致密油減氧空氣吞吐開發(fā)儲層傷害特征

劉 濤, 李宜強(qiáng), 劉哲宇, 曹 涵, 曹金鑫, 黃友晴, 蔡一飛

(1.油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石油大學(xué)),北京 102249;2.中國石油大學(xué) 石油工程學(xué)院,北京 102249)

致密油已逐漸成為中國油氣勘探開發(fā)的重要戰(zhàn)略資源[1-3],由于其特殊的物性參數(shù)(滲透率<0.1×10-3μm2),在實(shí)際生產(chǎn)開發(fā)過程中展現(xiàn)出產(chǎn)量遞減快、整體采出程度低的開發(fā)特征[4-7]。因此在自然能量衰竭后,如何補(bǔ)充地層能量,并進(jìn)行后續(xù)的二次開發(fā)已經(jīng)成為提高致密儲層開發(fā)效果所面臨的主要問題[8]。在常用補(bǔ)能介質(zhì)中,CO2作用效果較好,但其腐蝕性、瀝青質(zhì)沉積、高成本問題長期未得到根本性解決[8-10]。減氧空氣價(jià)廉易得、對油井管線無腐蝕,在現(xiàn)場使用時(shí)無需專用運(yùn)輸、儲存工藝,成本優(yōu)勢顯著[11]。但減氧空氣作為吞吐介質(zhì)進(jìn)行致密油藏吞吐開發(fā)時(shí),會造成一定的儲層傷害,降低地層驅(qū)油能量利用率,因此需要研究傷害特征及其對產(chǎn)能的影響。

A.Zolghadr等[12]利用室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn),研究了溫度、壓力、原油黏度等指標(biāo)對N2驅(qū)替效果的影響。馬奇等[13]對新疆吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密巖心進(jìn)行了N2吞吐實(shí)驗(yàn),得出N2吞吐最佳吞吐輪次為3輪次。李松艷等[14]基于室內(nèi)致密巖心吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果,提出致密油氣態(tài)介質(zhì)吞吐過程中CO2主要以降黏、溶脹作用為主,而N2主要以增加油藏彈性能為主。并且在低粘環(huán)境下,N2吞吐效果更好。目前針對致密儲層減氧空氣吞吐的室內(nèi)物理模擬主要采用一維柱狀巖心[15-17],受模型大小的限制,難以準(zhǔn)確模擬致密儲層減氧空氣吞吐過程中復(fù)雜的滲流規(guī)律以及儲層壓力變化,即地層能量的補(bǔ)充與釋放特征[18-25]。

筆者利用多點(diǎn)測壓長巖心、大型二維平板模型以及高溫高壓實(shí)驗(yàn)系統(tǒng),對減氧空氣吞吐開發(fā)全過程的模擬進(jìn)行了物理模擬研究,明確減氧空氣多輪次吞吐開發(fā)過程中的儲層傷害發(fā)生時(shí)機(jī)及部位,揭示傷害特征與產(chǎn)能變化的相關(guān)關(guān)系,進(jìn)一步深化對致密油藏減氧空氣吞吐開發(fā)的理解與認(rèn)識。

1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

采用露頭巖樣制作一維柱狀巖心與二維平板巖心,開展一維巖心減氧空氣吞吐試驗(yàn)、二維平板巖心模型減氧空氣吞吐試驗(yàn)。共制作柱狀巖心2塊,二維平板巖心1塊。相同類型巖心的大小相同。其中柱狀巖心直徑2.5 cm,長度29.1 cm,二維平板巖心大小為30 cm×30 cm×4.5 cm;1#柱狀巖心的絕對滲透率為0.17×10-3μm2,2#柱狀巖心的絕對滲透率為0.9×10-3μm2,二維平板巖心絕對滲透率為0.17×10-3μm2。

實(shí)驗(yàn)溫度為96.3 ℃,實(shí)驗(yàn)用油在實(shí)驗(yàn)條件下(96.3 ℃)黏度為2.93 mPa·s;實(shí)驗(yàn)用水為使用重水調(diào)制的模擬地層水,礦化度為5 g/L,實(shí)驗(yàn)條件下黏度為0.85 mPa·s;實(shí)驗(yàn)用氣為含氧1%的減氧空氣。

1.1 一維巖心減氧空氣吞吐模擬實(shí)驗(yàn)

利用一維柱狀巖心開展不同物性條件下減氧空氣吞吐實(shí)驗(yàn),研究減氧空氣吞吐開發(fā)過程中的滯留氣對儲層流動性規(guī)律的影響。實(shí)驗(yàn)采用2塊不同物性條件的柱狀巖心,進(jìn)行減氧空氣吞吐開發(fā)實(shí)驗(yàn),裝置如圖1所示,本次實(shí)驗(yàn)使用帶有中間測壓點(diǎn)的巖心夾持器。具體實(shí)驗(yàn)步驟為:①將巖心抽真空后飽和水、飽和油建立原始地層環(huán)境。②關(guān)閉出口端,以恒速注氣增壓至15.8 MPa,隨后靜置12 h。③設(shè)置回壓7.8 MPa,打開出口端,同時(shí)記錄系統(tǒng)壓力變化、采出氣量及液量,至出口端無流體產(chǎn)出時(shí)實(shí)驗(yàn)結(jié)束,共進(jìn)行6輪次吞吐。④更換巖心,重復(fù)①—③步。

圖1 一維巖心吞吐實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Flow chart of one-dimensional core huff and puff experiment

1.2 二維平板巖心實(shí)驗(yàn)

二維平板巖心模型制作:由目的區(qū)域的天然露頭巖心制作致密儲層物理模型,在平板巖心上布置14個(gè)井位用于壓力監(jiān)測以及注采,最后采用環(huán)氧樹脂對模型進(jìn)行整體澆注,在巖心表面形成隔絕層完成模型制作(圖2)。

圖2 二維物理模型設(shè)計(jì)圖與實(shí)物圖Fig.2 Two-dimensional physical model design drawing and physical drawing

致密平板巖心模型高溫高壓實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)主要由巖心模型、高溫高壓實(shí)驗(yàn)艙、壓力采集系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)、油氣水分離計(jì)量裝置、ISCO泵等構(gòu)成。其中,高溫高壓實(shí)驗(yàn)艙最高承壓20 MPa,通過壓力監(jiān)測系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)對實(shí)驗(yàn)中巖心模型內(nèi)不同位置壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測以及對真實(shí)儲層中高溫高壓環(huán)境的室內(nèi)模擬(圖3)。

圖3 二維物理模型高溫高壓實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)流程圖Fig.3 Flow chart of two-dimensional physical model of high temperature and high pressure experimental system

實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì):利用大型二維平板物理模型,進(jìn)行減氧空氣吞吐實(shí)驗(yàn),闡明減氧空氣吞吐生產(chǎn)動態(tài)特征,研究悶井時(shí)間、生產(chǎn)壓差對油藏采出程度的影響。其中悶井時(shí)長設(shè)置為0.25 h、4 h、6 h、12 h、24 h、48 h。生產(chǎn)壓差設(shè)置為4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa。

實(shí)驗(yàn)步驟:①實(shí)驗(yàn)全過程中,平板模型將一直處于高壓環(huán)境(96.3 ℃、17 MPa)并在抽真空過程中實(shí)時(shí)監(jiān)測各壓力測點(diǎn)的壓力變化。由于致密儲層中流體流動阻力較大,故需要連續(xù)抽空72 h,以保證模型中的空氣被完全抽空。當(dāng)各個(gè)壓力測點(diǎn)均達(dá)到真空狀態(tài)時(shí)抽真空結(jié)束。隨后使用驅(qū)替泵在模型水平井(1#、2#)進(jìn)行7.8 MPa的高壓水驅(qū),連續(xù)驅(qū)替96 h后,飽和水完成。隨后利用注入水量與采出水量之差,即可計(jì)算出平板模型孔隙度。②采用水平井注液遠(yuǎn)端井采液的形式,驅(qū)替至采出端無水流出后繼續(xù)注油使模型內(nèi)整體達(dá)到研究區(qū)域原始地層壓力(7.8 MPa)后,得出平板模型原始含油飽和度并老化72 h。實(shí)驗(yàn)全過程應(yīng)注意消除流程中死體積干擾。③利用注采井恒速注入減氧空氣,進(jìn)行地層補(bǔ)能,當(dāng)平板模型壓力到達(dá)15.8 MPa時(shí)停止注入并開始燜井,實(shí)驗(yàn)全過程對模型各點(diǎn)壓力變化情況進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測。④燜井結(jié)束后,將注采井出口回壓閥設(shè)為7.8 MPa,打開生產(chǎn)井進(jìn)行開發(fā),開發(fā)過程中監(jiān)測模型各點(diǎn)壓力變化情況,測量采出液量與出氣量,待出口無流體流動時(shí),停止。⑤保持回壓7.8 MPa,同時(shí)從遠(yuǎn)端三口井(12#、13#、14#)以15.8 MPa恒壓注油驅(qū)替,待出口端無氣體采出時(shí)停止注入并等待出口不出液,二次飽和完成。⑥變更實(shí)驗(yàn)條件,老化72 h后重復(fù)步驟③-⑤。

2 一維巖心減氧空氣吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖4為柱狀長巖心在不同吞吐輪次條件下不同距離范圍內(nèi)的啟動壓力梯度(吞吐開發(fā)完成后,臨近測壓點(diǎn)之間壓差與對應(yīng)距離之比)及巖心內(nèi)滯留氣量變化情況?？梢钥吹?巖心內(nèi)殘余壓力梯度與吞吐輪次呈正相關(guān),吞吐輪次越多,殘余壓力梯度越大(圖4-A、B),巖心內(nèi)滯留氣量越多,吞吐4輪次后逐漸穩(wěn)定(圖4-C)。1#巖心物性相對較差,啟動壓力梯度呈現(xiàn)“距離近、數(shù)值高”分布特征:殘余壓力梯度整體較高且極值出現(xiàn)在距離注入端較近位置(7.5 cm≤距離<15 cm,圖4-A)。由于物性較差,導(dǎo)致氣體在吞吐過程中注入量較少,滯留氣量在前4輪次吞吐時(shí),快速增加至0.11 PV(PV表示孔隙體積倍數(shù),即注入量或采出量除以孔隙體積所得的值)然后趨于穩(wěn)態(tài),較近位置處壓力梯度變化情況、滯留氣量趨勢相同。2#巖心物性相對較好,啟動壓力梯度呈現(xiàn)“距離遠(yuǎn)、數(shù)值低”分布特征,殘余壓力梯度整體較低且極值出現(xiàn)在距離注入端較遠(yuǎn)位置(15 cm≤距離<22.5 cm,圖4-B)。滯留氣量在前3輪次吞吐時(shí)快速增加至0.12 PV然后趨于穩(wěn)態(tài),在較遠(yuǎn)位置啟動壓力梯度變化趨勢與滯留氣量趨勢相同。減氧空氣吞吐開發(fā)過程中,滯留氣量越多,巖心殘余壓力梯度越大(圖4-D)。殘余壓力梯度變化曲線呈現(xiàn)“兩段式”分布特征,1#巖心物性較差,滯留氣量小于0.11 PV時(shí),壓力梯度呈線性增長趨勢,當(dāng)滯留氣量多于0.11 PV時(shí),壓力梯度大幅度上升,呈現(xiàn)為指數(shù)增長趨勢;2#巖心物性較好,壓力梯度整體處于較低水平,但隨著滯留氣量的變多(>0.12 PV),也由前期的線性增長變?yōu)橹笖?shù)增長,但增長速度低于1#巖心。此外,通過對比可以看出,1#巖心內(nèi)最終滯留氣量(0.12 PV)低于2#巖心內(nèi)最終滯留氣量(0.14 PV),但由于其吞吐介質(zhì)極限作用距離較短(約15 cm),對應(yīng)位置最終壓力梯度為0.81 MPa/m,高于2#巖心吞吐介質(zhì)極限作用距離處(23 cm)的最終壓力梯度0.46 MPa/m,可知空氣驅(qū)過程中滯留氣發(fā)生部位對于儲層傷害程度也具有顯著影響?？傮w來看,滯留氣量越高、滯留部位距離注入端越近,儲層傷害程度越高。

圖4 柱狀巖心注氣吞吐后壓力梯度變化曲線Fig.4 Variation curve of pressure gradient of columnar core after gas injection huff and puff

圖5為巖心吞吐前后核磁T2譜(圖5-A、B)及吞吐開發(fā)完成后巖心延程含油飽和度(圖5-C),物性較好的2#巖心經(jīng)過6輪次吞吐開發(fā)后,減氧空氣極限作用距離為23 cm,1#柱狀巖心極限作用距離為15 cm。通過對比巖心延程含油飽和度(圖5-C)及殘余壓力梯度數(shù)據(jù)(圖4-A、B),可以發(fā)現(xiàn)滯留氣主要在吞吐介質(zhì)極限作用距離范圍內(nèi)造成傷害,導(dǎo)致極限作用邊界處壓力梯度較大。此外,由核磁T2譜(圖5-A、B)可知,減氧空氣主要滯留于大孔隙(直徑大于0.1 μm),作為流體的主要滲流通道,大孔隙內(nèi)減氧空氣的滯留會在一定程度上降低原油流動性,造成儲層滲流能力下降。

圖5 一維巖心多輪次吞吐開發(fā)前后T2核磁圖譜及含油飽和度分布Fig.5 Nuclear magnetic T2 spectrum and oil saturation distribution before and after multi-round huff and puff development of one-dimensional core

3 二維平板模型減氧空氣吞吐實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 減氧空氣吞吐生產(chǎn)規(guī)律及滯留氣傷害特征分析

利用二維平板物理模型進(jìn)行減氧空氣吞吐開發(fā)實(shí)驗(yàn),并對減氧空氣單輪次吞吐及多輪次吞吐開發(fā)過程中開發(fā)動態(tài)特征及吞吐介質(zhì)滯留情況進(jìn)行分析研究。

通過對采出過程中的采油速度及采出氣油比進(jìn)行分析(圖6),可將減氧空氣單輪次開發(fā)過程分為以下3個(gè)階段:

圖6 減氧空氣吞吐不同時(shí)刻動態(tài)參數(shù)曲線圖Fig.6 Dynamic parameter curves of oxygen reduction air huff and puff at different times

單相氣體返排階段(t<1 min):該階段時(shí)間較短,采出減氧空氣主要來自被壓縮于井筒內(nèi)的氣體,在壓差作用下被快速釋放,此時(shí)采出端流體氣油比極高,基本上以單相氣體產(chǎn)出為主,導(dǎo)致井底流壓快速下降。

游離氣驅(qū)階段(1 min≤t<25 min):此時(shí)伴隨著氣體的采出,開發(fā)井開始大量出油,整體來說氣油比、采油速度保持穩(wěn)定波動。相比于氣液比的變化,采油速度變化有一定的滯后。此時(shí)原油采出的主要動力為前期補(bǔ)能階段在流動壓差的作用下進(jìn)入基質(zhì)的游離態(tài)減氧空氣。

產(chǎn)能減緩階段(25 min≤t<45 min):此階段由于基質(zhì)中的游離氣能量耗盡,產(chǎn)能逐漸降低,但是由于少量氣體溶于原油而使得原油發(fā)生溶脹[26],從而產(chǎn)生微弱的溶解氣驅(qū)作用,因此出現(xiàn)產(chǎn)油速度的小幅度提升。

由單輪次吞吐生產(chǎn)動態(tài)曲線可知,減氧空氣吞吐時(shí)主要由進(jìn)入地層內(nèi)的游離態(tài)壓縮氣體作為驅(qū)油動力,且大量的壓縮氣體未能進(jìn)入儲層,其中74%的氣體會在生產(chǎn)開發(fā)初期被快速釋放,無法攜帶剩余油,形成無效反排氣(氣液體積比>10 000)。本輪次吞吐過程中有3%的氣體滯留在基質(zhì)內(nèi)未能排出,該部分氣體在充分膨脹驅(qū)油后會在一定程度上堵塞孔喉空間,造成儲層內(nèi)流體滲流阻力增加。

為研究不同吞吐輪次條件下滯留氣量及采出程度變化規(guī)律,本次實(shí)驗(yàn)按照悶井時(shí)間48 h、注采壓差8 MPa,共進(jìn)行了10輪次吞吐。

圖7為各輪次采出程度及滯留氣量,隨著吞吐輪次的增加,采出程度整體呈下降趨勢,滯留氣量則逐步上升,但趨勢有所不同。其中前4輪次吞吐采出程度較高,滯留氣量呈現(xiàn)擬線性的快速增加趨勢,由0.02 PV快速增加至0.09 PV;第5～第7輪次采出程度逐漸降低,滯留氣增加速度也相應(yīng)變緩,由0.09 PV增至0.11PV;第8～第10輪次采出程度極低,滯留氣漲幅較小,僅增加了0.01 PV。吞吐采出程度與滯留氣量呈現(xiàn)明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系。

圖7 減氧空氣吞吐不同輪次采出程度曲線圖Fig.7 Recovery curve of different rounds of oxygen-reducing air huff and puff

但造成吞吐開發(fā)采出程度下降的原因,除滯留氣外,還有儲層中大量剩余油被動用等因素。單純通過采出程度來衡量滯留氣傷害程度,并不準(zhǔn)確。因此需要通過地層壓力變化來衡量儲層傷害程度,如圖8所示,隨著吞吐輪次的增加,距離水平井較遠(yuǎn)的區(qū)域壓差逐漸變大,地層能量釋放效率逐步降低,在經(jīng)過第6輪次吞吐開發(fā)后,距離水平井約7.5 cm處有明顯的壓力突變,與前文中一維巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果一致。圖9展示了不同吞吐輪次條件下平板模型延程壓力剖面曲線,為對比滯留氣造成的儲層傷害情況,首先進(jìn)行衰竭開發(fā),此時(shí)儲層內(nèi)無滯留氣。當(dāng)衰竭開發(fā)完成后,平板遠(yuǎn)端與井底存在一定壓差,整體壓力呈線性分布?？倝毫μ荻群透鞫螇毫μ荻纫恢?均為0.14 MPa/m。此時(shí)可以認(rèn)為地層壓力得到充分釋放,未受滯留氣影響。

圖8 二維模型不同吞吐輪次完成時(shí)壓差場圖Fig.8 Pressure difference field diagram of 2D model at different throughput rounds

圖9 二維模型不同吞吐輪次完成時(shí)延程壓差曲線圖Fig.9 The pressure difference curve of the completion time delay of the two dimensional model with different throughput rounds

隨著吞吐輪次的增加,延程壓力曲線逐漸由線性分布變成“三段式”分布特征:30 cm≥距離>15 cm,壓力下降較慢;15 cm≥距離>7.5 cm,壓力快速下降;距離≤7.5 cm,即井口壓力下降幅度變緩。整體呈現(xiàn)出自7.5～15 cm段后地層壓力偏高,地層能量無法利用的特征。且吞吐輪次越多,堵塞情況越嚴(yán)重,地層能量利用率越低。

3.2 減氧空氣吞吐儲層損害特征及影響因素分析

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看,致密大平板模型吞吐開發(fā)過程中對地層能量利用率的影響因素有3個(gè)方面:①減氧空氣滯留氣量,由圖7可以看出,整體的滯留氣量變化趨勢呈現(xiàn)“兩段式”的特征,即開發(fā)初期(前4輪次)隨著吞吐輪次的增加,滯留氣量上升幅度較大,但隨著滯留氣量達(dá)到0.11 PV時(shí),滯留氣量上升幅度逐漸變小。由圖9可知,相比于無滯留氣滯留條件下地層能量利用情況,伴隨著滯留氣的累積,地層遠(yuǎn)端與井口處壓差逐漸變大,地層能量利用率變低。②悶井時(shí)間,結(jié)合不同悶井時(shí)間的實(shí)驗(yàn)結(jié)果,可得圖10。整體上悶井時(shí)間越長,吞吐采收率越高。但悶井時(shí)間超過6 h,采出程度增幅快速下降,滯留氣增量開始變大,這是由于氣體的流動及擴(kuò)散作用,一部分氣體進(jìn)入到小孔隙中,進(jìn)一步降低儲層內(nèi)流體滲流能力。因此在生產(chǎn)開發(fā)過程中應(yīng)該優(yōu)化悶井時(shí)長,最大限度提高吞吐介質(zhì)的利用效率的同時(shí)減少滯留氣量與儲層損害程度。③生產(chǎn)壓差,由結(jié)果可得圖11,隨著工作壓差的增加,單輪次采出率也逐步增加,由2.8%增加至4.6%,且當(dāng)吞吐工作壓差大于6 MPa時(shí),采收率增幅開始變大。其主要原因?yàn)殡S著吞吐工作壓差增加,原本位于孔隙內(nèi)的游離態(tài)減氧空氣由于壓力的降低開始膨脹,壓力降幅越大,膨脹氣驅(qū)效果越好。與此同時(shí),較高的工作壓差也有助于近井地帶中的游離態(tài)氣體的反排,滯留氣量從0.04 PV降至0.005 PV,從而一定程度上降低儲層傷害程度。因此在實(shí)際應(yīng)用中適當(dāng)增加儲層吞吐工作壓差有助于油藏采出程度的提高。

圖10 悶井時(shí)間與采出程度、滯留氣量關(guān)系圖Fig.10 Relationship between shut-in time and recovery degree/retained gas volume

圖11 生產(chǎn)壓差與采出程度/滯留氣量關(guān)系圖Fig.11 Relationship between production pressure difference and recovery degree/residual gas volume

4 結(jié)論

a.致密儲層減氧空氣吞吐過程中,產(chǎn)生的滯留氣主要賦存于致密儲層大孔隙之內(nèi)并會導(dǎo)致儲層中流體滲流能力下降。儲層物性越好,傷害程度越低;吞吐輪次與傷害程度呈正相關(guān)關(guān)系,傷害距離與吞吐介質(zhì)的極限作用距離接近;滯留氣量越高、滯留氣位置距離注入端越近,儲層傷害程度越大。

b.結(jié)合減氧空氣吞吐動態(tài)生產(chǎn)曲線,可以將減氧空氣單輪次吞吐生產(chǎn)過程分為3個(gè)階段:減氧空氣返排、膨脹采液、產(chǎn)能減緩階段,其中氣體的膨脹采液階段為減氧空氣吞吐最主要的采出階段。

c.游離態(tài)壓縮氣體是減氧空氣吞吐開發(fā)主要驅(qū)油動力,該部分氣體在充分膨脹驅(qū)油后會在一定程度上堵塞孔喉空間,造成儲層內(nèi)流體滲流阻力增加,此時(shí)壓降曲線不再呈線性分布,并且在減氧空氣極限作用距離處壓力梯度最大。當(dāng)儲層傷害發(fā)生時(shí),后段地層壓力無法順利釋放,最終造成驅(qū)油能量利用率下降。

d.減氧空氣吞吐過程中基質(zhì)內(nèi)滯留氣量及生產(chǎn)工作壓差是影響減氧空氣吞吐開發(fā)效果的敏感性因素,當(dāng)滯留氣量達(dá)到0.11 PV時(shí),吞吐開發(fā)效率顯著變低;燜井時(shí)長的增加有助于提高減氧空氣吞吐的開發(fā)效果,但時(shí)間超過6 h后,采出程度增加緩慢而滯留氣量開始大幅度增加,儲層傷害增加。適度提高生產(chǎn)壓差有助于開發(fā)過程中滯留氣的反排,提高吞吐開發(fā)采出程度。因此在實(shí)際礦場施工中,應(yīng)更加注重對減氧空氣滯留氣量以及工作壓差的參數(shù)優(yōu)化并采用合理的悶井時(shí)長。