù)中產(chǎn)油速度、含水率隨生產(chǎn)時間的變化曲線,注水階段和第一階段注氣結(jié)束后都會留出20 min進行下一階段生產(chǎn),如圖5所示。并將對應(yīng)生產(chǎn)過程的部分照片進行展示,如圖6所示。

綜合圖5和圖6分析可得:①水驅(qū)初期，油水界面較對稱地向上推進,且產(chǎn)生了底水錐進現(xiàn)象,產(chǎn)油速度保持穩(wěn)定,含水率為零,該階段為無水采油期;②油井見水，兩生產(chǎn)井幾乎同時見水,由于中間位置處的驅(qū)替壓差難以建立,油水界面呈現(xiàn)“漏斗狀”,見水后產(chǎn)油速度逐漸下降,含水率逐漸升高;③完全水淹，水淹后兩生產(chǎn)井不再產(chǎn)油,油水界面呈現(xiàn)“元寶狀”,含水率達到100%,頂部分布“閣樓油”;④第一階段注氣:氣頂開始形成,驅(qū)動高部位“閣樓油”向下流動,即使底水仍存在,油水界面也逐漸下降,在這個階段生產(chǎn)井開始恢復(fù)產(chǎn)油,且產(chǎn)油速度逐漸增加,但很快發(fā)生氣竄;⑤第二階段注氣，由于油氣重力分異作用,剩余油重新分布,繼續(xù)產(chǎn)油,生產(chǎn)最后階段含水率忽然升高,分析原因是可動油量已經(jīng)很低,發(fā)生氣竄后生產(chǎn)井產(chǎn)出大量氮氣和部分地層水,故導(dǎo)致含水率忽然升高;⑥驅(qū)替結(jié)束，觀測到氣頂?shù)男纬?大量的“閣樓油”被頂部氣體置換出,底部水驅(qū)補充能量,使氣相不會過早突破,剩余油主要分布于油氣界面與油水界面之間。

圖5 生產(chǎn)過程中產(chǎn)油速度與含水率變化Fig.5 Changes in oil production rate and water content during production

圖6 雙驅(qū)替過程可視化展示Fig.6 Two-way drive visualization

可視化實驗生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表2所示,對生產(chǎn)過程中產(chǎn)油量及采收率繪制變化曲線見圖7(其中 Ⅰ 為水驅(qū)階段, Ⅱ 為第一階段注氣, Ⅲ 為第二階段注氣)。

由表2和圖7分析可得水驅(qū)階段大部分油被采出,水驅(qū)后期產(chǎn)油量減少,采收率提高幅度減緩,當產(chǎn)出液的含水率超過98%時,水驅(qū)階段結(jié)束。頂部氣驅(qū)加入后改為雙驅(qū)替模式生產(chǎn),第一階段注氣累產(chǎn)油6.4 mL,使得采收率提高3.04%,第二階段注氣累產(chǎn)油7.1 mL,使得采收率提高3.39%,雙驅(qū)替階段總產(chǎn)油13.5 mL,使得采收率提高6.43%,結(jié)果表明雙驅(qū)替模式能夠有效動用頂部剩余油,增產(chǎn)效果顯著。

表2 可視化實驗生產(chǎn)數(shù)據(jù)

圖7 生產(chǎn)過程中產(chǎn)油量及采收率變化Fig.7 Oil production and recovery factor during visualization experiment

2.1.2 注氣位置的影響

為探究注氣位置對各個階段驅(qū)油效果的影響,設(shè)置生產(chǎn)井位于兩側(cè)且不對稱。水驅(qū)過程結(jié)束后,高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注氣井,低部位生產(chǎn)井進行單井生產(chǎn),生產(chǎn)參數(shù)同頂部注氣方式。將生產(chǎn)參數(shù)相同、注氣位置不同的兩組實驗截至各個生產(chǎn)階段的采收率進行對比,得到各個生產(chǎn)階段不同注氣位置采收率對比如圖8所示。高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注驅(qū)油過程如圖9所示。

圖8 不同注氣位置采收率對比Fig.8 Comparison of recovery factors of different gas injection locations

圖9 高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注驅(qū)油過程Fig.9 Process of oil displacement when high-level production well is injected with gas

圖10 高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注氣竄通道Fig.10 High-level production well transfer gas channel

由圖8和圖9分析可得:在注水階段,與頂部注氣方式相比,高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注后采收率相對較小,分析原因是油水界面不能夠均勻向上推進,低部位生產(chǎn)井易發(fā)生水淹,且發(fā)生水淹后不再產(chǎn)油,低部位生產(chǎn)井上方有大量剩余油難以被地層水波及驅(qū)替;高部位生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注在注氣階段采收率提高幅度較小,表明此種注氣方式增產(chǎn)效果較差,由圖9(d)、(e)可以看出,氣頂形成狀態(tài)較差,高部位剩余油無法被氮氣驅(qū)替向下流動。相比于頂部注氣,油氣界面不能均勻向下推進,容易形成氣竄通道(圖10),其不利于氣頂?shù)男纬?注氣生產(chǎn)結(jié)束后可視化模型上方有大量剩余油殘留(圖9(f))。故優(yōu)選頂部注氣方式,此種方式有利于氣頂?shù)男纬汕矣蜌饨缑婺軌蜉^均勻地向下推進。

2.2 巖心管實驗結(jié)果

2.2.1 高溫高壓下的驅(qū)油特征

通過進行多組重復(fù)實驗,測得巖心管實驗條件下各個注采階段的產(chǎn)油速度、產(chǎn)水速度、含水率、采出程度等參數(shù)變化,分析高溫高壓條件下的驅(qū)油機制。

繪制水驅(qū)階段生產(chǎn)數(shù)據(jù)中采出程度、含水率隨生產(chǎn)時間的變化曲線,如圖11所示。

圖11 水驅(qū)階段生產(chǎn)曲線Fig.11 Water drive stage production curve

由圖11可得:注入孔隙體積(VP)倍數(shù)n在0～0.35為無水產(chǎn)油期,此時采出程度迅速提高至34.65%;當n在0.35～0.85時,含水率急劇升高,采出程度增長趨勢放緩;當n超過0.85時進入高含水期,含水率突破90%,此階段含水率和采出程度增長趨勢皆放緩。

邊水驅(qū)機制分析。邊水驅(qū)階段為油藏提供充足的地層能量,地層含水率迅速上升,在無水采油期間,采出大部分油,為采收率的主要貢獻部分。在高含水以及特高含水開發(fā)后期,水驅(qū)效果不再理想,累積采出程度為56.40%,此時在構(gòu)造高部位有大量“閣樓油”殘留。

繪制雙驅(qū)替階段生產(chǎn)數(shù)據(jù)中采出程度、含水率隨生產(chǎn)時間的變化曲線,如圖12所示。

圖12 雙驅(qū)替階段生產(chǎn)曲線Fig.12 Two-way drive stage production curve

由圖12可得,在雙驅(qū)替生產(chǎn)過程中,含水率不斷降低,采出程度小幅度升高,較水驅(qū)階段提高5.80%,增產(chǎn)效果較好,但生產(chǎn)時間較短,在生產(chǎn)后期氣竄現(xiàn)象嚴重,導(dǎo)致生產(chǎn)井不再產(chǎn)液。

人工氣頂-底水雙驅(qū)替示意圖如圖13所示。利用油氣重力分異作用,氣體注入地層后上浮,聚集形成氣頂,在驅(qū)替過程中利用氣頂?shù)膹椥阅軐⒏卟课皇Ｓ嘤椭脫Q出,增大構(gòu)造高部位的波及體積,從而提高采收率;底水提供充足的地層能量,驅(qū)出低部位剩余油,同時有利于抑制氣體的過早突破。雙驅(qū)替綜合邊水驅(qū)和氣頂驅(qū)作用機制,二者協(xié)同作用,優(yōu)勢互補,使油流動到生產(chǎn)井處,實現(xiàn)了“1+1>2”的效果,是傾斜斷塊邊底水油藏的一種有效開發(fā)模式。

圖13 人工氣頂-底水雙驅(qū)替示意圖Fig.13 Artificial gas cap-bottom water drive schematic

2.2.2 治竄措施分析

(1)周期注氣。雙驅(qū)替生產(chǎn)過程中,發(fā)生嚴重氣竄后關(guān)閉生產(chǎn)井,繼續(xù)以恒定注入速度注入氣體,待油藏增壓至原始油藏壓力的0.8～1.2倍時停止氣體注入;靜置后開啟生產(chǎn)井生產(chǎn),當生產(chǎn)氣油比大于1 000∶1時,再次關(guān)閉生產(chǎn)井,打開注氣井注氣,待油藏增壓至原始油藏壓力的0.8～1.2倍時停止氣體注入,靜置后開啟生產(chǎn)井生產(chǎn)。重復(fù)上述過程,交替性打開注氣井和生產(chǎn)井進行交替生產(chǎn),直至增產(chǎn)效果變差時結(jié)束。

通過此種方式,實驗發(fā)現(xiàn)采出程度提高6.50%,增產(chǎn)幅度較大。這是由于注氣后靜置,油氣由于重力分異作用重新運移,氣竄通道被填充,并形成一定規(guī)模的氣頂;開井生產(chǎn)后,由于氣竄通道重新分布,結(jié)合氣頂?shù)呐蛎浤?頂部殘余油被大量置換出,從而得到了較好的增產(chǎn)效果。

(2)泡沫封堵處理。繪制泡沫驅(qū)替過程中的生產(chǎn)曲線見圖14。

圖14 泡沫驅(qū)替生產(chǎn)曲線Fig.14 Foam displacement production curve

由圖14看出:泡沫驅(qū)替初期(0～3 min),驅(qū)替壓差迅速建立,采出程度增長較慢;泡沫驅(qū)替中期(3～13 min),采出程度迅速升高,驅(qū)替壓差增長較慢;后期(13～22 min),驅(qū)替壓差增速較快,采出程度增長變慢。

泡沫驅(qū)替初期(0～3 min),泡沫優(yōu)先進入高滲通道,通過賈敏效應(yīng)疊加進行封堵,驅(qū)替壓差迅速被建立,因雙驅(qū)替后高滲通道中含油飽和度較低,采出油量幾乎為0;泡沫驅(qū)替中期(3～13 min),泡沫開始進入剩余油飽和度較高的低滲通道,在此種狀態(tài)下泡沫視黏度低且穩(wěn)定性差,驅(qū)替壓差增速減緩;泡沫驅(qū)替后期(13～22 min),越來越多的泡沫進入小孔道,孔道被封住后泡沫流動性變差,驅(qū)替壓差迅速增大,該階段采液速度較低。泡沫驅(qū)可以增大波及系數(shù)且具有一定的洗油能力,故氣竄發(fā)生后進行泡沫驅(qū)具有較好的增產(chǎn)效果[20]。

(3)泡沫封堵后注氣。泡沫封堵結(jié)束后,繼續(xù)注氣生產(chǎn),并在生產(chǎn)結(jié)束后觀察巖心管內(nèi)砂子狀態(tài)。泡沫封堵后注氣生產(chǎn)曲線如圖15所示。

圖15 泡沫封堵后注氣生產(chǎn)曲線Fig.15 Gas injection production curve after foam sealing

由圖15看出,泡沫封堵后進行氣驅(qū),驅(qū)替壓差逐漸增大至穩(wěn)定,采出程度逐漸增高至穩(wěn)定,推測泡沫封堵后進行頂部氣驅(qū)更容易形成氣頂且可以有效地防治氣竄,氣頂膨脹能將頂部閣樓油采出[21-22]。

實驗結(jié)束后將巖心管內(nèi)砂子自底部至頂部掏出,得到的砂子顏色照片如圖16所示。

圖16 驅(qū)替結(jié)束后砂子狀態(tài)Fig.16 Sand state diagram after end of displacement

由圖16可得:實驗結(jié)束后砂子顏色深淺與剩余油含量有關(guān)。底部注水驅(qū)替采出程度高,剩余油較少,砂子顏色較淺;頂部注氣驅(qū)替采出程度較低,剩余油較多,砂子顏色較深。

綜合巖心管實驗現(xiàn)象總結(jié)出一套針對斷塊傾斜油藏不同開發(fā)階段注氣體增產(chǎn)的方法,其流程見圖17。包括4個階段:第1階段向斷塊油藏構(gòu)造高部位注氣體驅(qū)動頂部剩余油,低部位生產(chǎn)井進行生產(chǎn),但由于氣體竄流嚴重,生產(chǎn)井很快大量產(chǎn)氣,產(chǎn)油量極少甚至不再產(chǎn)油;第2階段關(guān)閉生產(chǎn)井,繼續(xù)注氣增壓,增至一定壓力時關(guān)閉注氣井進行靜置,油氣由于重力分異作用重新運移,氣竄通道被填充,并形成一定規(guī)模的氣頂,然后開井生產(chǎn),由于氣竄通道重新分布,結(jié)合氣頂?shù)呐蛎浤?從而得到了較好的增產(chǎn)效果,周期性地交替開關(guān)注氣井和生產(chǎn)井,直至生產(chǎn)井開發(fā)效果變差;第3階段從注氣井同時注入氣體和起泡劑溶液,形成泡沫后注入油藏內(nèi),泡沫會對氣竄通道封堵效果較好,從而改善開發(fā)效果;第4階段為向進行泡沫封堵后的油藏內(nèi)繼續(xù)注氣生產(chǎn),直至再次發(fā)生嚴重氣竄后生產(chǎn)結(jié)束。

圖17 不同開發(fā)階段注氣體增產(chǎn)流程Fig.17 Gas injection production process in different development stages

3 結(jié) 論

(1)二維可視化實驗中雙驅(qū)替階段使得采收率提高6.43%,表明雙驅(qū)替模式能夠動用水驅(qū)后期的頂部剩余“閣樓油”。同時注氣位置對氣竄通道的產(chǎn)生以及氣頂?shù)男纬捎绊戄^大,而在底水保持恒定的情況下氣頂?shù)臓顟B(tài)決定著雙驅(qū)替的增產(chǎn)效果。

(2)在高溫高壓巖心管實驗中,雙驅(qū)替階段采收率提高幅度為5.80%,頂部氣驅(qū)置換出高部位剩余油,底部水驅(qū)補充地層能量,抑制氣竄產(chǎn)生。人工氣頂-底水雙驅(qū)替綜合了底水驅(qū)和氣頂驅(qū)的作用機制,二者協(xié)同作用,實現(xiàn)了優(yōu)勢互補的效果。

(3)雙驅(qū)替階段的滲流特征較為明顯,油水、油氣界面的相對均勻、連續(xù)推進方式有利于提高驅(qū)替介質(zhì)對剩余油的波及范圍。驅(qū)替壓差的建立以及氣竄通道封堵后儲層滲透率的變化是造成雙驅(qū)替階段高采出程度的主要原因。

(4)處于高含水期的傾斜斷塊油藏,連續(xù)注氣至生產(chǎn)井嚴重氣竄;增壓靜置,周期注氣;對應(yīng)氣體泡沫封堵及驅(qū)替;泡沫封堵后繼續(xù)注氣生產(chǎn)。不同開發(fā)階段注氣增產(chǎn)方法效果明顯。