多层非均质储层CO2吞吐及埋存效率实验

2022-03-06王智林

复杂油气藏 2022年4期

顾骁，王智林

（中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏扬州 225009）

CO2吞吐是一种提高低渗透油田采收率的有效方法,其机理主要有降低原油黏度、使原油体积膨胀、萃取、溶解气驱以及酸化解堵等［1-2］。CO2吞吐不依赖于邻井的流体驱动,涉及油藏范围小,是提高单井开发效果的有效措施,具有投入少,周期短,见效快,适用性强的特点［3-5］。随着气源的不断发现和配套技术的发展,采用CO2吞吐改善多层非均质油藏的方法得到了不断推广,并具有良好的应用前景［6-7］。

前人针对CO2吞吐做了大量物理实验及数值模拟研究,周拓等［8］通过水平井分段压裂的CO2吞吐模拟实验研究认为注入压力是影响CO2吞吐效果的重要因素；王一平等［9］使用人造三维岩心模拟了超深层稠油直井CO2吞吐,发现CO2吞吐作用半径随吞吐周期的增加而增大；罗永成等［10］推导基于CO2扩散影响的致密油藏水平井产能预测的数值模型,研究发现采油指数与扩散系数呈正相关；许国晨等［11］通过现场CO2吞吐试验发现降黏剂筛选及优选合理的注入量是提高水平井CO2吞吐效果的关键,唐人选等［12］基于实际矿场CO2吞吐施工参数研究,认为换油率与注入量及焖井时间存在一个最优值。但近年来水平井吞吐研究多以优化吞吐参数为主,关于多层非均质储层中强非均质性对吞吐的影响［13-14］,以及对吞吐中埋存效果［15-16］的研究较少。本文主要对吞吐过程中非均质性的作用和因毛管力导致的滞留埋存进行研究,通过单管和三管并联长岩心CO2吞吐实验,研究渗透率和非均质性对吞吐效率、气油比和埋存率的影响,以对同类油藏的开发提供借鉴。

1 长岩心注CO2吞吐室内实验

为研究非均质油藏CO2吞吐的特征,建立非均质多管并联长岩心物理模型［17-18］,通过长岩心实验对CO2吞吐效果进行研究,明确非均质性对吞吐效率、气油比和埋存率的影响。

1.1 实验装置及材料

1.1.1 岩心

本次实验选用JS 油田Z43 井取样的实际岩心,根据实验所需,建立三组长岩心。

（1）低渗组长岩心:筛选渗透率在30×10-3μm2左右的岩心组成相对低渗的组合长岩心。计算得到长岩心的平均渗透率为33.17×10-3μm2,平均孔隙度为22.92%,岩心总孔隙体积为60.73 cm3,见表1。

表1 低渗组组合长岩心排序（渗透率30×10-3 μm2左右）

（2）中渗组长岩心：筛选渗透率在90×10-3μm2左右的岩心组成相对中渗的组合长岩心。计算得到长岩心的平均渗透率为89.53×10-3μm2,孔隙度为25.03%,岩心总孔隙体积为67.37cm3,见表2。

表2 中渗组组合长岩心排序（渗透率90×10-3 μm2左右）

（3）高渗组长岩心：筛选渗透率在195×10-3μm2左右的岩心组成相对高渗的组合长岩心。计算长岩心的算术平均渗透率为195.87×10-3μm2,孔隙度为39.04%,岩心总孔隙体积为103.43 cm3,见表3。

表3 高渗组组合长岩心排序（渗透率195×10-3 μm2左右）

1.1.2 流体

本次实验使用的油是采用JS 油田Z43 井取样的地面脱气油和溶解气,再按照原始气油比以及实际油藏温度压力,在配样器中重新复配的模拟油。地层温度62.5 ℃,地层压力14.8 MPa,气油比24 m3/m3,原油黏度（地层温度62.5 ℃下）57.23 mPa·s,地层水总矿化度37 936.86 mg/L,水型为NaHCO3,注入气采用由扬州华宝公司提供的工业纯度99.9%的CO2气体,其CO2含量达到99%。

1.1.3 实验装置

实验采用加拿大Hycal 长岩心驱替装置（见图1）,主要由注入泵系统、长岩心夹持器、回压调节器、压力表、控温系统、气液分离装置、气量计等组成,最高实验压力70 MPa,最高实验温度200 ℃。

图1 长岩心CO2吞吐实验装置

1.2 实验流程

（1）计算长岩心长度、总孔隙体积等数据,按计算的岩心排序方式在岩心夹持器中安装好长岩心,按设计连接管线及相关设备,用石油醚、酒精等清洗岩心,抽空后备用。

（2）在地层压力和温度下,用地层水饱和岩心,之后用脱气油驱替岩心,直到出口端不出水为止,建立束缚水饱和度并测定烃类孔隙体积。

（3）用配置好的模拟油驱替岩心,每隔一定时间在出口端记录油量和气量,计算生产气油比,驱替至出口气油比稳定。

（4）每间隔2 MPa详细记录产出的油量和气量、岩心始末端压力等数据,当采出端压力降至目前地层压力后停止衰竭驱替。

（5）以一定速度从长岩心采出端反向向岩心内注入CO2,注入量为实验设计的高渗管孔隙体积的0.05 PV,停止注气后焖井24 h。

（6）焖井后再次以每小时2 MPa的速度衰竭,详细记录产出的油量和气量、岩心始末端压力等数据,当采出端压力降至废弃压力（8.8 MPa）后,实验结束。

（7）三管并联长岩心CO2吞吐实验过程与单管实验大致相同,区别在于使用三组不同渗透率的岩心同时进行吞吐实验,采用合吞分吐的方法,注入量为三个单管实验的总注入量,分别计量采出端产出油量和气量,对比采收率及换油率。

2 结果与分析

2.1 单管及三管并联吞吐实验结果

本次实验完成三组单管长岩心以及一组三管长岩心实验,采出程度变化如图2所示。

图2 单管与三管长岩心吞吐采出程度

由图2 可见,前期衰竭阶段,采出程度逐渐增加。焖井一天后,开井生产,气体迅速突破,气油比迅速下降,三管岩心的采出程度都有所增加,表明焖井过程中,CO2能较好地溶于地层原油,降低了原油黏度,对提高采出程度有一定的作用；开井后气体迅速突破,气油比最终趋于0时,采出程度也不再增加,表明吞吐可持续时间较短,随着地层压力降低,地层弹性能量也消耗殆尽,无法继续提高采出程度。

吞吐效率从高到低依次为中渗管、高渗管和低渗管,三管组结果与单管组结果接近,且高低关系也一致,说明多层非均质油藏CO2吞吐并非渗透率越大越好,存在一个最优渗透率。过低的渗透率不利于CO2运移,而随着渗透率增加,可以使溶解在原油中的CO2量有所上升,提高采出程度；但过高的渗透率一方面会使吞入的气运移速度更快,产生气体超覆现象,减少与底层油的接触,降低波及面积,另一方面会使气体运移距离过长,返排时气体突破较早,开井后大多数CO2仍直接被排出,不能带出更多的油。

在实验中同时测定气油比变化,如图3所示。

图3 单管及三管长岩心吞吐气油比

由图3可见,衰竭阶段,气油比保持在原始气油比24 m3/m3左右,单管组焖井后再开井时,瞬时气油比迅速攀升,峰值可达7 700 m3/m3以上,气油比由高到低依次为低渗管、中渗管和高渗管,说明单管吞吐时,低渗管由于渗透率过低,注入气运移距离较短,主要聚集在注入端,造成气相段塞较短,减少了与原油的接触,只有少量CO2溶解于油中,大量注入气在开井后被直接排出,无法带出更多的油,导致瞬时气油比较高,而中渗透管和高渗管中溶解了较多的CO2,带出的油量更多,降低了气油比。

三管组情况与单管组不同,开井后瞬时气油比最高约1 400 m3/m3,远低于单管组,且气油比由高到低依次为高渗管、中渗管和低渗管。这主要是因为三管组吞吐中加强了非均质性,渗透率差异使得多数CO2进入到中渗和高渗管中,进入低渗管中的CO2相比单管组更少,溶解于油中的CO2相比单管组也更少,几乎未起到提高采出程度的效果。而进入中渗和高渗管中的CO2相比单管组更多,大量的CO2溶解于油中,更能起到提高采出程度的作用,开井后从出口端被排出的气减少,采出油量更多,瞬时气油比普遍低于单管组。

2.2 多层非均质性对驱油效率影响

将单管组和三管组最终采出程度进行对比,如图4所示。

图4 单管组与三管组驱油效率对比

由图4可见,自然衰竭采油阶段,三管组与单管组采出程度差距较小,均在1.5%左右,说明衰竭阶段采出程度随渗透率升高而增大,开采主要依靠自身弹性能量,各组实验采出程度均处于较低水平,因此单管组和三管组驱替效率相差不多。CO2吞吐阶段,三管组的中渗管和高渗管吞吐效率分别为6.58%和5.51%,较单管组吞吐效率提高了1.57%和2.14%,三管组的低渗管吞吐效率为1.52%,比单管组的吞吐效率下降了1.13%。说明由于并联导致的储层非均质性增强,使得气体运移变快,在相同时间内渗透率较高的中渗管和高渗管能吸收更多的CO2,产生更长的气相段塞,并联后吞吐产出更多的油,储层非均质性有利于提高采出程度。

单管组总体吞吐效率为12.1%,三管组总体吞吐效率为13.61%,同比上升1.5%,说明低渗孔道的影响起到了类似调剖的作用,让更多的CO2进入中渗管和高渗管中并溶解,使得另外两管的吞吐效率比单管组吞吐效率更高,低渗组的存在一定程度上对提高中渗透组和高渗组的采出程度作出了贡献。

2.3 多层非均质性对埋存效率影响

由于本次实验主要使用岩心模型,故不考虑构造埋存,认为CO2封存主要是在地层水和剩余油中的溶解埋存［19-20］,埋存率如图5所示。

图5 单管组与三管组埋存率对比

由图5可见,吞吐总体埋存率普遍偏低,单管实验中,中渗管埋存率最高,高渗管其次,低渗管最低,三管实验高低关系与单管实验相符,但低渗管和高渗管埋存率下降,而中渗管埋存率上升,三管组总体埋存率高于单管组总体埋存率。说明渗透率较低时,气体主要聚集在近井地带,波及范围小,较少的气溶解在油和地层水中,埋存量较少,导致了埋存率偏低,三管实验中加强了非均质性,导致气体更多地进入到渗透率较高的中渗管和高渗管中,低渗管中吞入的CO2量比单管实验中更少,埋存率随之降低；随着渗透率增加,更多的CO2溶解于油和水,埋存率逐渐提高,但渗透率过高会导致气体较早突破,即使三管并联中有更多的气进入高渗管,但开井后气体仍被直接排出,而不是溶解于油和水,导致埋存率降低。因此,多层非均质油藏CO2埋存存在一个最优渗透率,层间非均质性可以使油和水中溶解的CO2更多,埋存效率更高。