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      潛山裂縫性油藏水驅(qū)后提高采收率三維物理模擬*

      2018-10-09 12:42:52葛麗珍朱志強劉慧卿程大勇孟慶幫
      中國海上油氣 2018年5期
      關(guān)鍵詞:潛山水驅(qū)采收率

      葛麗珍 王 敬 朱志強 劉慧卿 程大勇 孟慶幫

      (1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459; 2.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與工程國家重點實驗室 北京 102249)

      潛山裂縫性油藏是我國主要油藏類型之一,廣泛分布于華北、勝利、遼河、渤海等地區(qū),該類油藏儲量大、產(chǎn)能高,對我國石油工業(yè)意義較大[1-6]。與常規(guī)孔隙性油藏、孔隙-裂縫性雙重介質(zhì)油藏相比,該類油藏裂縫較為發(fā)育,基質(zhì)主要由大量微裂縫和少量溶蝕孔隙構(gòu)成[7-8],宏觀裂縫空間分布非均質(zhì)性強、空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜、裂縫發(fā)育不規(guī)則、基質(zhì)滲透率低等特征使得油藏開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)[9-12]。水驅(qū)已廣泛應(yīng)用于該類油藏,但是注水采收率較低,水淹現(xiàn)象較為嚴(yán)重,水淹時基質(zhì)中存在大量剩余油,因此,為了保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn),迫切需要有效提高采收率的方法[10]。

      由于裂縫性油藏的復(fù)雜性和取心難度大等問題,一直以來缺乏較為有代表性的物理模擬方法。應(yīng)用小尺度模型或等效裂縫模型得到的實驗結(jié)果通常嚴(yán)重失真,為了更為有效地模擬裂縫性油藏注水開發(fā),Liu等[13]建立了孔隙-裂縫性雙重介質(zhì)油藏大尺度物理模型,并開展了水驅(qū)實驗;童凱軍 等[14]基于相似準(zhǔn)則建立了潛山裂縫性三維大尺度物理實驗?zāi)P?,并開展了水驅(qū)規(guī)律研究;林仁義 等[15]利用長巖心開展了裂縫性變質(zhì)巖油藏注天然氣實驗。但目前有關(guān)潛山裂縫性油藏提高采收率三維大尺度物理模擬方面的研究較少,并且大尺度模型通常耐壓較低,降低了裂縫性油藏模擬結(jié)果的可靠性。為了研究潛山裂縫性油藏提高采收率方法,提出較為可靠的方案,本文以渤海JZ25-1S潛山裂縫性油藏及其注采井網(wǎng)為物理原型,選取與油藏巖石潤濕性、物性接近的微裂縫-溶蝕孔隙露頭作為巖樣,根據(jù)相似原理建立三維大尺度裂縫性油藏高壓物理模型,在水驅(qū)開發(fā)的基礎(chǔ)上開展非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)實驗研究,并分析不同方法提高采收率作用機理,以期為潛山裂縫性油藏水驅(qū)后提高采收率提供理論指導(dǎo)。

      1 實驗方案設(shè)計

      1.1 實驗?zāi)P团c參數(shù)

      利用量綱分析法和方程分析法相結(jié)合建立裂縫性油藏相似準(zhǔn)則,由于潛山裂縫性油藏基質(zhì)滲透率非常低,所以基于雙孔單滲數(shù)學(xué)模型推導(dǎo)了滿足該類裂縫性油藏實驗要求的具有幾何相似、運動相似及動力相似的三維物理模擬相似準(zhǔn)則群[14,16](表1)。

      表1 潛山裂縫性油藏水驅(qū)模擬實驗相似準(zhǔn)則群及物理意義

      實驗?zāi)P驮O(shè)計時選用邊長為5 cm的立方體巖樣,構(gòu)建尺寸為25 cm×25 cm×25 cm的三維物理模型,高壓實驗裝置耐壓25 MPa,如圖1所示。實驗壓力和實驗溫度均與油藏條件下相同(油藏溫度為75 ℃,油藏平均壓力為18 MPa)?;谏鲜鱿嗨茰?zhǔn)則群及礦場參數(shù)計算確定的模型和實驗參數(shù)如表2所示。

      對于JZ25-1S潛山裂縫性油藏,在原始地層壓力下基質(zhì)系統(tǒng)孔隙度在2%~9%,滲透率在0.3~5.0 mD,而裂縫系統(tǒng)平均孔隙度為2.1%,滲透率在100~2 000 mD;在本模型中,巖塊代表基質(zhì),基質(zhì)中含大量的網(wǎng)狀微裂縫和少量的溶蝕微孔,孔隙度分布在4%~7%,滲透率在0.1~1.0 mD。巖塊間的裂縫代表宏觀裂縫,宏觀裂縫滲透率、孔隙體積可以通過調(diào)整圍壓的方式進(jìn)行控制,體現(xiàn)出油藏應(yīng)力敏感特性。滲透率測試結(jié)果顯示,在原始地層壓力下,模型裂縫系統(tǒng)滲透率在1 300 mD左右,與油藏裂縫系統(tǒng)滲透率接近,說明該模型可以較為準(zhǔn)確地模擬此類油藏的開發(fā)動態(tài)。該模型中注采井網(wǎng)采用水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng),具體注采井位如圖2所示。

      圖1 三維大尺度裂縫性油藏高壓物理模型

      模型參數(shù)物理意義油藏原型物理模型比例因子Lx/m油藏長度200 0.25 800Ly/m油藏寬度200 0.25 800Lz/m油藏厚度2000.25800d/m井距1800.20900rw/m井徑0.20.002100t/s驅(qū)替時間864003.8222618q/(mL·min-1)注采速度6944491.1631313μo/(mPa·s)75 ℃原油黏度3.33.31T/℃地層溫度75751p/MPa地層壓力18 18 1

      注:比例因子=油藏原型值/物理模型值。

      圖2 模型中注采井位置

      1.2 實驗方案

      周期注水是目前潛山裂縫性油藏應(yīng)用較多的注水方式,因此開展了不同基質(zhì)-裂縫儲容比條件下間歇式周期注水和脈沖式周期注水(異步注水)及水驅(qū)后提高采收率實驗。對于JZ25-1S潛山裂縫性油藏,在開發(fā)過程中主要存在油藏頂部剩余油富集、裂縫系統(tǒng)非均質(zhì)性較強、基質(zhì)系統(tǒng)滲吸作用較弱等3個方面的問題,因此水驅(qū)后選取非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)和表面活性劑驅(qū)來提高采收率,具體實驗方案如下。

      實驗1:研究間歇式周期注水后非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驅(qū)至高含水期轉(zhuǎn)間歇式周期注水,注水10 min,燜井5 min;多個周期后轉(zhuǎn)氮氣驅(qū),關(guān)閉底部生產(chǎn)井,利用上部兩口井分別進(jìn)行注采,注氣速度10 mL/min;30 min后轉(zhuǎn)凝膠顆粒驅(qū),而后轉(zhuǎn)表面活性劑驅(qū),驅(qū)替至高含水后燜井?dāng)?shù)小時轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。

      實驗2:研究脈沖式周期注水后非混相氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)、表面活性劑驅(qū)提高采收率特征。以1.1 mL/min的速度水驅(qū)至高含水期轉(zhuǎn)脈沖式周期注水,分別升壓至1、3、5、7 MPa;然后轉(zhuǎn)氮氣驅(qū),關(guān)閉底部生產(chǎn)井,上部生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注,中部預(yù)留井作為生產(chǎn)井,注氣速度10 mL/min;之后過程同實驗1。

      1.3 實驗條件及流程

      圖3 裂縫性油藏水驅(qū)與提高采收率實驗流程

      潛山裂縫性油藏三維物理模擬實驗系統(tǒng)主要包括注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)和計量系統(tǒng)等3個部分(圖3)。其中,注入系統(tǒng)包括平流泵、氣瓶、中間容器等,為了確保凝膠顆粒的懸浮特性,凝膠顆粒驅(qū)采用可攪拌中間容器;模型系統(tǒng)主要包括裂縫介質(zhì)巖樣及其夾持裝置、恒溫箱、圍壓泵等,巖樣模型具有充足的預(yù)留井位,可滿足井位調(diào)整需要,圍壓泵一方面夾持裂縫模型,另一方面可在一定范圍內(nèi)控制裂縫中儲量比例;計量系統(tǒng)主要包括量筒,用于計量驅(qū)替過程中的產(chǎn)液情況。

      實驗用油為JZ25-1S油藏現(xiàn)場脫氣原油,75 ℃下原油黏度約為0.3 mPa·s;實驗用水為蒸餾水;實驗用氣為氮氣,75 ℃下黏度為0.018 mPa·s;實驗用表面活性劑為十六烷基三甲基溴化銨(CTAB),質(zhì)量濃度為0.5%的溶液表面張力為32.1 mN/m,油水界面張力可達(dá)0.1 mN/m,75 ℃下黏度為0.46 mPa·s。

      三維驅(qū)替實驗中,實驗溫度設(shè)定為油藏溫度75 ℃,圍壓設(shè)置在7~15 MPa;懸浮液由初始粒徑為100~140 μm的凝膠顆粒配置而成,懸浮液濃度為5 g/L,75 ℃下黏度為13 mPa·s;表面活性劑溶液質(zhì)量濃度為0.5%。

      2 實驗結(jié)果

      2.1 間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗

      實驗中模型圍壓為7 MPa,基質(zhì)含油417 mL,裂縫含油233 mL,模型含油總量650 mL,基質(zhì)裂縫儲容比為1.8∶1.0,由于圍壓較低,宏觀裂縫滲透率相對較高,同時由于巖塊并非完全規(guī)則,裂縫系統(tǒng)存在一定的非均質(zhì)性。間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗含水率及采收率變化規(guī)律如圖4所示,各階段采油量及采收率見表3。由圖4及表3可以看出,水驅(qū)無水采油量約為85 mL,無水采收率為13%,直至實施間歇式周期注水,階段累計注水0.85 PV,累積采油量187.7 mL,階段采收率達(dá)到28%。周期注水5個輪次,每個輪次含水率均有小幅降低,但效果不明顯,階段累積注水量0.25 PV,階段采油量5.5 mL,階段采收率僅為0.85%,水驅(qū)總采油量193.2 mL,采收率為29.7%。由于靜態(tài)滲吸作用較慢,出油量較少,周期注水結(jié)束后累積采油量低于裂縫含油量,因此初步推斷水驅(qū)階段采油量主要來源于宏觀裂縫。

      圖4 間歇式周期注水+提高采收率含水率及采收率變化規(guī)律

      參數(shù)常規(guī)注水期間歇注水期氣驅(qū)凝膠驅(qū)一期表活劑驅(qū)二期表活劑驅(qū)產(chǎn)油量/mL187.75.501.5016.1011.0010.50采收率/%28.00.850.232.481.691.61

      在周期注水之后開展非混相氣驅(qū),上部兩口井一注一采,階段累積注氣量0.05 PV,氣驅(qū)采油量僅為1.5 mL。氣驅(qū)結(jié)束后恢復(fù)原有的注采結(jié)構(gòu)開展凝膠顆粒驅(qū)實驗,結(jié)果顯示顆粒驅(qū)初期含水率小幅下降,一段時間后含水率下降至70%左右,階段累積注入量0.6 PV,凝膠顆粒驅(qū)階段采油量16.1 mL,階段采收率2.48%。顆粒驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)表面活性劑驅(qū),表面活性劑驅(qū)第一階段注入量0.65 PV,出油量11 mL,主要發(fā)揮表面活性劑洗油作用,顆粒驅(qū)后表面活性劑更均勻進(jìn)入油藏;清洗裂縫表面的剩余油,進(jìn)入高含水期后燜井10 h發(fā)揮表面活性劑促進(jìn)自發(fā)滲吸的作用,再后續(xù)水驅(qū)出油量10.5mL,表面活性劑驅(qū)階段采收率3.31%。

      2.2 脈沖式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗

      實驗中圍壓為14 MPa,基質(zhì)含油467 mL,裂縫含油166 mL,模型含油總量633 mL,基質(zhì)裂縫儲容比為2.8∶1。宏觀裂縫同樣存在非均質(zhì)性,并且圍壓較高,小裂縫滲透率非常低。采用水平井頂?shù)捉诲e立體注采井網(wǎng),中部預(yù)留一口井用作氣驅(qū)的生產(chǎn)井。脈沖式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗含水率及采收率變化規(guī)律如圖5所示,各階段采油量及采收率見表4。由圖5及表4可以看出,水驅(qū)無水采油量為65 mL,無水采收率為10%,直至實施異步注水,階段累積注水量0.5 PV,累積產(chǎn)油量100 mL,階段采收率為15.8%;之后轉(zhuǎn)異步注水,異步注水4輪次采油量30.2 mL,階段采收率4.77%,水驅(qū)總采油量130.2 mL,采收率為20.57%。與間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗相比,由于宏觀裂縫含油量比例較低,所以水驅(qū)階段采收率較低,進(jìn)一步表明水驅(qū)階段采收率主要決定于宏觀裂縫儲量比例。對比間歇式周期注水和脈沖式周期注水,后者開發(fā)效果遠(yuǎn)好于前者,與礦場實際效果一致[17-18]。

      圖5 異步注水+提高采收率含水率及采收率變化規(guī)律

      參 數(shù)常規(guī)注水脈沖注水氣驅(qū)凝膠驅(qū)一期表活劑驅(qū)二期表活劑驅(qū)產(chǎn)油量/mL10030.21622.5179.5采收率/%15.84.772.533.552.691.50

      異步注水后轉(zhuǎn)氮氣氣驅(qū),階段累積注氣量0.15 PV,采油量16 mL,遠(yuǎn)高于頂部注采條件下的采收率,可見氣驅(qū)采收率決定于生產(chǎn)井垂向位置,位置越低采收率越高;氣驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)凝膠顆粒驅(qū),階段注入量為0.5 PV,采油量為22.5 mL,采收率3.55%,高于間歇式周期注水轉(zhuǎn)提高采收率實驗;表面活性劑驅(qū)第一階段注入量0.4 PV,采油量17 mL,燜井后水驅(qū)采油量9.5 mL,階段采收率4.19%,最終采收率30.80%,水驅(qū)后提高采收率10.23個百分點。

      2.3 兩組實驗對比分析

      對比兩組實驗結(jié)果可以發(fā)現(xiàn),宏觀裂縫儲量越高,無水采油期越長,初期含水上升越慢,水驅(qū)采收率和最終采收率越高;水驅(qū)采收率主要來源于宏觀裂縫,依靠滲吸采油的基質(zhì)貢獻(xiàn)較少;圍壓高的情況下,部分裂縫閉合程度高,非均質(zhì)性變強,水驅(qū)采收率較低,后期提高采收率幅度更大;脈沖式周期注水比間歇式周期注水效果更好,由于脈沖式周期注水能夠形成較高的壓力波動,在脈沖式周期注水注入階段生產(chǎn)井停止生產(chǎn),油藏壓力持續(xù)升高,注入水波及范圍增大;但在脈沖式周期注水生產(chǎn)階段注水井停止注水,生產(chǎn)井排液量增大,裂縫系統(tǒng)壓力快速下降,基質(zhì)與裂縫之間的壓力差增大,基質(zhì)中的原油排出。因此,對于宏觀裂縫儲量較高的油藏,后期提高采收率以強化水驅(qū)為主,推薦凝膠顆粒驅(qū)和表面活性劑驅(qū);而對于宏觀裂縫儲量較低的油藏,由于該類油藏本身的非均質(zhì)性更強,改善水驅(qū)(脈沖式周期注水)能明顯提高水驅(qū)效果,目前有很多油田均采取了周期注水策略來提高采收率[17-18],如JZ25-1S潛山高含水區(qū)已實施的脈沖式周期注水,單井取得了增油量20~40 m3/d(含水下降60%)的效果,該類油藏高含水后期仍有采取氣驅(qū)、凝膠顆粒驅(qū)及表面活性劑驅(qū)的潛力。

      3 結(jié)論

      1) 潛山裂縫性油藏水驅(qū)采收率主要來自于宏觀裂縫貢獻(xiàn),宏觀裂縫系統(tǒng)儲量比例越大,水驅(qū)階段采收率和最終采收率越高;與間歇式周期注水相比,脈沖式周期注水可以增加波及范圍,促進(jìn)油水交滲流動,從而獲得更好的開發(fā)效果。

      2) 非混相氣驅(qū)主要依靠氣液密度差異發(fā)揮重力驅(qū)替作用,轉(zhuǎn)頂部注氣條件下生產(chǎn)井位置較低時階段采收率較高,所以裂縫性油藏水平井交錯立體注采井網(wǎng)可以嘗試水驅(qū)轉(zhuǎn)頂部注氣開發(fā)方式,但應(yīng)考慮水驅(qū)階段油藏中下部的水淹狀況慎重選擇生產(chǎn)井位置。

      3) 凝膠顆粒驅(qū)可以改善宏觀裂縫的非均質(zhì)性,擴(kuò)大注入水的波及范圍,并且為后續(xù)表面活性劑驅(qū)創(chuàng)造條件,凝膠顆粒驅(qū)提高原油采收率可達(dá)2~4個百分點。

      4) 表面活性劑驅(qū)一方面可以通過清洗宏觀裂縫表面的剩余油提高采收率,另一方面燜井一段時間后可以通過強化基質(zhì)滲吸效應(yīng)提高采收率,上述2種效應(yīng)提高采收率可達(dá)3~5個百分點。

      符號注釋

      Cf—壓縮系數(shù),MPa-1;

      d—井距,m;

      D—滲吸系數(shù);

      g—重力加速度,m/s2;

      K—滲透率,mD;

      L—水平井長度,m;

      Lx、Ly、Lz—油藏x、y、z方向長度,m;

      p—油藏壓力,MPa;

      pi—原始地層壓力,MPa;

      q—注采量,m3/s;

      rw—井筒半徑,cm;

      R—基巖最終滲吸采收率,%;

      t—驅(qū)替時間,s;

      η—相似準(zhǔn)數(shù);

      μo—油相黏度,mPa·s;

      μw—水相黏度,mPa·s;

      ρo—原油密度,kg/m3;

      ρw—水密度,kg/m3;

      σ—系數(shù);

      φf0—裂縫孔隙度,%。

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