CO2與壓裂地層置換規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

王鐵錚, 王長(zhǎng)權(quán)*, 夏玉磊, 陳 亮

(1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院, 武漢 430100； 2.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司長(zhǎng)慶井下技術(shù)作業(yè)公司, 西安 710018； 3.新疆油田分公司開發(fā)處, 克拉瑪依 834000)

隨著常規(guī)油氣資源的減少,人們逐漸把目光轉(zhuǎn)移到非常規(guī)油氣的開發(fā)上。在中國(guó)致密油藏儲(chǔ)量非常豐富,具有較大的開發(fā)潛力[1-4],而致密油藏滲透率極低,儲(chǔ)層物性差,孔隙喉道細(xì)小,常規(guī)的開發(fā)方式無法經(jīng)濟(jì)有效地開采輕質(zhì)原油[5]。致密油藏多為陸相成因,天然能量不足,衰竭式開發(fā)效果不理想,采收率不足10%[6]。如何提高致密油藏采收率成為新的研究熱點(diǎn)。

2010年P(guān)etro Bakken公司[7]通過在雙分支水平井進(jìn)行裸眼封隔器壓裂,使得人工裂縫與天然裂縫相互溝通,油井第一年產(chǎn)量就提高25%。2014年,雷少飛[8]研究如何優(yōu)化開發(fā)致密油,得出在開發(fā)初期黏滯力對(duì)原油采收率起主導(dǎo)作用,因此必須采取措施減少原油黏度,以獲取更大的采收率。CO2具有膨脹降黏、降低界面張力、補(bǔ)充地層壓力等優(yōu)勢(shì),CO2干法壓裂被認(rèn)為是提高致密油藏采收率的一項(xiàng)重要技術(shù)。

目前關(guān)于干法壓裂后高壓液態(tài)CO2作為攜砂液與致密油藏反應(yīng)情況尚不明確,關(guān)于CO2與儲(chǔ)層油藏的置換反應(yīng)研究較少?，F(xiàn)模擬CO2干法壓裂儲(chǔ)層,進(jìn)行CO2與儲(chǔ)層燜井置換的實(shí)驗(yàn),研究燜井時(shí)間與CO2置換效率的關(guān)系,探討儲(chǔ)層滲透率對(duì)CO2置換效率的影響,分析燜井后返排效果與返排壓差的關(guān)系。

1 實(shí)驗(yàn)部分

CO2置換儲(chǔ)層油氣是指進(jìn)行CO2干法壓裂后裂縫中的CO2與儲(chǔ)層流體之間的置換。在燜井過程中CO2與孔隙內(nèi)地層原油接觸、溶解、擴(kuò)散,使原油降黏、膨脹,與CO2產(chǎn)生置換作用。采用巖心驅(qū)替裝置進(jìn)行CO2和孔隙內(nèi)地層原油的置換實(shí)驗(yàn),通過置換前后巖心生成物含量測(cè)試得到CO2與巖心孔隙內(nèi)地層原油的置換效率。

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用水為鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7油藏現(xiàn)場(chǎng)取樣,實(shí)驗(yàn)前用0.45 μm濾膜經(jīng)砂巖漏斗過濾,實(shí)驗(yàn)用油采用現(xiàn)場(chǎng)落地原油在實(shí)驗(yàn)室用配樣器復(fù)配所得,油藏溫度70 ℃下,原油密度為0.806 g/m3,原油黏度為1.82 mPa·s,實(shí)驗(yàn)用CO2純度為99.99%,實(shí)驗(yàn)用巖心取自實(shí)際地層條件,滲透率為0.04～0.09 mD,孔隙度為7%～10%。

1.2 實(shí)驗(yàn)流程和實(shí)驗(yàn)步驟

CO2置換地層原油實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 CO2置換實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)步驟如下。

(1)巖心抽真空加壓飽和地層水,利用高溫蒸汽驅(qū)建立束縛水飽和度。

(2)建立完畢后巖心飽和地層油,記錄巖心飽和油量,再將巖心進(jìn)行劈縫處理(模擬CO2干法壓裂處理)。

(3)關(guān)閉閥門B飽和CO2,用高壓驅(qū)替泵以恒定的流速將CO2頂入巖心,直至入口端壓力表A達(dá)到指定壓力后關(guān)閉閥門A,燜井一定時(shí)間,記錄燜井期間巖心夾持器內(nèi)壓力的變化。燜井完成后打開閥門B,通過回壓閥控制調(diào)整返排壓力,計(jì)量并收集采出氣、油量。

(4)改變燜井時(shí)間,重復(fù)操作步驟(2)、步驟(3)。

(5)改變巖心滲透率,重復(fù)操作步驟(1)～步驟(4)。

(6)計(jì)算不同燜井時(shí)間條件下,原油采出程度、原油置換率和燜井時(shí)間的關(guān)系。

具體的實(shí)驗(yàn)方案如表1所示。所有實(shí)驗(yàn)均在地層溫度70 ℃下進(jìn)行,整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中,觀察實(shí)驗(yàn)溫度、壓力的變化趨勢(shì),并記錄時(shí)間、計(jì)量泵讀數(shù)、產(chǎn)出的油量、產(chǎn)出的CO2氣量,計(jì)算CO2的置換效率等。

表1 CO2置換實(shí)驗(yàn)方案

測(cè)試實(shí)驗(yàn)后巖心內(nèi)剩余流體的分布情況,通過CT掃描技術(shù)對(duì)燜井前后油藏巖心進(jìn)行掃描,明確CO2置換實(shí)驗(yàn)后的巖心孔隙結(jié)構(gòu)變化及流體飽和度變化。

1.3 置換效率計(jì)算方法

置換效率的計(jì)算式為

(1)

mo=(1-Swi)ρoVp

(2)

Vp=φπd2L/4

(3)

式中：Swi為建立的油藏巖心束縛水飽和度；ρo為地層油密度,g/m3；Vp為油藏巖心孔隙體積,cm3；φ為油藏巖心孔隙度,可由孔滲聯(lián)測(cè)儀確定；d為油藏巖心直徑,cm；L為油藏巖心長(zhǎng)度,cm。

2 結(jié)果與討論

2.1 最小混相壓力

最小混相壓力是判斷CO2混相驅(qū)和非混相驅(qū)的重要依據(jù)。不同的驅(qū)替方式下CO2的作用機(jī)理不同,因此開展CO2驅(qū)替前首先要研究其最小混相壓力的大小。按照中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《最低混相壓力細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定法》(SY/T 6573—2016),通過細(xì)管實(shí)驗(yàn)確定CO2驅(qū)的最小混相壓力。圖2所示為驅(qū)替效率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線。通過兩條曲線延長(zhǎng)線的交點(diǎn)確定最小混相壓力為20.56 MPa,而目標(biāo)油藏的地層壓力為18～21 MPa。壓力高于最小混相壓力時(shí)能夠達(dá)到CO2混相驅(qū)的要求,屬于混相驅(qū),反之,屬于非混相驅(qū)。以下分別研究了混相和非混相兩種條件下CO2驅(qū)的開發(fā)效果。

圖2 CO2驅(qū)替效率與驅(qū)替壓力關(guān)系曲線

2.2 燜井時(shí)間對(duì)置換效率的影響

選取3個(gè)不同滲透率的巖心,進(jìn)行了4組不同燜井時(shí)間的CO2置換實(shí)驗(yàn),每組實(shí)驗(yàn)開井至油采不出為止。巖心A滲透率略小于B大于C。不同燜井時(shí)間下置換效率結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同燜井時(shí)間下的置換效率

對(duì)于相同滲透率巖心,CO2置換效率隨燜井時(shí)間的增加而增加,當(dāng)燜井時(shí)間達(dá)到12～24 h以后,再增加燜井時(shí)間對(duì)其置換效果不會(huì)有太大的影響。根據(jù)該油藏巖心的CO2置換效果隨燜井時(shí)間的變化規(guī)律,確定其在巖心尺度上的燜井時(shí)間應(yīng)在12～24 h。

對(duì)于不同滲透率巖心,相同燜井時(shí)間條件下CO2置換效率隨滲透率的增加而逐漸增大,說明巖心滲透率越大,裂縫中的CO2向基質(zhì)中的原油擴(kuò)散作用增強(qiáng)[9-10],CO2波及系數(shù)增大,溶解量增大,膨脹能力增強(qiáng),在降壓返排時(shí)排出油的效果越好。

2.3 燜井壓力對(duì)置換效率的影響

為了研究燜井壓力對(duì)置換效率的影響,分別開展?fàn)F井壓力為18、21 MPa的CO2燜井置換實(shí)驗(yàn),觀察不同燜井壓力下置換效率的變化。圖4所示為不同燜井壓力下的置換效率。

圖4 不同燜井壓力下的置換效率

由圖4可以看出,燜井壓力為21 MPa下的置換效率大于18 MPa,即混相驅(qū)的驅(qū)油效果高于非混相驅(qū),這是因?yàn)楫?dāng)壓力高于最小混相壓力時(shí),CO2萃取原油中的輕質(zhì)、中質(zhì)組分,原油與CO2的界面張力消失,原油的流動(dòng)性增加,大大減小了滲流阻力,從而增大原油采出程度,提高驅(qū)油效率[11-12]。因此,CO2置換的油藏壓力最好高于最小混相壓力,以獲得最佳的置換效果。

2.4 返排壓力對(duì)置換效率的影響

由前面實(shí)驗(yàn)所得該地層最佳燜井時(shí)間為12～24 h,取燜井時(shí)間24 h,分別以放噴壓力17、15、12、8、3 MPa(壓差分別為1、3、6、10、15 MPa)重復(fù)實(shí)驗(yàn)操作,結(jié)果如圖5所示。

圖5 返排壓差與采出程度的關(guān)系曲線

從結(jié)果中可以看出,油藏巖心在不同返排壓差條件下原油采出程度隨返排壓差的增加不斷增大,且增大的幅度也逐漸變大,說明返排壓差比較小時(shí),返排油量相對(duì)較弱,當(dāng)返排壓差達(dá)到一定程度后溶解CO2的原油具有較好的膨脹能力,此時(shí)可以發(fā)揮較好的返排效果。從結(jié)果中可以看出,油藏巖心在6 MPa返排壓差后采出程度出現(xiàn)突增,說明在實(shí)驗(yàn)室條件下返排壓差應(yīng)達(dá)到6 MPa以上,可有效提高返排效果。

2.5 孔隙流體分布

X射線微米級(jí)CT是利用錐形X射線穿透物體,通過不同倍數(shù)的物鏡放大圖像,由360°旋轉(zhuǎn)所得到的大量X射線衰減圖像重構(gòu)出三維的立體模型。由于CT圖像反映的是X射線在穿透物體過程中能量衰減的信息,因此三維CT圖像能夠真實(shí)地反映出巖心內(nèi)部的孔隙結(jié)構(gòu)與相對(duì)密度大小。通過CT掃描技術(shù),明確CO2置換油氣后的巖心孔隙結(jié)構(gòu)變化及流體飽和度變化。

將飽和完地層油的巖心和實(shí)驗(yàn)后的巖心分別進(jìn)行CT掃描,在距裂縫不同位置選取2 600 μm×2 600 μm×2 600 μm的一個(gè)區(qū)域構(gòu)建三維數(shù)字巖心,提取孔隙網(wǎng)絡(luò)模型并進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,比較實(shí)驗(yàn)前后巖心內(nèi)流體飽和度變化。CT掃描圖如圖6、圖7所示,置換前后掃描不同部位的孔隙體積特征對(duì)比圖如圖8、圖9所示。

圖6 置換前(劈縫飽和油)掃描

圖7 置換后(CO2置換)掃描

圖8 置換前(劈縫飽和油)掃描不同部位的孔隙體積特征對(duì)比

CT圖像的灰度反映的是巖石內(nèi)部物質(zhì)的相對(duì)密度,因此CT圖像中明亮的部分認(rèn)為是高密度物質(zhì),而深黑部分則認(rèn)為是孔隙結(jié)構(gòu)。飽和油的巖心,孔隙中為原油和水,密度增大,掃描圖像中孔隙變得淺淡。由圖6、圖7可知,所選取的3個(gè)定點(diǎn)中,距裂縫中的定點(diǎn)黑色斑點(diǎn)明顯增多,其次為距裂縫距離近的定點(diǎn),而距裂縫遠(yuǎn)的定點(diǎn)黑色斑點(diǎn)變化不大。

由圖8、圖9可知,反應(yīng)后距裂縫較近的直徑為20～50 μm的孔隙分布頻率相對(duì)減少,70～90 μm的孔隙分布頻率明顯增多,距裂縫距離為中的孔隙在直徑為20～50 μm的孔隙分布頻率相對(duì)減少,在直徑為70～90 μm的孔隙分布頻率相對(duì)增多,距裂縫距離較遠(yuǎn)的部位反應(yīng)前后孔隙體積變化不明顯。

距離裂縫越遠(yuǎn),置換效果越差,而在距離較中等的部分置換效率最高說明距離裂縫越遠(yuǎn),CO2靠擴(kuò)散作用向遠(yuǎn)處的孔隙溶解和置換效率低,CO2溶解到孔隙流體中后,在降壓返排時(shí)壓力下降,原油膨脹排出一部分原油,當(dāng)壓力下降到溶解CO2后原油泡點(diǎn)以下時(shí),原油中受脫氣影響,排出的CO2會(huì)進(jìn)一步排驅(qū)原油,而部分CO2也會(huì)串流,使得部分中部孔隙中的原油流經(jīng)到近裂縫位置時(shí)存留,同時(shí)CO2快速逸出,使得中間部位的CT可見孔隙增多,近裂縫部位的CT孔隙雖然增多,但受流出的原油殘留在近裂縫部位導(dǎo)致可見CT孔隙數(shù)量較中間部分的CT可見孔隙數(shù)量少。

從整體來看,CO2置換原油還以置換中/近裂縫部位的原油為主,置換后原油主要還是通過大孔道流出,因此,反映出CT可見孔隙中的大孔道中的孔隙體積增大為主。

3 結(jié)論

(1)對(duì)于滲透率一定的巖心,CO2置換效率隨燜井時(shí)間的增加而增加,到達(dá)一定時(shí)間置換效率趨于穩(wěn)定,對(duì)于本次目標(biāo)油藏最佳燜井時(shí)間為12～24 h。在燜井時(shí)間相同的情況下,滲透率越大,置換效率越高。

(2)當(dāng)CO2的燜井壓力高于最小混相壓力(20.56 MPa)時(shí),在燜井24 h后,混相驅(qū)置換效率(21 MPa)比非混相驅(qū)(18 MPa)高3.54%。燜井壓力高于最小混相壓力時(shí)會(huì)取得更高的置換效率。

(3)巖心置換反應(yīng)完成后,距裂縫較中等的巖心部分置換效率最高,靠近裂縫的巖心部位次之,距裂縫較遠(yuǎn)處置換效率最低。