裂缝型变质岩油藏注气驱机理及驱替效率实验研究

2015-07-05林仁义

油气藏评价与开发 2015年2期

林仁义，孙雷，梁宇，黄堃

（西南石油大学，四川成都 610500）

XLT油田厚层块状油藏为裂缝—基质双重介质变质岩油藏，地质构造复杂，具有较强非均质性，传统的注水开采过程中，注入水并没有很好地波及裂缝和基质原油，开采效率低下[1-2]，并且随着开采时间的增加，含水率上升，产量逐渐递减。矿场实验表明，注入天然气能有效提高原油产量，因为天然气具有扩散、降黏、膨胀及降低界面张力的作用。如果能确定注水注气过程中，基质与裂缝对采收率的贡献，并对结果进行比较，对XLT油田开发及同类油藏开发都将具有指导意义。因此，在室内开展了PVT实验、数值模拟及细管实验、长岩心驱替实验等[3]，并对注水注气驱替过程中，基质与裂缝分别对采收率的贡献进行了对比分析。

1 研究方法

综合运用多相流体渗流物理实验模拟方法及组分模型数值模拟研究方法，研究裂缝—基质双重介质油藏顶部气驱、底部水驱时，基质系统与裂缝系统的渗流关系、驱油效率及各系统对采收率的贡献。图1为长岩心夹持器。在长岩心驱替实验过程中，在初始的衰竭开采时，考虑到裂缝孔隙体积的收缩性远远大于基质，可近似认为衰竭驱替过程采出程度均为裂缝系统的贡献。由于裂缝内压差小，并且总的驱替时间相对较短，同时基质的渗透率相对于裂缝来说几乎可以忽略不计，这样我们就可以在注气注水驱替初期过程中，裂缝中原油可以全部驱出，再结合裂缝孔隙体积占比以及考虑体积系数的影响，就可以分别得到基质和裂缝对最终采收率的贡献。图2为长岩心驱替实验流程图。

图1 长岩心夹持器Fig.1 Long cores holder

图2 长岩心驱替实验流程图Fig.2 Long core displacement experiment flow

2 裂缝型变质岩油藏注天然气驱相态机理分析

2.1 地层原油注气膨胀实验

在注气过程中，原油的物性参数会随着不同天然气注入量而变化。随着注气量的增加，原油泡点压力增速较快，但膨胀系数、气油比和体积系数只是缓慢增加，同时原油黏度不断下降，说明注入原油与天然气的配伍性较好，注气之后能起到降黏增容的目的，原油注气量与黏度关系曲线如图3所示。

图3 注入气与原油黏度关系曲线Fig.3 Relation curve of injected gas and crude viscosity

2.2 天然气与地层原油混相研究

根据标准规定的最小混相压力测定方法得到注天然气的最小混相压力为45.27 MPa，如图4所示。而数值模拟过程中，通过一次接触混相得到的p-x相图，混相压力为43.12 MPa，通过多次接触混相得到的三角相图，混相压力为42.65 MPa。兴古7油藏目前的地层压力为25.6 MPa，远低于注天然气的最小混相压力，因此在目前地层压力25.6 MPa时，注天然气驱替过程是非混相驱[4-7]。

图4 天然气注入压力与采出程度关系曲线Fig.4 Relation curve of injection pressure and recovery efficiency

3 裂缝型变质岩注天然气、注水长岩心驱替实验

3.1 物性参数及实验内容

选总长为90.09 cm的短岩心组合起来用于长岩心实验，并在岩心之间加滤纸以降低末端效应。组合长岩心人工造缝后的总孔隙体积为7.90 cm3，人工造缝前的孔隙体积为3.96 cm3，占比为50.13%，由于岩心非常致密，这些体积可认为全部是基质孔隙体积。则裂缝孔隙体积为3.94 cm3，占比为49.87%（表1）。这样，通过岩心的组合，基质孔隙体积和裂缝孔隙体积均达到实验可测的精度要求，从而可实现基质到裂缝渗流的采收率贡献的实验测试。

表1 油藏物性参数Table 1 Reservoir Physical property parameter

实验内容包括：1）组合长岩心排序计算及组合长岩心储渗物性测试分析；2）长岩心注气与注水驱油实验对比研究，开展顶部注气、底部注水实验，得出不同注采方式下的基质、裂缝采收率。

3.2 实验结果分析

实验过程为先衰竭后驱替。三组实验分为两组气驱，一组水驱[8-11]。脉冲驱替过程为：目前地层压力25.6 MPa下，焖井一天，进行一次驱替，重复三次；提压至原始地层压力38.6 MPa，再做一次脉冲驱替后结束，脉冲水驱过程与脉冲气驱相似。连续驱替过程为：目前地层压力25.6 MPa下，焖井三天，进行一次驱替；提压至原始地层压力38.6 MPa，焖井一天，进行一次驱替，再焖井三天，进行一次驱替后结束。采收率的计算需考虑体积系数的影响，25.6 MPa时原油体积系数为1.595 4，38.6 MPa时原油体积系数为1.540 7。

1）顶部注天然气脉冲驱替。图5曲线上不同颜色的线段代表了脉冲驱替的不同阶段。本次实验最终的采收率为55.61%（含衰竭驱替部分），其中衰竭过程贡献的采收率为3.39%，裂缝贡献的采收率为49.87%，基质贡献的采收率为5.74%。

图5 注入倍数与采出程度关系曲线Fig.5 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

图6 注入倍数与气油比关系曲线Fig.6 Relation curve of injected PV and GOR

图6是注入倍数与气油比关系图，由图可以看出，每一次焖井后驱替，气油比都会大幅下降，说明焖井有利于原油开采，同时该图的波峰波谷的更替也很好地诠释了脉冲气驱过程。

2）顶部注天然气连续驱替。由图7可知，注天然气连续驱替最终采收率为52.91%（含衰竭部分）。本次实验最终采收率为52.91%，其中衰竭贡献的采收率为2.09%，裂缝贡献的采收率为49.87%，基质贡献的采收率为3.04%。

图8是注入倍数与气油比关系图，给出了连续气驱过程气油比变化，反映出焖井之后再驱替可以有效地提高原油采收率。

图7 注入倍数与采出程度关系曲线Fig.7 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

图8 注入倍数与气油比关系曲线Fig.8 Relation curve of injected PV and GOR

3）底部注水脉冲驱替。由图9可以知道，注地层水脉冲驱替最终采收率为51.51%。本次实验总的采收率为51.51%，其中衰竭贡献的采收率为2.41%，裂缝贡献的采收率为49.87%，基质贡献的采收率为1.64%。

图10是注入倍数与含水率关系曲线，水驱突破前，随着注入倍数的增加，含水率几乎没有变化，并且近似为零。水驱前沿突破之后含水率直线上升，并很快达到了100%。这是因为突破之后，水流已经在岩心中形成了一个稳定的水流通道，并且，虽然焖井过程水与基质原油发生交换，使得含水率稍有下降，但最终含水率趋于100%。

图9 注入倍数与采出程度关系曲线Fig.9 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

图10 注入倍数与含水率关系曲线Fig.10 Relation curve of injected PV and water ratio

4）总结分析。比较三组实验的最终采收率，脉冲气驱过程为55.61%，连续气驱为52.91%，底部水驱过程为51.51%。气驱过程明显要好于水驱，而脉冲气驱优于连续气驱。这是因为脉冲气驱过程中，基质中油与注入气在一天的时间内充分接触并渗吸出来，然后进行驱替，这种过程总共有六次。而连续气驱时，基质油与注入气接触后的渗吸过程只有两次，虽然每一次有三天的时间，但这并没有对采收率的提高产生更大的作用。

三种驱替方式中的裂缝贡献率应该是相同的，均为49.87%（含衰竭部分），并且均占到了每一组各自采收率的85%以上。基质的贡献率分别为5.74%、3.04%和1.64%，比较这三个数字可以看出，脉冲驱替过程的基质贡献率大于连续驱，连续气驱过程的基质贡献率又大于脉冲水驱，由此说明这几次的驱替过程，基质原油与天然气接触时的渗吸作用要强于水驱。