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(zhǔn)噶爾盆地西北緣，儲(chǔ)集層巖性以礫巖為主，孔隙度為7.73%～11.81%，氣測(cè)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(diǎn)。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(chǎn)初期地層壓力快速下降，產(chǎn)量年遞減率可達(dá)29.1%～40.5%，1/3 的油井達(dá)不到方案設(shè)計(jì)，目前建產(chǎn)模式采收率僅5%～10%，不能實(shí)現(xiàn)油田的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)[6]。因此，通過注氣及時(shí)補(bǔ)充和保持地層能量，提高單井產(chǎn)量、采收率是效益建產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的必然選擇，是瑪湖地區(qū)油氣資源大規(guī)模有效動(dòng)用的接替技術(shù)手段。

20 世紀(jì)60 年代，中國開始在玉門探索空氣驅(qū)技術(shù)，拉開了中國注氣提高采收率技術(shù)發(fā)展的大幕，由于機(jī)理認(rèn)識(shí)欠缺，關(guān)鍵技術(shù)未能突破。20 世紀(jì)90 年代，隨著大慶薩爾圖第一個(gè)二氧化碳驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)、喇嘛甸第一個(gè)烴類氣體驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)、華北雁翎第一個(gè)氮?dú)庵亓︱?qū)先導(dǎo)試驗(yàn)的開展，在氣驅(qū)技術(shù)上做了二次嘗試，但關(guān)鍵核心技術(shù)配套性較差，未能跨入工業(yè)化試驗(yàn)。21 世紀(jì)后，氣驅(qū)技術(shù)快速發(fā)展，基礎(chǔ)理論、關(guān)鍵技術(shù)、工藝配套和礦場(chǎng)試驗(yàn)取得重大進(jìn)展，二氧化碳驅(qū)提高采收率20%以上，烴類氣體重力驅(qū)試驗(yàn)提高采收率25%以上，空氣泡沫驅(qū)提高采收率10%以上。國內(nèi)多個(gè)油田開展過注烴類氣體礦場(chǎng)試驗(yàn)，積累了一定經(jīng)驗(yàn)[7-9]。

瑪湖凹陷多個(gè)井區(qū)均可實(shí)現(xiàn)烴類氣體混相驅(qū)，注入烴類氣體與地層原油相互融合并達(dá)到混相，在混相狀態(tài)下氣體與原油可達(dá)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(qū)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(chǎng)試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)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(duì)注入井型、注氣速度設(shè)計(jì)、注氣后油藏動(dòng)用規(guī)律等進(jìn)行研究，為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)提供依據(jù)[11-12]。

1 最小混相壓力實(shí)驗(yàn)

對(duì)于注氣開發(fā)，最重要的一個(gè)指標(biāo)就是最小混相壓力，能否實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)對(duì)最終采收率具有重要的影響。細(xì)管實(shí)驗(yàn)是測(cè)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(jìn)、重力分離、巖性非均質(zhì)等因素帶來的影響[13]。研究在地層溫度條件下，在細(xì)長(zhǎng)管內(nèi)模擬多次接觸混相，測(cè)定不同壓力下驅(qū)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(duì)比，判斷是否為混相驅(qū)。

按照瑪湖地區(qū)地層溫度74.8°C，選擇6 個(gè)壓力點(diǎn)：36，38，40，42，44 和46 MPa；實(shí)驗(yàn)細(xì)管采用細(xì)管徑，內(nèi)填石英砂，具體參數(shù)見表1；實(shí)驗(yàn)用油采用瑪湖試驗(yàn)區(qū)已開發(fā)井原油，并按照氣油比復(fù)配地層活油；注入氣采用臨近試驗(yàn)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(shí)驗(yàn)過程中，將細(xì)管模型恒溫至74.8°C，用甲苯和石油醚將細(xì)管模型清洗干凈。以6.00 cm3/h 的速度恒速注入烴類氣體驅(qū)替細(xì)管模型中的地層油。選擇6 個(gè)壓力點(diǎn)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(qū)油效率緩慢上升，確定試驗(yàn)區(qū)原油樣品的烴類氣體驅(qū)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(yàn)井區(qū)為44.00 MPa，可以實(shí)現(xiàn)注烴類氣體混相驅(qū)。

圖1 細(xì)管實(shí)驗(yàn)烴類驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力關(guān)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(chǔ)層特征及地質(zhì)力學(xué)參數(shù)，基于水力壓裂模擬方法，考慮裂縫擴(kuò)展、壓裂液濾失和應(yīng)力干擾相互耦合的作用機(jī)制[14-15]，注氣試驗(yàn)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(dāng)井距小于裂縫長(zhǎng)度時(shí)，會(huì)出現(xiàn)裂縫重疊，造成明顯的井間干擾現(xiàn)象[16]，同時(shí)，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(yàn)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(yàn)區(qū)壓裂縫網(wǎng)模型統(tǒng)計(jì)，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(yīng)力差值高區(qū)域，易形成長(zhǎng)直壓裂縫（圖4，圖5），氣驅(qū)時(shí)易形成氣竄通道，整體縫網(wǎng)模型平均縫網(wǎng)長(zhǎng)軸173.90 m，最長(zhǎng)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(kuò)大注氣波及體積，平均縫網(wǎng)長(zhǎng)軸89.70 m，最長(zhǎng)121.50 m，短軸4.32 m。

圖2 試驗(yàn)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(yàn)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(yīng)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(qū)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?cái)?shù)值模擬研究，明確水力壓裂縫網(wǎng)對(duì)氣驅(qū)開發(fā)效果影響及油藏動(dòng)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(qū)模型不能采用常規(guī)的黑油模型，烴類氣體驅(qū)混相過程中每一個(gè)時(shí)間步都要進(jìn)行閃蒸計(jì)算，同時(shí)，組分越多，模擬運(yùn)行時(shí)間越長(zhǎng)。本次研究利用eclipse 油藏?cái)?shù)值模擬軟件PVTi 模塊擬合實(shí)驗(yàn)區(qū)原油樣品的差異分離實(shí)驗(yàn)（DL）（圖6）及等組分膨脹實(shí)驗(yàn)（CCE）（圖7），通過調(diào)整狀態(tài)方程參數(shù)，擬合實(shí)驗(yàn)結(jié)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(jì)算。

圖6 注氣試驗(yàn)區(qū)組分差異分離實(shí)驗(yàn)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(yàn)區(qū)等組分膨脹實(shí)驗(yàn)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(yàn)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(cuò)部署井軌跡，通過油藏?cái)?shù)值模擬生產(chǎn)井距頂面不同深度下的原油動(dòng)用規(guī)律，結(jié)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(qū)替更為均勻，有效動(dòng)用層內(nèi)原油（圖8）。

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

目前國內(nèi)外已開展的注氣試驗(yàn)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(shí)部署水平井和直井注氣，開展油藏?cái)?shù)值模擬研究，對(duì)比兩種注氣方式氣驅(qū)后油氣運(yùn)移規(guī)律，以指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，注氣試驗(yàn)部署如圖9?？紤]到基于水力壓裂三維縫網(wǎng)的組分?jǐn)?shù)值模擬運(yùn)算量巨大，開展針對(duì)試驗(yàn)區(qū)大井距北部井網(wǎng)和小井距數(shù)值模擬研究，進(jìn)行方案對(duì)比及混相驅(qū)研究。

圖9 注氣試驗(yàn)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(yàn)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(jì)日注氣（4.0、5.0、5.5、6.0、7.0）×104m3進(jìn)行預(yù)測(cè)（圖10），結(jié)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(dá)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(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)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(biāo)優(yōu)化注氣量，設(shè)計(jì)前10 a 日注氣5.5×104m3，后10 a 日注氣4.0×104m3。對(duì)比日注氣量5.5×104m3方案，后期氣油比得到控制，累產(chǎn)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(dá)到22.5%（圖11）。

圖11 優(yōu)化注氣量數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比Fig.11 Comparison of prediction results of optimized gas injection volume numerical simulation

3.4 烴類氣體驅(qū)油藏動(dòng)用規(guī)律

圖12 為大井距油藏?cái)?shù)值模擬注烴類氣體驅(qū)地層壓力預(yù)測(cè)圖，可以看出，注氣直井兩翼的生產(chǎn)井壓降較平緩，東西走向生產(chǎn)井可適當(dāng)調(diào)整采油速度，以更充分的混相時(shí)間來保證采出程度，注氣水平井兩側(cè)整體壓降相對(duì)較快；由于試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造西北高、東南低，構(gòu)造幅度為3.7°，注入氣體向構(gòu)造高部位運(yùn)移，造成東側(cè)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(yàn)區(qū)數(shù)值模擬地層壓力預(yù)測(cè)結(jié)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(chǎng)結(jié)果顯示（圖13），烴類氣體會(huì)優(yōu)先沿著采油井壓后長(zhǎng)壓裂縫驅(qū)替，優(yōu)先動(dòng)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(diào)控難度大的突出問題，而采用直井注氣，易于根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況及時(shí)調(diào)整，提高注氣開發(fā)效果。

圖13 注氣試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬含油飽和度預(yù)測(cè)結(jié)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(yù)測(cè)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(qū)替前沿原油黏度大幅降低，同時(shí)由于注入烴類氣體與原油發(fā)生混相，通過蒸發(fā)氣驅(qū)作用，注氣5.0 a 后采油井儲(chǔ)層改造體積范圍內(nèi)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(jié)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(yàn)區(qū)為44.00 MPa，可以實(shí)現(xiàn)注烴類氣體混相驅(qū)。

（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(dá)到20 a，以維持混相為目標(biāo)優(yōu)化注氣量，設(shè)計(jì)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(yàn)區(qū)采收率可達(dá)22.5%。

（3）烴類氣體會(huì)優(yōu)先沿著采油井壓后長(zhǎng)壓裂縫驅(qū)替，優(yōu)先動(dòng)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(qū)替前沿原油黏度大幅降低，同時(shí)，由于注入烴類氣體與原油發(fā)生混相，通過蒸發(fā)氣驅(qū)作用，注氣5 a 后采油井SRV 范圍內(nèi)剩余原油黏度明顯增大。