瑪湖致密礫巖油藏注烴類氣混相驅油藏數(shù)值模擬

譚 龍，王曉光，程宏杰，張記剛，廉桂輝

中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

引言

瑪湖凹陷位于準噶爾盆地西北緣，儲集層巖性以礫巖為主，孔隙度為7.73%～11.81%，氣測滲透率為0.25～5.48 mD，為特低孔特低滲致密礫巖油藏[1-5]。原油具有密度小、黏度低的特點。目前瑪湖地區(qū)油藏采用“水平井+體積壓裂”開發(fā)方式，油井投產初期地層壓力快速下降，產量年遞減率可達29.1%～40.5%，1/3 的油井達不到方案設計，目前建產模式采收率僅5%～10%，不能實現(xiàn)油田的經(jīng)濟有效開發(fā)[6]。因此，通過注氣及時補充和保持地層能量，提高單井產量、采收率是效益建產和穩(wěn)產的必然選擇，是瑪湖地區(qū)油氣資源大規(guī)模有效動用的接替技術手段。

20 世紀60 年代，中國開始在玉門探索空氣驅技術，拉開了中國注氣提高采收率技術發(fā)展的大幕，由于機理認識欠缺，關鍵技術未能突破。20 世紀90 年代，隨著大慶薩爾圖第一個二氧化碳驅先導試驗、喇嘛甸第一個烴類氣體驅先導試驗、華北雁翎第一個氮氣重力驅先導試驗的開展，在氣驅技術上做了二次嘗試，但關鍵核心技術配套性較差，未能跨入工業(yè)化試驗。21 世紀后，氣驅技術快速發(fā)展，基礎理論、關鍵技術、工藝配套和礦場試驗取得重大進展，二氧化碳驅提高采收率20%以上，烴類氣體重力驅試驗提高采收率25%以上，空氣泡沫驅提高采收率10%以上。國內多個油田開展過注烴類氣體礦場試驗，積累了一定經(jīng)驗[7-9]。

瑪湖凹陷多個井區(qū)均可實現(xiàn)烴類氣體混相驅，注入烴類氣體與地層原油相互融合并達到混相，在混相狀態(tài)下氣體與原油可達超低界面張力或者零張力，從而提高地層原油的流度，提高驅油效率，獲得較高的采收率[5，10]。新疆油田在注烴類氣體現(xiàn)場試驗經(jīng)驗不足，需要開展基于水力壓裂后的三維縫網(wǎng)模型，通過數(shù)值模擬方法對注入井型、注氣速度設計、注氣后油藏動用規(guī)律等進行研究，為現(xiàn)場試驗提供依據(jù)[11-12]。

1 最小混相壓力實驗

對于注氣開發(fā)，最重要的一個指標就是最小混相壓力，能否實現(xiàn)混相驅對最終采收率具有重要的影響。細管實驗是測定最小混相壓力的常用方法，可以盡可能排除不利的流度比、黏性指進、重力分離、巖性非均質等因素帶來的影響[13]。研究在地層溫度條件下，在細長管內模擬多次接觸混相，測定不同壓力下驅油效率，最終確定烴類氣體-地層油體系最小混相壓力。用以與油藏壓力對比，判斷是否為混相驅。

按照瑪湖地區(qū)地層溫度74.8°C，選擇6 個壓力點：36，38，40，42，44 和46 MPa；實驗細管采用細管徑，內填石英砂，具體參數(shù)見表1；實驗用油采用瑪湖試驗區(qū)已開發(fā)井原油，并按照氣油比復配地層活油；注入氣采用臨近試驗區(qū)處理站烴類氣體，注入氣組分及原油井流物見表2。

表2 瑪湖地區(qū)典型地層流體及注入氣組分Tab.2 Typical formation fluids and injected gas components in Mahu Area

實驗過程中，將細管模型恒溫至74.8°C，用甲苯和石油醚將細管模型清洗干凈。以6.00 cm3/h 的速度恒速注入烴類氣體驅替細管模型中的地層油。選擇6 個壓力點累積注入1.2 PV 的烴類氣體后采收率，建立采收率-壓力曲線（圖1）。隨著壓力上升至41.71 MPa，驅油效率緩慢上升，確定試驗區(qū)原油樣品的烴類氣體驅最小混相壓力為41.71 MPa。目前，瑪湖地區(qū)平均地層壓力分布在33.00～53.00 MPa，注氣試驗井區(qū)為44.00 MPa，可以實現(xiàn)注烴類氣體混相驅。

圖1 細管實驗烴類驅油效率與驅替壓力關系曲線Fig.1 Relation curve of hydrocarbon gas displacement recovery degree and displacement pressure in thin tube experiment

2 水力壓裂縫網(wǎng)模型

選取瑪湖典型區(qū)塊，根據(jù)瑪湖地區(qū)儲層特征及地質力學參數(shù)，基于水力壓裂模擬方法，考慮裂縫擴展、壓裂液濾失和應力干擾相互耦合的作用機制[14-15]，注氣試驗區(qū)最優(yōu)井距受限于采油水平井壓裂效果，井距不能過小，當井距小于裂縫長度時，會出現(xiàn)裂縫重疊，造成明顯的井間干擾現(xiàn)象[16]，同時，將天然裂縫及人工描述參與模擬，優(yōu)化裂縫展布形態(tài)[17-18]。建立注氣試驗區(qū)大井距（1 000 m）和小井距（600 m）兩種三維壓裂縫網(wǎng)模型（圖2，圖3），根據(jù)注氣試驗區(qū)壓裂縫網(wǎng)模型統(tǒng)計，大井距模型楊氏模量越大區(qū)域，裂縫越發(fā)育；最大與最小主應力差值高區(qū)域，易形成長直壓裂縫（圖4，圖5），氣驅時易形成氣竄通道，整體縫網(wǎng)模型平均縫網(wǎng)長軸173.90 m，最長846.90 m，短軸6.44 m。小井距縫網(wǎng)模型控制壓裂規(guī)模，形成壓裂縫較為均勻且較短，有利于擴大注氣波及體積，平均縫網(wǎng)長軸89.70 m，最長121.50 m，短軸4.32 m。

圖2 試驗區(qū)大井距壓裂縫網(wǎng)三維網(wǎng)格Fig.2 The three-dimensional mesh of the large well spacing fracture network in the test area

圖3 試驗區(qū)小井距壓裂縫網(wǎng)三維網(wǎng)格Fig.3 The three-dimensional mesh of the small well spacing fracture network in the test area

圖4 縫網(wǎng)和最大與最小主應力差值疊合圖Fig.4 Overlay diagram of fracture network and maximum and minimum principal stress difference

圖5 縫網(wǎng)和楊氏模量疊合圖Fig.5 Stitch mesh and Young′s modulus diagram

3 烴類氣體驅數(shù)值模擬研究

布井方式、注氣速度選擇是影響注氣開發(fā)的重要因素，基于三維水力壓裂縫網(wǎng)模型、利用Petrel-RE 軟件開展組分模型油藏數(shù)值模擬研究，明確水力壓裂縫網(wǎng)對氣驅開發(fā)效果影響及油藏動用規(guī)律特征[19-20]。

3.1 組分模型狀態(tài)方程

由于注烴類氣體驅模型不能采用常規(guī)的黑油模型，烴類氣體驅混相過程中每一個時間步都要進行閃蒸計算，同時，組分越多，模擬運行時間越長。本次研究利用eclipse 油藏數(shù)值模擬軟件PVTi 模塊擬合實驗區(qū)原油樣品的差異分離實驗（DL）（圖6）及等組分膨脹實驗（CCE）（圖7），通過調整狀態(tài)方程參數(shù)，擬合實驗結果，最終輸出組分狀態(tài)方程（EOS）用于組分模擬的EOS 和閃蒸計算。

圖6 注氣試驗區(qū)組分差異分離實驗擬合曲線Fig.6 Fitting curve of component expansion/difference separation experiment in gas injection test area

圖7 注氣試驗區(qū)等組分膨脹實驗擬合曲線Fig.7 Fitting curve of component expansion/difference separation experiment in gas injection test area

3.2 布井方式

試驗區(qū)油層厚度平均24.8 m，考慮到注入氣體的超覆作用，水平井注采交錯部署井軌跡，通過油藏數(shù)值模擬生產井距頂面不同深度下的原油動用規(guī)律，結果表明，采油井部署井軌跡距頂2/3 厚位置，氣體波及范圍更大，驅替更為均勻，有效動用層內原油（圖8）。

圖8 生產井距頂面不同深度含油飽和度剖面對比圖Fig.8 Comparison of oil saturation profiles at different depths at the top of the producing well spacing

目前國內外已開展的注氣試驗選擇直井和水平井注氣的都有，美國巴肯致密油田注氣采用水平井注采模式，加拿大維本由油田采用直井注氣+水平井采油[21]。在大井距壓裂模型中同時部署水平井和直井注氣，開展油藏數(shù)值模擬研究，對比兩種注氣方式氣驅后油氣運移規(guī)律，以指導現(xiàn)場試驗，注氣試驗部署如圖9。考慮到基于水力壓裂三維縫網(wǎng)的組分數(shù)值模擬運算量巨大，開展針對試驗區(qū)大井距北部井網(wǎng)和小井距數(shù)值模擬研究，進行方案對比及混相驅研究。

圖9 注氣試驗區(qū)井網(wǎng)部署圖Fig.9 Well pattern layout diagram of gas injection test area

3.3 注入速度

利用試驗區(qū)大井距北部井網(wǎng)水力壓裂模型、采用水平井面積井網(wǎng)、水平井單井日注氣及3 口直井合計日注氣（4.0、5.0、5.5、6.0、7.0）×104m3進行預測（圖10），結果表明，日注氣超過5.5×104m3后采出程度的增加幅度減小，且維持原始地層壓力達到20 a，因而選擇日注氣量5.5×104m3為合理注氣速度。

圖10 不同注氣量數(shù)值模擬預測結果對比Fig.10 Comparison of numerical simulation and prediction results of different gas injection volumes

以維持地層壓力在混相壓力之上為目標優(yōu)化注氣量，設計前10 a 日注氣5.5×104m3，后10 a 日注氣4.0×104m3。對比日注氣量5.5×104m3方案，后期氣油比得到控制，累產油及地層壓力差距微小，可節(jié)約注氣5 400×104m3，提高采出程度達到22.5%（圖11）。

圖11 優(yōu)化注氣量數(shù)值模擬預測結果對比Fig.11 Comparison of prediction results of optimized gas injection volume numerical simulation

3.4 烴類氣體驅油藏動用規(guī)律

圖12 為大井距油藏數(shù)值模擬注烴類氣體驅地層壓力預測圖，可以看出，注氣直井兩翼的生產井壓降較平緩，東西走向生產井可適當調整采油速度，以更充分的混相時間來保證采出程度，注氣水平井兩側整體壓降相對較快；由于試驗區(qū)構造西北高、東南低，構造幅度為3.7°，注入氣體向構造高部位運移，造成東側及南部采油井壓力大幅下降，注氣受效不顯著。

圖12 注氣試驗區(qū)數(shù)值模擬地層壓力預測結果Fig.12 The formation pressure prediction result of numerical simulation in gas injection test area

數(shù)值模擬飽和度場結果顯示（圖13），烴類氣體會優(yōu)先沿著采油井壓后長壓裂縫驅替，優(yōu)先動用該區(qū)域原油，造成注氣波及范圍不均勻，采用水平井注氣即面臨注采調控難度大的突出問題，而采用直井注氣，易于根據(jù)現(xiàn)場實施情況及時調整，提高注氣開發(fā)效果。

圖13 注氣試驗區(qū)數(shù)值模擬含油飽和度預測結果Fig.13 The oil saturation prediction result of numerical simulation in gas injection test area

圖14 為小井距模型預測15.0 a 原油黏度分布，可以看出，隨著注氣井GAS1、GAS2 井烴類氣體的注入，沿驅替前沿原油黏度大幅降低，同時由于注入烴類氣體與原油發(fā)生混相，通過蒸發(fā)氣驅作用，注氣5.0 a 后采油井儲層改造體積范圍內剩余原油黏度明顯增大，注氣9.0 a 后，原油黏度大于10 mPa·s。

4 結論

（1）目前，瑪湖地區(qū)平均地層壓力為33.00～53.00 MPa，烴類氣體最小混相壓力為41.71 MPa，注氣試驗區(qū)為44.00 MPa，可以實現(xiàn)注烴類氣體混相驅。

（2）注氣超過5.5×104m3以后采出程度的增加幅度減小，且維持原始地層壓力達到20 a，以維持混相為目標優(yōu)化注氣量，設計前10 a 水平井單井日注氣5.5×104m3，后10 a 日注氣4.0×104m3，試驗區(qū)采收率可達22.5%。

（3）烴類氣體會優(yōu)先沿著采油井壓后長壓裂縫驅替，優(yōu)先動用該區(qū)域原油，造成注氣波及范圍不均勻；隨著烴類氣體的注入，沿驅替前沿原油黏度大幅降低，同時，由于注入烴類氣體與原油發(fā)生混相，通過蒸發(fā)氣驅作用，注氣5 a 后采油井SRV 范圍內剩余原油黏度明顯增大。