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    塔河強底水砂巖油藏注CO2+N2混合氣提高采收率室內(nèi)試驗研究

    2022-07-12 02:04:08劉學(xué)利鄭小杰錢德升高海銘譚濤蒲萬芬
    關(guān)鍵詞:物理模型

    劉學(xué)利,鄭小杰,錢德升,高海銘,譚濤,蒲萬芬

    1.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆 烏魯木齊 830011 2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學(xué)),四川 成都 610500

    塔河油田A區(qū)三疊系下油組油藏是受構(gòu)造和斷層控制的典型斷背斜、強底水砂巖油藏[1],具有厚層底水和廣闊的邊水,水油體積比大于100,砂體縱橫向連續(xù)性好,厚度平均達120m,隔夾層不發(fā)育,非均質(zhì)性強,層內(nèi)級差大于30。砂體平均孔隙度為21%,平均滲透率為733mD,屬中孔、中高滲儲層。地層溫度110.53℃,原始地層壓力49.16MPa,目前油藏地層壓力48.3MPa,壓力保持程度達98%,油藏天然能量充足[2,3]??偟V化度為208470mg/L,屬封閉環(huán)境下的高礦化度地層水。該類油藏在天然能量開采階段采用水平井開發(fā)方式獲得了較好的開發(fā)效果,水驅(qū)采收率在30%以上,但是隨著開發(fā)的深入,在生產(chǎn)井附近形成呈開口向下的拋物線形狀的水錐[4,5],油藏含水率不斷上升,嚴(yán)重影響油藏的整體開發(fā)效果。

    早在20世紀(jì)初,為了保持油層壓力,提高油田生產(chǎn)能力,提出了利用注氣維持油藏壓力、改善油田開發(fā)效果的方法[6,7]。注氣提高采收率技術(shù)不僅可以應(yīng)用在常規(guī)和低滲油藏,也可運用在強底水砂巖油藏。據(jù)2014年的數(shù)據(jù)顯示,美國有128個CO2驅(qū)油的項目在實施,年提高原油采收率(EOR)產(chǎn)量達到了1371×104t,約占世界總CO2驅(qū)油年EOR產(chǎn)量的93%[8-12]。美國克河油田、委內(nèi)瑞拉馬拉開波油田以及加拿大都開展了大規(guī)模的注N2采油[13-16],并取得了不錯的驅(qū)油效果;中國的塔河油田通過N2驅(qū)油技術(shù)有效地抑制了油藏底水的錐進,累計增油8271.2t;勝利油田通過N2驅(qū)油技術(shù)平均增油13t/d,并且使含水率下降了18.5%[17]。張謙偉[18]通過細管試驗法和經(jīng)驗公式法進行對比之后,運用CMG法研究了CO2+N2混合氣體與原油混合的最小混相壓力,為下一步研究CO2+N2混合氣體驅(qū)油奠定基礎(chǔ)。JAVID[19]和BOUGRE等[20]通過研究N2和CO2混合比例,尋找最小泥相壓力和采收率最高的最佳注氣組合,并證實CO2+N2混合氣體驅(qū)油有不錯的驅(qū)油效果。

    塔河高溫高鹽強底水砂巖油藏面臨著非均質(zhì)性強、水淹后治理難度大的問題,采用常規(guī)的注氣方法,無法實現(xiàn)高效開采。通過注入CO2+N2混合氣,既可以利用CO2與原油之間較好的混相能力,提高洗油效率,又能充分發(fā)揮N2良好的膨脹性和壓水錐的能力,抑制底水上竄,提高波及系數(shù),進一步提高原油采收率?;谒拥姿皫r油藏地質(zhì)特點,針對塔河底水砂巖油藏開發(fā)的難題,筆者建立了滿足耐溫120℃、耐壓50MPa的三維物理模型,開展了強底水砂巖油藏注CO2+N2混合氣物理模擬試驗,明確不同注入方式、不同注入速度和不同注采部位等條件下的驅(qū)替效果,以期為塔河強底水砂巖油藏注氣方式的優(yōu)選及開發(fā)方案的設(shè)計提供試驗依據(jù)。

    1 高溫高壓底水油藏三維物理填砂模型

    基于塔河底水砂巖油藏地質(zhì)特點,在考慮油藏高孔、高滲物性和韻律特征等規(guī)律的基礎(chǔ)上,根據(jù)幾何相似、動力相似、運動相似準(zhǔn)則,設(shè)計建立滿足耐溫120℃、耐壓50MPa的三維物理填砂模型,以開展高溫高壓注氣試驗。

    作為油藏驅(qū)油評價試驗的核心部件,模型可以最高完成170℃、55MPa模擬驅(qū)替試驗。模型的長×寬×高為40cm×20cm×20cm。內(nèi)部設(shè)計2口水平井(一口為注入井,一口為生產(chǎn)井),可模擬“一注一采”。

    1.1 三維物理填砂模型設(shè)計參數(shù)

    通過對油藏地質(zhì)資料的收集和分析,得到能代表油藏巖心的物性參數(shù),作為制作三維填砂模型的依據(jù)。塔河油田儲層試驗?zāi)P偷目紫抖?、滲透率等基本參數(shù)見表1。

    根據(jù)塔河油田A區(qū)取心井滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計,設(shè)計填砂模型,模型4個韻律段平均滲透率從上到下分別為100、200、500、1000mD,4個韻律段平均厚度比為4∶6∶6∶4。模型設(shè)計遵照物理模擬相似準(zhǔn)則,考慮幾何相似、動力相似、運動相似的要求(見表1),使試驗規(guī)律更加接近油藏現(xiàn)場。

    表1 塔河油田A區(qū)油層基本參數(shù)及模型設(shè)計表

    1.2 三維物理填砂模型設(shè)計

    試驗所采用的三維物理填砂模型是利用石英砂進行膠結(jié)制作而成,制作成相似于油田的地質(zhì)特征、水平井長度和位置的三維物理模型。

    設(shè)計三維填砂模型從上到下每一層的尺寸分別為40cm×20cm×4cm、40cm×20cm×6cm、40cm×20cm×6cm、40cm×20cm×4cm。要求:①填砂箱內(nèi)巖心通過石英砂、水泥、水,按照一定比例配制成孔隙度、滲透率大小與油田油層的實際地質(zhì)特征類似;②水平井設(shè)在填砂箱的油層巖心上,模型水平井的長度和井身軌跡與區(qū)塊真實水平井相似(圖1(a)為三維填砂模型水平井分布情況);③按照表2篩選出來的配方比例,將石英砂、水泥、水?dāng)嚢杈鶆?,制作出三維填砂模型(圖1(b)為填砂完成的三維填砂模型)。

    圖1 填砂箱模型

    表2 三維物理模型物性參數(shù)

    2 強底水砂巖油藏三維物理模型注氣模擬測試

    注氣驅(qū)油是提高油藏采收率的一種有效方式,為了研究CO2+N2驅(qū)油的控水增油效果,通過三維物理模型水平井注氣驅(qū)油裝置,模擬不同注入方式、不同注入速度和不同注采部位的驅(qū)替效果,優(yōu)選出注CO2+N2驅(qū)油最優(yōu)方案,深入認識注氣驅(qū)油控水增油機理,并指導(dǎo)現(xiàn)場應(yīng)用。

    2.1 試驗準(zhǔn)備

    根據(jù)油藏條件(地層溫度110.53℃、地層壓力48.3MPa),選取注CO2+N2混合氣驅(qū)油。

    試驗材料:注氣介質(zhì)為CO2和N2體積比為7∶3的混合氣,驅(qū)替油樣采用塔河油田A區(qū)原油。

    試驗儀器:高溫高壓三維物理模型裝置(見圖2),主要由底水驅(qū)動生成系統(tǒng)、氣體注入系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、三維物理填砂模型組成。底水驅(qū)動生成系統(tǒng)主要為三維物理試驗提供所需的底水驅(qū)動動力。底水生成系統(tǒng)主要包括ISCO泵、恒壓裝置,以保持注入地層水時壓力恒定,從而達到有效模擬地層底水滲流動態(tài)的目的。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)主要通過電橋儀測試填砂箱內(nèi)的電阻信號,再通過軟件將電阻信號轉(zhuǎn)換為油水飽和度,形象地反映模型內(nèi)部油水分布情況。

    圖2 高溫高壓三維物理模型裝置 圖3 驅(qū)油試驗流程圖

    2.2 試驗方法

    試驗流程圖見圖3,檢查整個系統(tǒng)的密封性,將現(xiàn)場取樣的地層水和地層油分別飽和進三維填砂模型,使得模型的含水率、含油飽和度與油藏的原始含水率、含油飽和度一致,具體參數(shù)見表3。

    表3 底水油藏三維物理填砂模型參數(shù)

    第1組試驗:以2mL/min的速度開展前期天然水驅(qū),待模型產(chǎn)液含水率與目前現(xiàn)場產(chǎn)液含水率接近時,停止,觀察模型內(nèi)部油水分布情況。

    第2組試驗:開展天然水驅(qū),水驅(qū)結(jié)束后繼續(xù)進行不同注入方式(連續(xù)注氣和水氣交替,其中水氣交替段塞體積比為1∶1)驅(qū)油,計算驅(qū)油效率并觀察模型內(nèi)部油水分布情況。

    第3組試驗:開展天然水驅(qū),水驅(qū)結(jié)束后,依次進行低速、中速和高速(1、2、4mL/min)條件下的注氣驅(qū)油,計算不同注入速度的驅(qū)油效率并觀察模型內(nèi)部油水分布情況。

    第4組試驗:開展天然水驅(qū),在水驅(qū)結(jié)束后進行不同注采部位(頂注底采、底注頂采)的驅(qū)油,計算不同注采部位的驅(qū)油效率并觀察模型內(nèi)部油水分布情況。

    3 采油特征及模型內(nèi)部現(xiàn)象

    3.1 天然水驅(qū)試驗分析

    圖4為2mL/min天然水驅(qū)驅(qū)替結(jié)果,可以看出,在進行了0.4PV天然水驅(qū)后,采出液含水率達到88%,停止試驗,計算得到水驅(qū)采收率為32.8%,而該油藏當(dāng)前產(chǎn)出液含水率為88.4%,采出程度為30.5%,模型產(chǎn)液含水率與目前現(xiàn)場產(chǎn)液含水率基本接近,可以進行后續(xù)試驗。

    圖4 2mL/min天然水驅(qū)驅(qū)替結(jié)果 圖5 2mL/min水驅(qū)試驗結(jié)束時三維物理模型內(nèi)部含油分布剖面圖

    經(jīng)過天然水驅(qū)后,從采集的數(shù)據(jù)圖(見圖5)可以看出模型內(nèi)部油水分布情況,注入水沿注水井向生產(chǎn)井推進,底部原油飽和度降低的范圍最大,由底部向頂部逐漸減小。從機理上分析,底水錐進過程中水平井垂向的底部會匯聚形成不同勢梯度,其必然影響油水界面層的結(jié)構(gòu),水錐為油水界面層的高位點,當(dāng)天然水驅(qū)到一定程度時,隨著地層油含量的減少,油水界面不斷上升,水錐會逐漸靠近生產(chǎn)井,導(dǎo)致水淹形成。

    3.2 注氣方式對CO2+N2驅(qū)油效果的影響

    圖6為天然水驅(qū)后分別進行連續(xù)氣驅(qū)和段塞體積比為1∶1的水氣交替驅(qū)油試驗對比圖。由圖6可以看出,連續(xù)氣驅(qū)提高采收率為13.37%,段塞體積比為1∶1水氣交替注入的提高采收率為14.38%,兩種注入方式均可以提高原油采收率,但是水氣交替注入效果更好,相比于連續(xù)氣驅(qū)高了1.01個百分點。圖7(a)和圖7(b)分別為連續(xù)氣驅(qū)和水氣交替注入試驗結(jié)束時油水分布情況,可以看出水氣交替注入方式驅(qū)替效果更好。這是因為水氣交替注入能夠調(diào)整注入流體剖面,提高波及體積,更多地啟動低滲透層從而驅(qū)動更多的原油,提高采收率程度更高,因此最佳的注入方式為水氣交替注入。

    圖6 不同注氣方式驅(qū)油效率對比

    圖7 不同注氣方式試驗結(jié)束時三維物理模型內(nèi)部含油分布剖面圖

    3.3 注氣速度對CO2+N2驅(qū)油效果的影響

    圖8為天然水驅(qū)后,注氣速度分別為1、2、4mL/min驅(qū)替試驗對比圖??梢钥闯觯?dāng)注氣速度為2mL/min時驅(qū)油效率最高,達到15.28%;當(dāng)注氣速度為4mL/min時驅(qū)油效率次之,達到13.40%;當(dāng)注氣速度為1mL/min時驅(qū)油效率最低,僅為11.65%。

    圖8 不同注氣速度驅(qū)油效率對比

    理論上講,隨著注氣速度的增加,毛細管數(shù)增加,殘余油飽和度降低,采出程度增加,然而對于非均質(zhì)性高的油藏,過高的注氣速度會導(dǎo)致過早氣竄,從而導(dǎo)致采出程度降低。圖9為不同注氣速度時,模型內(nèi)部含油分布剖面圖,可以明顯看出注氣速度為2mL/min時剩余油更少,氣驅(qū)波及的范圍更廣,發(fā)生氣竄的時間也相對較晚,可以驅(qū)替出更多的剩余油。

    圖9 不同注氣速度試驗結(jié)束時三維物理模型內(nèi)部含油分布剖面圖

    3.4 注采部位對CO2+N2驅(qū)油效果的影響

    圖10為天然水驅(qū)后頂部注氣底部采油和底部注氣頂部采油試驗對比圖??梢钥闯?,頂部注氣底部采油驅(qū)油效率高,達到15.54%;底部注氣頂部采油驅(qū)油效率為13.40%。

    圖10 不同注采部位驅(qū)油效率對比

    圖11為不同注氣部位試驗結(jié)束時三維物理模型內(nèi)部含油分布情況,可以看出頂注底采有更好的驅(qū)油效果,這是因為水驅(qū)效率低是油藏生產(chǎn)面臨的主要矛盾,而水錐是次要矛盾,通過頂部水平井注混合氣,底部水平井采油可以有效地使高部位的原油被驅(qū)替出來,同時起到壓水錐作用,進而提高驅(qū)油效率。

    圖11 不同注氣部位試驗結(jié)束時三維物理模型內(nèi)部含油分布情況

    4 結(jié)論

    1)利用相似準(zhǔn)則設(shè)計和制作了能夠模擬油藏原型條件的三維物理模型。開展天然水驅(qū),當(dāng)產(chǎn)出液含水率達到88%時,水驅(qū)采收率為32.8%。模型產(chǎn)液含水率與現(xiàn)場產(chǎn)液含水率基本接近。

    2)依據(jù)采油特征及模型內(nèi)部現(xiàn)象,對比不同注氣方式、不同注氣速度和不同注采部位試驗,優(yōu)選出最佳注氣方式為段塞體積比為1∶1水氣交替注入、最佳注氣速度為2mL/min、最佳注氣部位為頂注底采。

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