何應付,趙淑霞,劉學偉

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國科學院滲流流體力學研究所,河北 廊坊 065007)

0 引言

利用長井段水平井多級壓裂技術,解決了致密油藏開發(fā)的單井初產問題.但受致密油藏儲層條件的影響,水平井多級壓裂技術衰竭開發(fā)采收率較低,如鄂南紅河油田衰竭開發(fā)采收率低于9%,巴肯油田采收率低于15%[1].

CO2吞吐具有投資少、見效快、適應范圍廣等優(yōu)點,作為常用的提高采收率技術,已經被廣泛應用于稠油、復雜斷塊、低滲透、縫洞型碳酸鹽巖等多種類型油藏[2-9].國內外眾多學者也對其提高采收率機理開展了大量的研究.Monger等[10]指出,CO2吞吐需要一個合理的燜井時間,以獲得最大的采收率;Zhang等[11]分析了CO2吞吐過程中地下流體的相態(tài)變化,并利用驅替實驗裝置研究了CO2吞吐的影響因素,指出CO2在吞吐過程中存在原油膨脹、降黏等機理;Abedini等[12]分析了混相和非混相條件下的CO2吞吐特征,研究了CO2萃取輕質組分的過程;Iraji等[13]研究了中孔、低滲油藏裂縫條件下稠油的CO2吞吐機理;劉建儀等[14]利用可視化實驗裝置研究了CO2吞吐的微觀機理.

盡管如此,針對致密油藏注CO2吞吐機理,特別是多級壓裂水平井條件下的吞吐機理研究還不多見.本文以鄂南紅河油田為研究對象,采用物理模擬技術與數值模擬方法,研究多級壓裂水平井CO2吞吐機理,分析CO2吞吐過程中的滲流場變化特征,為致密油藏CO2吞吐礦場設計提供理論指導.

1 三維物理模擬實驗

1.1 實驗裝置及方法

本文采用三維模型開展CO2吞吐研究,模型厚度為2.7 cm.按照流線分布特點,模型內共部署32個測壓點,在每個測壓點上裝配高精度的傳感器來測量各個點位的壓力.模型中部署一口具有2條壓裂裂縫的水平井(見圖1).

圖1 三維物理模型示意

為了能夠反映油藏實際,本次模擬采用露頭巖樣開展研究,與模擬油區(qū)的巖樣相比,其孔滲、微觀孔隙結構、非線性滲流特征和黏土質量分數均相近,有較好的代表性.裂縫制作過程中,按照相似性原則,進行裂縫切割并采用石英砂充填.實驗用油采用鄂南紅河原油與自配天然氣按照體積1.0∶40.8配制,密度為0.79 g/cm3,原油黏度為2.9 mPa.s.模擬地層溫度為60℃,初始壓力18 MPa.

實驗時,首先將露頭巖樣切割為模型尺寸,并飽和水,將其放入到模型夾持器中;其次進行油驅水實驗,模擬原始地下油藏狀態(tài)下的油-水分布;最后模擬分段壓裂水平井彈性開采狀況,進行CO2吞吐實驗的模擬.

1.2 實驗設計

利用上述裝置和方法,共設計11組實驗,分別開展注入壓力、燜井時間、壓裂裂縫間距和壓裂裂縫長度的影響研究.具體結果如表1所示.

表1 物理模擬實驗參數

1.3 實驗結果

不同注入壓力條件下(實驗1,2)的CO2吞吐效果如圖2所示.由圖2可知,高注入壓力下單輪次采收率和最終采收率都明顯高于注入壓力較低的實驗情況.原因可能是,較高的注入壓力使得CO2注入速度和總注入量均較大,較高的注入速度易形成指進現象,使得CO2進入模型深部,而注入更多的CO2能夠使原油具有更高的膨脹能,以及更低的黏度.

不同燜井時間條件下(實驗3,4,5)的CO2吞吐效果如圖3所示.由圖3可以看出,前2個吞吐輪次,隨著燜井時間的增加,周期采油量是增加的,第3個輪次出現異常.采出程度隨燜井時間的增加而增加,說明燜井時間對CO2吞吐具有重要的影響.

不同壓裂裂縫間距條件下(實驗6,7,8)的CO2吞吐效果如圖4所示.由圖4可知,壓裂裂縫間距對衰竭采收率和吞吐周期采收率都有明顯的影響,壓裂裂縫間距越大則開發(fā)效果越差,CO2越難以進入油藏深部.

圖2 不同注入壓力條件下CO2吞吐效果

圖3 不同燜井時間條件下CO2吞吐效果

圖4 不同壓裂裂縫間距條件下CO2吞吐效果

不同壓裂裂縫長度條件(實驗9,10,11)的CO2吞吐效果如圖5所示.

圖5 不同壓裂裂縫長度條件下CO2吞吐效果

由圖5可以看出,壓裂裂縫越長,衰竭開采和CO2吞吐周期采收率也越大.這是由于,壓裂裂縫越長,CO2越容易進入油藏深部接觸更多的原油,進而有效發(fā)揮CO2使原油體積膨脹、降低黏度和萃取汽化的作用.

2 數值模擬研究

根據鄂南紅河油田實際,采用典型模型進一步開展研究,模型基質滲透率為0.25X10-3μm2,孔隙度10%,裂縫密度0.1條/m,有效厚度16 m,初始含油飽和度40%.原油組分及相關熱力學參數由PVTi軟件相態(tài)擬合得到.模型網格尺寸為10 mX10 mX4 m,總網格數為41X33X4,壓裂裂縫采用局部網格加密描述,加密網格為1X7X1.計算時采用多段井模型模擬井筒內流動,同時考慮擴散的影響.

不同注入量條件下的CO2吞吐效果如圖6所示.由圖6可知,其他條件相同時,注入量越大,平均增油量越高,但增幅降低,并且平均換油率越低.在模擬條件下,建議平均注入量在350 t左右.不同注入速度條件下的CO2吞吐效果如圖7所示.由圖7可以看出,其他條件相同時,注入速度越高,CO2的利用率越高,平均增油量越高,建議平均注入速度在20～25 t/d.

圖6 不同注入量條件下CO2吞吐效果

圖7 不同注入速度條件下CO2吞吐效果

3 結果分析

3.1 油藏彈性能變化及影響因素

增加油藏彈性能是CO2吞吐提高采收率的一個主要機理.對壓力場動態(tài)變化進行分析表明:在CO2注入階段,近井筒及裂縫區(qū)域的壓力快速上升;在燜井階段,由于溶解擴散作用,模型壓力場逐漸均衡,模型各點壓力均有大幅度提高.

對模擬過程中組分場、氣相飽和度場與原油體積系數場等進行分析表明,油藏彈性能存在無效增加和有效增加2個方面:在近井筒和裂縫區(qū)域,沒有溶解于原油的CO2以氣相存在,其對油藏彈性能的貢獻基本是無效的;而進入基質深部,CO2溶解于原油,提高了原油的體積膨脹系數,其提高的油藏彈性能是有效的.隨著吞吐輪次的增加,CO2越來越難以進入基質深部而接觸更多的原油[14],越來越多的CO2積聚在井筒及裂縫附近,波及系數增幅降低,甚至不再增加,導致CO2利用率隨著吞吐輪次的增加逐漸降低(見圖8).

在實際油藏中,可以通過優(yōu)化壓裂裂縫參數和注采工程參數,使得注入的CO2接觸到更多的原油,從而提高原油采收率,比如優(yōu)化壓裂裂縫長度、減小壓裂裂縫間距、提高注入速度、增大燜井時間,甚至增大周期注入量等(見圖3-7).

圖8 不同吞吐輪次波及系數統(tǒng)計

3.2 溶解擴散作用

CO2溶解擴散作用使得CO2組分波及范圍大于氣相飽和度波及范圍,即部分CO2以油相的一個組分形式存在,并改善原油的物性,比如降低原油黏度和密度.燜井有利于CO2在原油中擴散溶解,增大波及體積,改善吞吐效果.實驗3,4,5第2輪次結束時的壓力分布如圖9所示.由圖9可知,燜井時間越大,則吞吐結束時壓力下降區(qū)域越大,說明由于CO2溶解擴散作用導致原油動用區(qū)域越大.

圖9 燜井時間對模型動用程度的影響

CO2波及系數隨燜井時間的變化關系如圖10所示.由圖10可以看出,盡管增大燜井時間能夠增大CO2波及體積,但隨時間延長,增幅變小,說明油藏的CO2吞吐存在最佳燜井時間,工區(qū)燜井時間大于40 d后,波及系數增幅減小.

圖10 CO2波及系數隨燜井時間變化情況

3.3 混相特征變化

目標工區(qū)CO2與原油間最小混相壓力僅為17.3MPa,在原始地層壓力下能夠實現混相.但是CO2吞吐是一個壓力周期交替變化,原油組分也逐漸變化的過程.從數值模擬結果可以看出:在吞吐第1輪次的注入和燜井階段,油藏壓力較高,地下油氣界面張力為0,CO2與原油間呈現混相狀態(tài);而在放噴生產井段,地層壓力快速下降,氣相出現且飽和度快速增大,油氣界面張力逐漸升高,且范圍逐漸擴大.隨著吞吐的進行,多輪次間混相狀態(tài)交互變化,同時隨著油藏虧空越來越嚴重,注入階段也逐漸過渡到非混相狀態(tài),且界面張力也越來越高,這也是吞吐效果變差的另一個主要原因.

從采出原油組分變化可以看出,第1輪次產出油中的C7-C13組分摩爾分數明顯提高,C19+組分摩爾分數有所降低,說明該輪次萃取汽化作用強烈(見圖11).隨著吞吐的進行,采出油中C7-C13組分摩爾分數逐步降低,但依然高于初始值,說明萃取汽化作用能力逐步減弱;同時C19+的摩爾分數也有所增大,這是由于隨著輕質組分采出,地下重質組分摩爾分數越來越大.這是CO2與原油間混相能力越來越差以及界面張力隨吞吐輪次增大而越來越高的原因之一.

圖11 不同開采階段的采出原油組分變化

4 結論

1)采用大型物理模擬和數值模擬相結合的方法,研究了致密油藏多級壓裂水平井的CO2吞吐機理和影響因素.模擬結果表明注入壓力越高、燜井時間越長、周期注入量和注入速度越大、裂縫間距越小,則CO2吞吐效果越好.

2)儲層彈性能分為無效增加和有效增加2個方面,隨著吞吐輪次增加,CO2越來越難以進入基質深部接觸更多的原油,增加的有效彈性能逐漸減少.

3)CO2吞吐多輪次間混相程度是交互變化的,但隨著吞吐輪次的增加,混相程度逐漸降低,直至完全呈現非混相狀態(tài).