玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

2021-12-26王晓光程宏杰张记刚廉桂辉

西南石油大学学报(自然科学版) 2021年5期

谭龙，王晓光，程宏杰，张记刚，廉桂辉

中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

引言

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，储集层岩性以砾岩为主，孔隙度为7.73%～11.81%，气测渗透率为0.25～5.48 mD，为特低孔特低渗致密砾岩油藏[1-5]。原油具有密度小、黏度低的特点。目前玛湖地区油藏采用“水平井+体积压裂”开发方式，油井投产初期地层压力快速下降，产量年递减率可达29.1%～40.5%，1/3 的油井达不到方案设计，目前建产模式采收率仅5%～10%，不能实现油田的经济有效开发[6]。因此，通过注气及时补充和保持地层能量，提高单井产量、采收率是效益建产和稳产的必然选择，是玛湖地区油气资源大规模有效动用的接替技术手段。

20 世纪60 年代，中国开始在玉门探索空气驱技术，拉开了中国注气提高采收率技术发展的大幕，由于机理认识欠缺，关键技术未能突破。20 世纪90 年代，随着大庆萨尔图第一个二氧化碳驱先导试验、喇嘛甸第一个烃类气体驱先导试验、华北雁翎第一个氮气重力驱先导试验的开展，在气驱技术上做了二次尝试，但关键核心技术配套性较差，未能跨入工业化试验。21 世纪后，气驱技术快速发展，基础理论、关键技术、工艺配套和矿场试验取得重大进展，二氧化碳驱提高采收率20%以上，烃类气体重力驱试验提高采收率25%以上，空气泡沫驱提高采收率10%以上。国内多个油田开展过注烃类气体矿场试验，积累了一定经验[7-9]。

玛湖凹陷多个井区均可实现烃类气体混相驱，注入烃类气体与地层原油相互融合并达到混相，在混相状态下气体与原油可达超低界面张力或者零张力，从而提高地层原油的流度，提高驱油效率，获得较高的采收率[5，10]。新疆油田在注烃类气体现场试验经验不足，需要开展基于水力压裂后的三维缝网模型，通过数值模拟方法对注入井型、注气速度设计、注气后油藏动用规律等进行研究，为现场试验提供依据[11-12]。

1 最小混相压力实验

对于注气开发，最重要的一个指标就是最小混相压力，能否实现混相驱对最终采收率具有重要的影响。细管实验是测定最小混相压力的常用方法，可以尽可能排除不利的流度比、黏性指进、重力分离、岩性非均质等因素带来的影响[13]。研究在地层温度条件下，在细长管内模拟多次接触混相，测定不同压力下驱油效率，最终确定烃类气体-地层油体系最小混相压力。用以与油藏压力对比，判断是否为混相驱。

按照玛湖地区地层温度74.8°C，选择6 个压力点：36，38，40，42，44 和46 MPa；实验细管采用细管径，内填石英砂，具体参数见表1；实验用油采用玛湖试验区已开发井原油，并按照气油比复配地层活油；注入气采用临近试验区处理站烃类气体，注入气组分及原油井流物见表2。

表2 玛湖地区典型地层流体及注入气组分Tab.2 Typical formation fluids and injected gas components in Mahu Area

实验过程中，将细管模型恒温至74.8°C，用甲苯和石油醚将细管模型清洗干净。以6.00 cm3/h 的速度恒速注入烃类气体驱替细管模型中的地层油。选择6 个压力点累积注入1.2 PV 的烃类气体后采收率，建立采收率-压力曲线（图1）。随着压力上升至41.71 MPa，驱油效率缓慢上升，确定试验区原油样品的烃类气体驱最小混相压力为41.71 MPa。目前，玛湖地区平均地层压力分布在33.00～53.00 MPa，注气试验井区为44.00 MPa，可以实现注烃类气体混相驱。

图1 细管实验烃类驱油效率与驱替压力关系曲线Fig.1 Relation curve of hydrocarbon gas displacement recovery degree and displacement pressure in thin tube experiment

2 水力压裂缝网模型

选取玛湖典型区块，根据玛湖地区储层特征及地质力学参数，基于水力压裂模拟方法，考虑裂缝扩展、压裂液滤失和应力干扰相互耦合的作用机制[14-15]，注气试验区最优井距受限于采油水平井压裂效果，井距不能过小，当井距小于裂缝长度时，会出现裂缝重叠，造成明显的井间干扰现象[16]，同时，将天然裂缝及人工描述参与模拟，优化裂缝展布形态[17-18]。建立注气试验区大井距（1 000 m）和小井距（600 m）两种三维压裂缝网模型（图2，图3），根据注气试验区压裂缝网模型统计，大井距模型杨氏模量越大区域，裂缝越发育；最大与最小主应力差值高区域，易形成长直压裂缝（图4，图5），气驱时易形成气窜通道，整体缝网模型平均缝网长轴173.90 m，最长846.90 m，短轴6.44 m。小井距缝网模型控制压裂规模，形成压裂缝较为均匀且较短，有利于扩大注气波及体积，平均缝网长轴89.70 m，最长121.50 m，短轴4.32 m。

图2 试验区大井距压裂缝网三维网格Fig.2 The three-dimensional mesh of the large well spacing fracture network in the test area

图3 试验区小井距压裂缝网三维网格Fig.3 The three-dimensional mesh of the small well spacing fracture network in the test area

图4 缝网和最大与最小主应力差值叠合图Fig.4 Overlay diagram of fracture network and maximum and minimum principal stress difference

图5 缝网和杨氏模量叠合图Fig.5 Stitch mesh and Young′s modulus diagram

3 烃类气体驱数值模拟研究

布井方式、注气速度选择是影响注气开发的重要因素，基于三维水力压裂缝网模型、利用Petrel-RE 软件开展组分模型油藏数值模拟研究，明确水力压裂缝网对气驱开发效果影响及油藏动用规律特征[19-20]。

3.1 组分模型状态方程

由于注烃类气体驱模型不能采用常规的黑油模型，烃类气体驱混相过程中每一个时间步都要进行闪蒸计算，同时，组分越多，模拟运行时间越长。本次研究利用eclipse 油藏数值模拟软件PVTi 模块拟合实验区原油样品的差异分离实验（DL）（图6）及等组分膨胀实验（CCE）（图7），通过调整状态方程参数，拟合实验结果，最终输出组分状态方程（EOS）用于组分模拟的EOS 和闪蒸计算。

图6 注气试验区组分差异分离实验拟合曲线Fig.6 Fitting curve of component expansion/difference separation experiment in gas injection test area

图7 注气试验区等组分膨胀实验拟合曲线Fig.7 Fitting curve of component expansion/difference separation experiment in gas injection test area

3.2 布井方式

试验区油层厚度平均24.8 m，考虑到注入气体的超覆作用，水平井注采交错部署井轨迹，通过油藏数值模拟生产井距顶面不同深度下的原油动用规律，结果表明，采油井部署井轨迹距顶2/3 厚位置，气体波及范围更大，驱替更为均匀，有效动用层内原油（图8）。

图8 生产井距顶面不同深度含油饱和度剖面对比图Fig.8 Comparison of oil saturation profiles at different depths at the top of the producing well spacing

目前国内外已开展的注气试验选择直井和水平井注气的都有，美国巴肯致密油田注气采用水平井注采模式，加拿大维本由油田采用直井注气+水平井采油[21]。在大井距压裂模型中同时部署水平井和直井注气，开展油藏数值模拟研究，对比两种注气方式气驱后油气运移规律，以指导现场试验，注气试验部署如图9。考虑到基于水力压裂三维缝网的组分数值模拟运算量巨大，开展针对试验区大井距北部井网和小井距数值模拟研究，进行方案对比及混相驱研究。

图9 注气试验区井网部署图Fig.9 Well pattern layout diagram of gas injection test area

3.3 注入速度

利用试验区大井距北部井网水力压裂模型、采用水平井面积井网、水平井单井日注气及3 口直井合计日注气（4.0、5.0、5.5、6.0、7.0）×104m3进行预测（图10），结果表明，日注气超过5.5×104m3后采出程度的增加幅度减小，且维持原始地层压力达到20 a，因而选择日注气量5.5×104m3为合理注气速度。

图10 不同注气量数值模拟预测结果对比Fig.10 Comparison of numerical simulation and prediction results of different gas injection volumes

以维持地层压力在混相压力之上为目标优化注气量，设计前10 a 日注气5.5×104m3，后10 a 日注气4.0×104m3。对比日注气量5.5×104m3方案，后期气油比得到控制，累产油及地层压力差距微小，可节约注气5 400×104m3，提高采出程度达到22.5%（图11）。

图11 优化注气量数值模拟预测结果对比Fig.11 Comparison of prediction results of optimized gas injection volume numerical simulation

3.4 烃类气体驱油藏动用规律

图12 为大井距油藏数值模拟注烃类气体驱地层压力预测图，可以看出，注气直井两翼的生产井压降较平缓，东西走向生产井可适当调整采油速度，以更充分的混相时间来保证采出程度，注气水平井两侧整体压降相对较快；由于试验区构造西北高、东南低，构造幅度为3.7°，注入气体向构造高部位运移，造成东侧及南部采油井压力大幅下降，注气受效不显著。

图12 注气试验区数值模拟地层压力预测结果Fig.12 The formation pressure prediction result of numerical simulation in gas injection test area

数值模拟饱和度场结果显示（图13），烃类气体会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替，优先动用该区域原油，造成注气波及范围不均匀，采用水平井注气即面临注采调控难度大的突出问题，而采用直井注气，易于根据现场实施情况及时调整，提高注气开发效果。

图13 注气试验区数值模拟含油饱和度预测结果Fig.13 The oil saturation prediction result of numerical simulation in gas injection test area

图14 为小井距模型预测15.0 a 原油黏度分布，可以看出，随着注气井GAS1、GAS2 井烃类气体的注入，沿驱替前沿原油黏度大幅降低，同时由于注入烃类气体与原油发生混相，通过蒸发气驱作用，注气5.0 a 后采油井储层改造体积范围内剩余原油黏度明显增大，注气9.0 a 后，原油黏度大于10 mPa·s。