致密油藏多级压裂水平井CO2吞吐机理

何应付,赵淑霞,刘学伟

(1.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083;2.中国科学院渗流流体力学研究所,河北 廊坊 065007)

0 引言

利用长井段水平井多级压裂技术,解决了致密油藏开发的单井初产问题.但受致密油藏储层条件的影响,水平井多级压裂技术衰竭开发采收率较低,如鄂南红河油田衰竭开发采收率低于9%,巴肯油田采收率低于15%[1].

CO2吞吐具有投资少、见效快、适应范围广等优点,作为常用的提高采收率技术,已经被广泛应用于稠油、复杂断块、低渗透、缝洞型碳酸盐岩等多种类型油藏[2-9].国内外众多学者也对其提高采收率机理开展了大量的研究.Monger等[10]指出,CO2吞吐需要一个合理的焖井时间,以获得最大的采收率;Zhang等[11]分析了CO2吞吐过程中地下流体的相态变化,并利用驱替实验装置研究了CO2吞吐的影响因素,指出CO2在吞吐过程中存在原油膨胀、降黏等机理;Abedini等[12]分析了混相和非混相条件下的CO2吞吐特征,研究了CO2萃取轻质组分的过程;Iraji等[13]研究了中孔、低渗油藏裂缝条件下稠油的CO2吞吐机理;刘建仪等[14]利用可视化实验装置研究了CO2吞吐的微观机理.

尽管如此,针对致密油藏注CO2吞吐机理,特别是多级压裂水平井条件下的吞吐机理研究还不多见.本文以鄂南红河油田为研究对象,采用物理模拟技术与数值模拟方法,研究多级压裂水平井CO2吞吐机理,分析CO2吞吐过程中的渗流场变化特征,为致密油藏CO2吞吐矿场设计提供理论指导.

1 三维物理模拟实验

1.1 实验装置及方法

本文采用三维模型开展CO2吞吐研究,模型厚度为2.7 cm.按照流线分布特点,模型内共部署32个测压点,在每个测压点上装配高精度的传感器来测量各个点位的压力.模型中部署一口具有2条压裂裂缝的水平井(见图1).

图1 三维物理模型示意

为了能够反映油藏实际,本次模拟采用露头岩样开展研究,与模拟油区的岩样相比,其孔渗、微观孔隙结构、非线性渗流特征和黏土质量分数均相近,有较好的代表性.裂缝制作过程中,按照相似性原则,进行裂缝切割并采用石英砂充填.实验用油采用鄂南红河原油与自配天然气按照体积1.0∶40.8配制,密度为0.79 g/cm3,原油黏度为2.9 mPa.s.模拟地层温度为60℃,初始压力18 MPa.

实验时,首先将露头岩样切割为模型尺寸,并饱和水,将其放入到模型夹持器中;其次进行油驱水实验,模拟原始地下油藏状态下的油-水分布;最后模拟分段压裂水平井弹性开采状况,进行CO2吞吐实验的模拟.

1.2 实验设计

利用上述装置和方法,共设计11组实验,分别开展注入压力、焖井时间、压裂裂缝间距和压裂裂缝长度的影响研究.具体结果如表1所示.

表1 物理模拟实验参数

1.3 实验结果

不同注入压力条件下(实验1,2)的CO2吞吐效果如图2所示.由图2可知,高注入压力下单轮次采收率和最终采收率都明显高于注入压力较低的实验情况.原因可能是,较高的注入压力使得CO2注入速度和总注入量均较大,较高的注入速度易形成指进现象,使得CO2进入模型深部,而注入更多的CO2能够使原油具有更高的膨胀能,以及更低的黏度.

不同焖井时间条件下(实验3,4,5)的CO2吞吐效果如图3所示.由图3可以看出,前2个吞吐轮次,随着焖井时间的增加,周期采油量是增加的,第3个轮次出现异常.采出程度随焖井时间的增加而增加,说明焖井时间对CO2吞吐具有重要的影响.

不同压裂裂缝间距条件下(实验6,7,8)的CO2吞吐效果如图4所示.由图4可知,压裂裂缝间距对衰竭采收率和吞吐周期采收率都有明显的影响,压裂裂缝间距越大则开发效果越差,CO2越难以进入油藏深部.

图2 不同注入压力条件下CO2吞吐效果

图3 不同焖井时间条件下CO2吞吐效果

图4 不同压裂裂缝间距条件下CO2吞吐效果

不同压裂裂缝长度条件(实验9,10,11)的CO2吞吐效果如图5所示.

图5 不同压裂裂缝长度条件下CO2吞吐效果

由图5可以看出,压裂裂缝越长,衰竭开采和CO2吞吐周期采收率也越大.这是由于,压裂裂缝越长,CO2越容易进入油藏深部接触更多的原油,进而有效发挥CO2使原油体积膨胀、降低黏度和萃取汽化的作用.

2 数值模拟研究

根据鄂南红河油田实际,采用典型模型进一步开展研究,模型基质渗透率为0.25X10-3μm2,孔隙度10%,裂缝密度0.1条/m,有效厚度16 m,初始含油饱和度40%.原油组分及相关热力学参数由PVTi软件相态拟合得到.模型网格尺寸为10 mX10 mX4 m,总网格数为41X33X4,压裂裂缝采用局部网格加密描述,加密网格为1X7X1.计算时采用多段井模型模拟井筒内流动,同时考虑扩散的影响.

不同注入量条件下的CO2吞吐效果如图6所示.由图6可知,其他条件相同时,注入量越大,平均增油量越高,但增幅降低,并且平均换油率越低.在模拟条件下,建议平均注入量在350 t左右.不同注入速度条件下的CO2吞吐效果如图7所示.由图7可以看出,其他条件相同时,注入速度越高,CO2的利用率越高,平均增油量越高,建议平均注入速度在20～25 t/d.

图6 不同注入量条件下CO2吞吐效果

图7 不同注入速度条件下CO2吞吐效果

3 结果分析

3.1 油藏弹性能变化及影响因素

增加油藏弹性能是CO2吞吐提高采收率的一个主要机理.对压力场动态变化进行分析表明:在CO2注入阶段,近井筒及裂缝区域的压力快速上升;在焖井阶段,由于溶解扩散作用,模型压力场逐渐均衡,模型各点压力均有大幅度提高.

对模拟过程中组分场、气相饱和度场与原油体积系数场等进行分析表明,油藏弹性能存在无效增加和有效增加2个方面:在近井筒和裂缝区域,没有溶解于原油的CO2以气相存在,其对油藏弹性能的贡献基本是无效的;而进入基质深部,CO2溶解于原油,提高了原油的体积膨胀系数,其提高的油藏弹性能是有效的.随着吞吐轮次的增加,CO2越来越难以进入基质深部而接触更多的原油[14],越来越多的CO2积聚在井筒及裂缝附近,波及系数增幅降低,甚至不再增加,导致CO2利用率随着吞吐轮次的增加逐渐降低(见图8).

在实际油藏中,可以通过优化压裂裂缝参数和注采工程参数,使得注入的CO2接触到更多的原油,从而提高原油采收率,比如优化压裂裂缝长度、减小压裂裂缝间距、提高注入速度、增大焖井时间,甚至增大周期注入量等(见图3-7).

图8 不同吞吐轮次波及系数统计

3.2 溶解扩散作用

CO2溶解扩散作用使得CO2组分波及范围大于气相饱和度波及范围,即部分CO2以油相的一个组分形式存在,并改善原油的物性,比如降低原油黏度和密度.焖井有利于CO2在原油中扩散溶解,增大波及体积,改善吞吐效果.实验3,4,5第2轮次结束时的压力分布如图9所示.由图9可知,焖井时间越大,则吞吐结束时压力下降区域越大,说明由于CO2溶解扩散作用导致原油动用区域越大.

图9 焖井时间对模型动用程度的影响

CO2波及系数随焖井时间的变化关系如图10所示.由图10可以看出,尽管增大焖井时间能够增大CO2波及体积,但随时间延长,增幅变小,说明油藏的CO2吞吐存在最佳焖井时间,工区焖井时间大于40 d后,波及系数增幅减小.

图10 CO2波及系数随焖井时间变化情况

3.3 混相特征变化

目标工区CO2与原油间最小混相压力仅为17.3MPa,在原始地层压力下能够实现混相.但是CO2吞吐是一个压力周期交替变化,原油组分也逐渐变化的过程.从数值模拟结果可以看出:在吞吐第1轮次的注入和焖井阶段,油藏压力较高,地下油气界面张力为0,CO2与原油间呈现混相状态;而在放喷生产井段,地层压力快速下降,气相出现且饱和度快速增大,油气界面张力逐渐升高,且范围逐渐扩大.随着吞吐的进行,多轮次间混相状态交互变化,同时随着油藏亏空越来越严重,注入阶段也逐渐过渡到非混相状态,且界面张力也越来越高,这也是吞吐效果变差的另一个主要原因.

从采出原油组分变化可以看出,第1轮次产出油中的C7-C13组分摩尔分数明显提高,C19+组分摩尔分数有所降低,说明该轮次萃取汽化作用强烈(见图11).随着吞吐的进行,采出油中C7-C13组分摩尔分数逐步降低,但依然高于初始值,说明萃取汽化作用能力逐步减弱;同时C19+的摩尔分数也有所增大,这是由于随着轻质组分采出,地下重质组分摩尔分数越来越大.这是CO2与原油间混相能力越来越差以及界面张力随吞吐轮次增大而越来越高的原因之一.

图11 不同开采阶段的采出原油组分变化

4 结论

1)采用大型物理模拟和数值模拟相结合的方法,研究了致密油藏多级压裂水平井的CO2吞吐机理和影响因素.模拟结果表明注入压力越高、焖井时间越长、周期注入量和注入速度越大、裂缝间距越小,则CO2吞吐效果越好.

2)储层弹性能分为无效增加和有效增加2个方面,随着吞吐轮次增加,CO2越来越难以进入基质深部接触更多的原油,增加的有效弹性能逐渐减少.

3)CO2吞吐多轮次间混相程度是交互变化的,但随着吞吐轮次的增加,混相程度逐渐降低,直至完全呈现非混相状态.