低渗透油田空气泡沫驱动态监测技术应用

2022-06-06刘平刘春斌李栋孟令为张晶宇马宗杰

测井技术 2022年2期

刘平,刘春斌,李栋,孟令为,张晶宇,马宗杰

(1.中国石油集团测井有限公司长庆分公司,陕西西安710201;2.中国石油集团测井有限公司地质研究院,陕西西安710061;3.中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川750000)

0 引言

低渗透油田多表现为储层物性差、地层压力低、非均质等特点[1-3],开发方式以注水开发为主[4-5],常面临“注不进”和油井含水率迅速上升等问题,产量递减导致采收率偏低,对开发中后期调整造成阻碍[6-7]。空气泡沫驱作为近年来应用较广的三次采油技术,成为低渗透油藏有效开发、高含水油藏提高采收率的有效技术之一[8],其同时具备气驱和泡沫驱的双重优点,可边调边驱,扩大波及体积,提高驱油效率。目前长庆、辽河、大庆、中原、延长等油田均已开展了空气泡沫驱的先导性试验研究,在提高采收率上取得了一定效果[9-10],但在认识注入剖面形态、评价驱油效果方面缺少直观评价的手段,急需掌握动态的监测资料。本文根据长庆油田某区块的试验情况,基于现有动态监测技术情况,对比优选八参数注入剖面测井、气相示踪剂井间监测、地面微地震气驱前缘这3种监测手段,结合应用实例进行效果分析评价。

1 八参数注入剖面测井技术

1.1 测试原理

泡沫液是不溶性空气(一般为减氧空气)进入到低表面张力的液体中、并被液体隔离所造成的气体分散在液体中的一种不稳定体系。在注入井中,空气与泡沫液在温度和压力的作用下呈现复杂状态,注水井常用的五参数同位素示踪吸水剖面测井序列无法准确反应注入状况[11-12]。八参数注入剖面测井使用生产测井组合仪,采集自然伽马、磁定位、温度、压力、密度、持水率、持气率、涡轮流量这8个参数。密度、持水率、持气率可以反应空气泡沫液的相态、流型;涡轮流量可根据流体流速和产(注入)量的正比关系通过涡轮转速计算注入流量,结合管柱常数、温度、压力等数据综合解释,可以有效计算各小层的吸气和吸水(泡沫)量,评价剖面注入情况,为调整注入参数提供依据。需要注意的是,密度、持水率、持气率、涡轮流量参数需要接触测试,并受油管管柱内径限制,所以八参数注入剖面测井只能在套管中进行测试。同时,由于空气泡沫驱气液混注时间不同,测试时机较为重要。一般在气液混注阶段进行测试,这可以更全面评价混合2种介质的注入效果。

1.2 解释方法

八参数注入剖面测井资料解释与生产测井产气剖面解释方法类似,主要基于气液两相流解释模型,通过定性和定量相结合进行综合评价。首先根据密度、持水率、持气率等曲线变化特征确定气液界面,定性判断主要注气层位,再在各射孔层上下划分处理段,运用电缆速度与涡轮转速交会出视流体速度,结合多相流动模拟实验图版及管柱尺寸计算出各射孔井段的空气、泡沫液注入量,最终提供混相驱的注入剖面。

1.3 应用实例

L1井为连续注入泡沫井,间歇开启注气,折算到井下压力温度条件下,24 h连续注入泡沫液量10 m3/d,累计8 h注入空气30 m3/d。由于注气受承压设备性能限制,考虑到注入效率,最佳测试时机为空气注入接近极限压力时,此时能真实反应井下最高效注入剖面的情况。测井施工当天6:00至10:00注入空气,17:00开始二次注入空气,19:00进行空气、泡沫混注状态测试八参数组合测井,测井解释成果图见图1。

由计算成果(见表1)和测井解释成果(见图1)分析可知:①喇叭口位置上下混相密度分别为0.764、0.777 g/m3,在注入层位附近混相密度在0.960～1.129 g/m3,结合持气率、持水率判断,井下流型从上到下由环雾流向泡状流变化,且1 670.00～1 724.85 m层段显示为段塞状流型过渡型特点,1 724.85～1 735.00 m层段显示为泡状流型特征;②压力曲线数值从井口的16.70 MPa逐渐增大到1 724.00 m层段处的27.05 MPa,流温曲线数值从井口的22.00 ℃逐渐增大到1 724.00 m层段处的49.84 ℃,流温曲线在1 726.00 m出现拐点,幅度变化明显;③所有涡轮流量曲线、流体密度曲线、持气率曲线均在1 724.85 m层段处出现明显幅度变化,流体密度增加(由0.409 g/cm3增加至0.961 g/cm3),持气率减小(由0.823减小至0.320),多参数曲线发生明显变化的深度恰好位于第1个射孔段(1 721.00～1 726.00 m)中下部,表明该位置以下液相增加、气相减小,且该位置以上为空气、泡沫混注时气体主要的注入层位,其对应射孔段为1 721.00～1 724.00 m;④在第2个射孔段(1 730.00～1 735.00 m)底部,温度曲线也存在异常幅度,部分涡轮流量曲线在该射孔段内也存在幅度变化,表明该层存在一定量混相流体注入量。本次用于计算的流体视速度都是在流体流动平稳的位置通过涡轮转速曲线交会得到,但本井由于泡沫流体的复杂性,而且涡轮流量受启动流量影响,无法在射孔段内交会出稳定的视速度,目的层注入剖面无法进一步精细划分。

表1 L1井注入剖面测井解释成果表(空气、泡沫混注)

2 气相示踪剂井间监测技术

2.1 测试原理

泡沫是以液体为连续相、气体为分散相的多孔介质,泡沫进入地层后,在低渗透层中会很快消失,形成气驱和水驱。气相示踪剂就是利用这一特性对驱替效果进行评价,即以一个井组为监测对象,通过向注入井中注入惰性气体示踪剂,对注气井周围有对应关系的采油井进行产出气取样化验分析,根据示踪剂的浓度得出产出曲线,结合油藏动、静态资料,通过拟合计算确定空气泡沫驱的速度和方向、注入气波及参数和储层的非均质性等情况[13-14]。由于空气泡沫驱属于混相驱,除注入、取样、化验、计算等过程区别于单一介质外,气相示踪剂必须符合井间示踪剂监测施工要求,一般选用背景浓度低、地层吸附量少、弥散系数小、稳定性好、与地层流体配伍、安全易检出的气体,通常选用化学示踪剂,气体多用六氟化硫和全氟环烷烃[15-17]。

2.2 解释方法

示踪剂解释根据示踪剂测试取得的突破时间、峰值等数据,绘制示踪剂浓度曲线,结合地层参数进行拟合,得到渗透率、波及系数及流线分布等参数,进一步判断井间油水流动状态[18]。一般步骤为产出曲线与拟合曲线对比、注入气流线分析、井间优渗通道参数计算、非均质性评价等。

(1)产出曲线与拟合曲线对比。在拟合产出浓度的过程中应用优化方法,利用计算浓度与实测浓度差的平方和作为目标函数,当目标函数最小时,得到的地层参数即认为是符合实际地层情况的参数分布。

(2)注入气流线分析。解释评价中通常用流线方向代表油藏储层流体流动方向,只要有流动就会有流线。实际应用中,可用流线疏密程度与分布对气驱方向和动态进行定性的分析和预测。一般流线示意图可作为直观判断井间连通性的依据,井间缺少流线连接的层位不会产出示踪剂,也就不会存在优渗通道。但如果井组能够监测到优渗通道,则两井之间必定存在流线。

(3)井间优渗通道参数计算。优渗通道参数包括通道厚度、渗透率、吼道半径及波及体积等参数。主要利用示踪剂监测数据,结合井组动静态资料及取心结果计算得到井间主流优渗通道的等效厚度、等效渗透率等参数。

(4)非均质性评价。井间储层示踪剂产出通道非均质性主要通过渗透率级差与突进系数进行评价。渗透率级差为层中最大渗透率与最小渗透率的比值,级差越大,表示渗透率的非均质性越强,反之则非均质性越弱。级差小于2为均匀型、2～6为较均匀型、大于6为不均匀型。渗透率突进系数为优渗通道的渗透率和井间对应层平均渗透率的比值,该数值越大表示非均质性越强,一般认为突进系数小于2为均匀型、2～3为较均匀型、大于3为不均匀型。

示踪剂一般会先随注入气沿优渗通道或大孔道进入生产井,产出曲线会逐渐出现峰值,同时由于储层参数的展布和注采动态不同,曲线的形状也会有所不同。在注入气没有外窜的情况下,油层越均质,注气利用率越高,见到示踪剂的时间越晚。短时间内见到示踪剂,说明注入气沿优渗通道窜流,储层非均质性强,开发效果差。需要注意的是,气体示踪剂在油藏多孔介质中流动的机理不同于水相的对流和弥散作用,不可避免存在分子扩散的影响。在混相驱中,前人通过建立混相驱气体示踪剂流管模型和井网突破方程,改进了示踪剂产出浓度剖面的非线性最优解释方法,同时通过建立渗透率变异系数进行储层参数计算的方法,得到了良好的验证结果[19-21]。但对于孔喉半径、气窜通道厚度、条带厚度比例系数、气窜通道类型(裂缝、大孔道、高渗透条带、高渗透层)的精细解释还需要进一步研究。

2.3 应用实例

注气井L2井组于2021年8月5日通过专用注气设备注入20.0 kg六氟化硫示踪剂,随后连续3个月在对应的8口监测井中使用专用取样袋取样,期间监测井套管气停止放空。截止2021年11月5日,累计取样451次,共3口井(W1、W2和W3井)见到示踪剂。

通过监测分析,得到L2井组产出示踪剂的突破时间及推进速度(见表2),由表2可以发现,L2井组中,见剂的W1、W2、W3井与L2注剂井存在优渗通道,未见剂的5口井连通性可能较差,也可能受注采压力、气窜等影响未有效波及;见剂井的推进速度为10.92～21.10 m/d,推进速度差异较大,其中向W2井方向推进速度最快,优势突进方向呈现西北、东偏南。

根据优渗通道渗透率、厚度参数、优渗等效厚度及渗透率等参数,可以计算出波及体积与面积(见表2)。3口井对应优渗通道波及面积与体积差异不大。利用示踪剂解释软件,通过地质建模,对见剂组进行分析,并与示踪剂产出曲线进行拟合,可以发现实测曲线与拟合曲线基本吻合(见图2～图4),说明监测结果经解释软件处理,提供的参数能够反应地层的实际情况。拟合同时得出了优渗层参数,优渗层整体渗透率远高于原始地层水平,且厚度、波及体积偏小,见剂井与对应注气井之间的优渗通道主要以微裂缝的形式存在。根据示踪测试结果,通过计算渗透率级差,井组优渗通道渗透率级差为2.20,说明井间优渗通道渗透率非均质性为较均匀型。从见剂情况来看,见剂井占监测井总数的37.5%,占比较小,说明气窜方向性较强,也表明油层平面非均质性较强。

图2 W1井产出曲线与拟合曲线对比图

图3 W2井产出曲线与拟合曲线对比图

图4 W3井产出曲线与拟合曲线对比图

因此,根据本次监测的结果,建议适当调整注采强度,以保证注入气均匀推进,避免气驱速度过快而导致气窜,从而改善井间非均质情况,提高气驱动用程度。

3 地面微地震气驱前缘监测技术

3.1 测试原理

可通过地面微地震监测对气驱前缘的展布形态和注入波及范围进行描述,地面微地震监测是以摩尔-库伦定律、断裂力学理论及地震学为依据的监测技术。摩尔-库伦定律表明,当注入剂进入地层,储层孔隙压力升高,对周围岩石作用力增加,破坏原有平衡,作用在裂缝面上的剪切应力会大于剪切强度,从而诱发微地震。断裂力学理论也认为在注入气体进入储层时,当地层岩石受到应力强度大于断裂韧性时,会产生沿原生裂缝扩展或产生新的裂缝[22]。监测时,在地面布设多个检波器台站,采集注入气体在储层导致的裂缝破裂与延伸形成的微地震事件信号,通过震源定位方法来描述注气引起的裂缝扩展规律和裂缝应力应变过程,明确气驱前缘的大小、主流方向波及范围。该技术具有施工简单、连续测量、参数丰富等特点。

3.2 解释方法

资料解释主要包括资料滤波、信号叠加拾取、反演定位、气驱解释等步骤。对近地表放置的检波器进行观测,受地层高频滤波、信号衰减作用及强背景噪音等因素影响,微地震波信号的信噪比较低,处理时需进行干扰波滤除,叠加拾取有效信号,拾取事件点的振幅与时间信息[23]。反演定位时,首先,根据声波测井资料建立网格化速度模型;其次,根据速度、监测事件时间、检波器位置坐标等建立线性函数,通过能量扫描层析成像方法对震源的发震时刻和位置进行反演;最后,根据微地震事件个数及能量大小,确定出井组内地震形变密度,拟合出近井的裂缝网及渗流分布场,划分出注气有效区、优势渗流区、气体流动密集区,计算出气驱波及范围。

3.3 应用实例

L3井组位于长庆油田某空气泡沫驱试验区,目的储层为长7段,井段为2 257～2 282 m。2020年7月开始空气与泡沫液两相段塞式注入。2021年9月采用9台检波器监测气驱前缘,测试分为低注入量(空气:5 m3/d,泡沫液:8 m3/d)监测24 h和高注入量(空气:20 m3/d,泡沫液:12 m3/d)监测48 h。

图5 L3井组气驱前缘监测拟合成果图

图6 L3井组8口油井生产曲线图

图7 P5井生产曲线图

图8 P4井生产曲线图

图5是气驱前缘监测拟合成果图,蓝色和紫色区为气体流动密集区,绿色、青色区为优势渗流区,红色与黄色区为注气波及区。对比低注入量和高注入量气驱前缘拟合形态可以看出,低注入量时受注入时间、注入量影响,气驱前缘方向性不明显;高注入量时,气驱前缘方向性明显,优势突进方向为北东47°与北东227°。优势渗流区长度267 m,注气波及区长度445 m,主要的见效井是P4井和P5井,且P5井见效快,其余油井见效不明显。图6～图8分别为L3井组与P4井、P5井生产曲线图,气驱后井组整体产水量下降明显,含水率从57.2%下降至41.1%,P5井在气驱替后产水量下降,P4井产油量增加,在2021年3月产液量下降加快。说明P5井最先见效,与监测结果一致,反映出气驱前缘监测结果可靠。