基于干法压裂的CO2与致密储层置换规律的研究

陈祉娉 王长权 位予瑄 夏玉磊

(1.长江大学 石油工程学院,武汉430100;2.油气钻采湖北省重点实验室(长江大学),湖北 荆州434023;3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司,西安710018)

0 引言

早在20世纪80年代,北美就提出了CO2干法压裂技术并进行了现场应用。CO2干法压裂技术能够使产量增加3～5 倍,增产效率在50%以上[1-2]。近年来,国内也开始大量研究CO2干法压裂技术,且在吉林油田等进行了前置CO2压裂液和冻胶压裂液复合压裂工艺,获得成功[3-5]。

CO2干法压裂技术不仅具有改善储层渗流能力,还具有高返排、对储集层伤害小的优点[6-8]。由于CO2的流动性和扩散性强,在原油中的溶解度高[9-11],可有效降低原油黏度,提高原油的膨胀能力,从而有效置换油气以提高采收率[12-15]。虽然CO2干法压裂技术已日渐成熟,但少见对CO2干法压裂后裂缝中的CO2与储层流体之间的置换规律的研究。通过使用相同或不同物性致密岩心,开展不同焖井时间的CO2与基质原油置换实验,借助SEM、色谱实验技术以及CT扫描技术,明确CO2置换前后油藏岩心的孔隙形貌特征以及CO2与原油的置换效率。

1 实验研究

1.1 实验原理及标准

干法压裂后CO2进入裂缝,同时向基质孔隙中扩散并溶解于原油中,最终将原油从基质孔隙置换到裂缝中去。置换出的油气在降压返排过程中依靠膨胀作用产出,由于降压结束后在裂缝中仍然会存在置换出的原油,因此采用反驱的方式将剩余在裂缝中的置换原油采出,以计算置换效率。通过明确不同焖井时间的置换效率,找出CO2压裂后合理的焖井时间;对不同焖井时间下的油样进行气相色谱仪分析,对置换前后的岩心进行扫描电镜(SEM)实验(参考GB/T 16594—1996 微米级长度的扫描电镜测量方法)和CT 扫描实验(参考GB/T 29172—2012 岩心分析方法),分析CO2置换前后岩心孔隙形貌的变化规律。

1.2 准备阶段

岩心物性数据如表1所示,表中所述的岩心渗透率均小于0.1 mD,属于典型的致密岩石。

表1 实验岩心基础物性数据Table 1 Basic physical property data of experimental cores

实验水样取自鄂尔多斯盆地长7油藏的经过滤处理的水样。实验油样取自现场井口落地油样,在实验室用高温高压配样器进行油水分离所得。注入气样品为工业纯CO2气体。岩心样品为位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡西部的长7 岩石,该油藏储层物性差,非均质性强。

1.3 实验流程和实验步骤

CO2置换效率实验流程如图1所示。实验步骤如下:

图1 CO2 置换效率实验流程图Fig.1 Flow chart of CO2 replacement efficiency experiment

1)对选取的岩心进行饱和地层水和建立束缚水饱和度的预处理,通过称量前后的岩心质量计算束缚水饱和度;建立完毕,饱和地层原油备用。

2)取出岩心,人工劈缝处理模拟压裂过程。

3)将岩心先进行SEM 和CT 实验,然后装入岩心夹持器中,以较小流速进行CO2驱,驱出裂缝中的原油后关闭出口端;继续注入CO2,当入口压力达到地层压力后停止注入,关闭入口端阀门进行焖井。

4)焖井完毕后开井,返排流体后反注CO2,收集并记录采出的油和气,并对收集的油样和气样进行油气色谱分析,计算置换效率;实验结束将岩心取出,再次进行SEM 和CT 实验,分析置换前后孔隙结构变化规律。

2 实验结果及分析

2.1 焖井时间及渗透率对原油置换效率的影响

C7油藏储层CO2与原油置换规律实验主要选取3块不同渗透率岩心进行了CO2置换实验,实验结果如图2～图4所示。图2～图4表明,降压返排的变化规律为逐渐增长,后期变化比较小,注气反驱的影响较小。降压反排是置换过程中最主要的方式。当焖井时间为6 h,12 h,24 h,48 h时,C7-2岩石的采出程度分别为16.77%,17.80%,18.76%,19.01%;C7-4 岩石的采出程度分别为15.55%,16.85%,17.97%,18.21%;C7-6岩石的采出程度分别为14.09%,15.38%,16.21%,16.39%。焖井时间为24 h时采出程度的增幅达到最大,置换效果最好。图5所示为C7油藏储层不同渗透率岩心在不同焖井时间下的采出程度。

图2 C7-2随焖井时间的置换效率Fig.2 C7-2 Displacement efficiency with soak time

图3 C7-4随焖井时间的置换效率Fig.3 C7-4 Displacement efficiency with soak time

图4 C7-6随焖井时间的置换效率Fig.4 C7-6 Displacement efficiency with soak time

图5 C7-2,C7-4,C7-6号岩心不同焖井时间下的采出程度Fig.5 Recovery degree of No.C7-2,C7-4 and C7-6 cores under different soaking time

从图5结果中可以看出:

1)岩心渗透率相同时,CO2干法压裂后裂缝中的CO2与原油的置换效率随焖井时间的增加而增加,以C7-2为例,焖井时间为6～12 h,置换效率增幅为1.03%,12～24 h置换效率增幅为0.96%,增幅逐渐变小,当焖井时间达到24 h 后增幅为0.25%,达到最小值,说明CO2与原油的置换效率存在最佳焖井时间,3种渗透率岩心中均表现出实验室最佳焖井时间为24 h。

2)岩心渗透率不同时,渗透率越大的岩心,CO2干法压裂后裂缝中CO2与原油的置换效率越大,主要因为渗透率越大,孔隙连通性越好,CO2的扩散作用越强,CO2与基质原油的接触量越大,溶解膨胀能力越强,从而置换效果越显著。

2.2 焖井时间对CO2 置换原油组分的影响

由于焖井时间及不同渗透率岩石的置换效率不同,导致产出油的组分差异有很大差别。开展置换实验时需先进行油驱水,建立束缚水后进行劈缝处理,劈缝后无法再饱和活油,而采用死油进行置换实验,因此,进行置换后产出的气体中无甲烷含量;CO2置换后轻质烃含量减少,抽提出原油中的一些轻质组分,导致原油的黏度增大,重质烃含量增加,进行色谱分析时无法直接用色谱专用注射器抽取原油,因此,进行油样色谱分析时先用正己烷进行稀释,故实验结果处理时将轻烃组分全部去掉,只保留C8及以上组分进行分析。不同焖井时间下CO2置换出的原油组成结果如图6所示。从图6中可以看出,焖井时间越长,置换出重质组分比例越大。与焖井6 h相比,焖井12 h后,置换出的原油中C13～C32之间的重质烃组分含量增大;当焖井时间为24 h 后,置换出的原油中C18～C34之间的重质烃组分含量增大。说明焖井时间越长,置换出的重质烃含量越高,CO2在原油中的溶解越充分,因此置换效果也越好。

图6 不同焖井时间下CO2 置换原油后置换产出油的组成变化图Fig.6 Composition changes of oil produced after CO2 replacement of crude oil under different soaking time

2.3 CO2 置换前后岩心孔隙形貌对比(SEM 实验)

由前述可知,不同焖井时间下置换出的原油及其组分都有所不同,置换前后岩心的孔隙形貌有所差异,且由于岩心多孔介质中往往都存在原生水,当进行CO2压裂时,CO2在裂缝中与孔隙中的水反应生成弱酸性的碳酸氢根,并进一步与孔隙岩石成分发生反应,使得孔隙形貌发生变化。为了明确CO2压裂后裂缝中CO2与孔隙中油气置换过程中岩心孔隙形貌变化情况,通过开展扫描电镜(SEM)实验,分析CO2置换前后岩心孔隙形貌的变化规律,如图7所示。

图7 C7-2油层岩心CO2 置换原油前后的孔隙形貌分析结果(×3 000)Fig.7 Analysis results of pore morphology before and after CO2 replacement of crude oil in C7-2 reservoir core(×3 000)

从图7可以看出:

1)CO2置换前,岩石颗粒表面比较干净,颗粒轮廓清晰,孔隙清晰,孔隙内杂基含量少,且杂基不具有蚀变现象。

2)随着CO2置换反应时间的增长,岩心颗粒表面受CO2与地层水形成的碳酸水的蚀变作用更加严重,孔隙变大,孔隙上及孔隙中都存在很多的新生成矿物。

3)随着置换时间的推移,岩石孔隙的渗透率不断增加,对应CO2的置换效率也随之增长。

2.4 CO2 置换前后孔隙流体分布变化

CT 图像中灰白色图像代表岩石,颜色越浅,岩石密度越大;黑色图像代表裂缝和孔隙。CO2置换前后CT 扫描结果如图8 所示。该扫描图比例为(2 024×13.257)μm,岩心总直径为25 mm。在CT扫描后的岩心中选取3 mm 见方的进行孔隙结构分析,CO2置换前后孔隙网络模型分别如图9所示,对图9的孔隙结构分布进行计算,结果如图10所示。

图8 CO2 置换前后岩心截面CT 扫描图Fig.8 Core cross section CT scan before and after CO2 replacement

图9 置换前后距裂缝不同部位构建的孔隙网络模型对比图Fig.9 Comparison diagram of pore net work models constructed at different parts of the fracture before and after replacement

图10 置换前后距裂缝不同部位孔隙结构特征变化对比图Fig.10 Comparison of changes in pore structure characteristics at different parts of the fracture before and after replacement

从置换结果可以看出:

1)距裂缝不同位置处,CO2置换后对基质孔隙结构的影响主要表现为10μm 以下孔喉分布频率均有所下降,大于10μm 的孔喉分布频率均有所上升,说明原油置换过程中CO2与地层水溶解形成的碳酸可有效溶蚀岩石,导致孔隙中大孔道的孔隙体积增大,提高了流体流动能力;距裂缝越远,孔喉分布频率变化越小,说明CO2从裂缝向基质扩散、溶解过程中对近裂缝区域的影响更大,而距裂缝较远处的区域CO2主要以溶解膨胀原油为主,进入量少,溶蚀效果差。因此,在返排过程中,近裂缝区域提供了更大的流动通道,为CO2置换原油提供了返排通道。

2)距离裂缝越远,溶解CO2后的原油在降压返排过程中原油膨胀并不断向裂缝中运移,当压力达到饱和压力后,原油脱气,由于气液相流速存在差异,使得距裂缝越远的流体向裂缝中流动的作用距离越长,部分原油存留在近裂缝区域,导致距裂缝适中区域中存留的CO2较多。从孔隙网络模型中看出,距裂缝适中距离的CT可见孔隙增多,距裂缝较近或较远的CT可见孔隙数量少,孔隙度增大不多。

3 结论

1)CO2干法压裂后裂缝中CO2与原油置换效率随焖井时间增加而增大,最佳焖井时间为24 h,该焖井时间条件下的一次置换效率达到16.21%以上。

2)渗透率越大,CO2干法压裂后裂缝中CO2与原油置换效率越大,在最佳焖井时间24 h条件下,置换效率为18.76%以上。

3)CO2置换效果与裂缝中CO2的作用半径有关。与裂缝作用半径越近,CO2驱动原油导致CO2饱和度增大;与裂缝作用半径越远,CO2扩散效果差,导致与原油接触溶解量少。只有在作用半径适中时CO2置换效率最好。