玛湖百口泉组致密砾岩储层天然气驱特征的实验研究

2022-12-19张景伍顺伟董岩朱建王英伟刘红现刘敦卿

科学技术与工程 2022年31期

张景，伍顺伟，董岩，朱建，王英伟，刘红现，刘敦卿

(1.新疆油田公司勘探开发研究院，克拉玛依 834000； 2.中国石油大学(北京)克拉玛依校区石油学院，克拉玛依 834000)

准噶尔盆地玛湖凹陷富含石油天然气资源，近年来在二叠系、三叠系致密砾岩储层获得重大突破，探明石油地质储量达5.2亿t，开发潜力巨大[1-2]。致密砾岩储层岩性复杂，渗透率低且非均质性强，开发难度大。目前致密砾岩油藏的高效开发技术仍然处于探索阶段，现阶段主要通过水平井加大规模水力压裂技术来获得工业产能[3-4]。但M131与M18井区前期的生产经验表明致密砾岩储层压后产量递减快、综合采收率很低。以M18井区百口泉组储层为例，压后初期产能递减率为76.4%～92.2%，预测综合采收率仅为8%[5]。此外，玛湖地区储层能量偏低，若持续采用衰竭式开发方式将导致地层能量不足，会进一步降低后续的采收率，因此亟需发展适用于玛湖地区致密砾岩储层的增能提采技术。

由于玛湖百口泉组致密砾岩储层具有强非均质性，孔隙结构复杂，渗透率极低[6]，常规水驱注入难度大，难以有效补充地层能量，因此提高采收率效率并不理想。而相较于水驱，天然气驱替具有更低的注入难度，还能有效避水敏效应；此外，原油溶解天然气后黏度会降低，体积会膨胀[7]，在一定的温度压力条件下，原油与天然气还能混相，能进一步增强孔隙原油的可动性；同时，原油中溶解的天然气在储层压力不足时释放后还能补充一部分弹性能，因此天然气驱在致密储层中具有良好的增能提采效果。

目前天然气驱在中外的致密储层有较为广泛的应用[8-10]，在加拿大阿尔伯塔地区，轻质油与中质油的水驱采收率为32%，而采用天然气驱则可达59%左右。长庆地区、吐哈、大庆、中原等油田也相继应用了天然气驱技术，其中中原油田深层低渗储层的采收率提高了22%，取得了突出的效果[11]。而相较于二氧化碳驱替，天然气驱对设备要求相对更低，且气源相对更易补充，具有独特的优势[12]。但相较于水驱，气驱容易形成气窜，尤其在裂缝发育的储层，目前矿场通常采用气-水交替注入的方式来效延缓气窜时间，进一步提高采收率[13]。

虽然气驱提采在中外致密储层已有较广泛的应用，但针对致密砾岩储层注气提采适用性的研究仍处于探索阶段，其中注二氧化碳驱已有部分学者开展了相关研究[5]，但天然气驱的相关研究仍然非常不足。为探究天然气驱在玛湖地区百口泉组致密砾岩储层的适用性，现借助长岩心驱替装置对玛湖地区M18、M131井区百口泉组的井底岩心开展了天然气驱及天然气-水交替驱替实验，分析了天然气驱在玛湖地区百口泉组的致密砾岩储层中的驱替压力、采收率、窜流等特征，为天然气驱在玛湖地区致密砾岩储层的应用提供了一定的数据参考。

1 实验样品及流程

1.1 实验样品

长岩心驱替实验所用岩心由4块长度5～7 cm不等、直径为25 mm的储层岩心组成。岩心分别来自M18、M131井区百口泉组主力层段，实验前对每块岩心进行了气、水渗透率及气体孔隙度测量。短岩心通过热缩管组装成长岩心。两井区长岩心的具体参数如表1所示，其中渗透率与孔隙度为所有岩心对长度的加权平均值[14-15]。

短岩心先抽真空饱和模拟地层水，之后泵注原油至出口端水量不再增加以建立束缚水。建立完束缚水饱和度后，将长岩心出口端连接回压控制器，继续注入地面原油(死油)，当回压控制器压力升至地层压力且出口不断有地面原油流出，回压建立完毕。此后，将活油配样器连接至长岩心进口端，并保持压力持续注入地层原油。当连续驱替地层原油2.0 PV(pore volume)且回压控制器出口气油比连续三次与配制的地层原油一致时，饱和地层原油完毕。

由表1可知，M131与M18地区长岩心孔渗参数基本接近，气测渗透率均在5 mD以下，孔隙度均在10%左右，属于典型的致密储层[16-17]。为保持岩心一致性，注气与天然气-水交替实验在同一长岩心上实施。对于饱油后的长岩心，先进行纯天然气驱实验，之后岩心在30 MPa条件下重新饱和，再进行天然气-水交替驱替实验。M131及M18井区岩心二次饱和与初次饱和后的含油饱和度基本一致，能保证气驱与天然气-水交替驱替实验中含油饱和度条件的一致性，饱和后两地区岩心的含油饱和度均超过60%，与储层条件下的含油饱和度基本一致[18-20]，能保证实验结果的代表性。

表1 长岩心基础物性参数Table 1 Basic parameters of the long plug samples

1.2 实验装置及流程

驱替实验借助型号为HBQT-70的长岩心驱替装置完成，其结构原理如图1所示。该装置由两套独立的岩心夹持、流体分离收集及回压系统组成，可同时对两根岩心进行不同参数条件下的驱替实验。岩心回压依据取样深度所对应的孔压来设置，其中M131井区岩心对应回压为26 MPa，而M18井区岩心对应回压为36 MPa。驱替时岩心围压采用压差追踪模式始终与驱替压力保持4 MPa压差。根据岩心取样深度的地温，驱替过程在75 ℃的条件下完成。驱替过程中天然气的注入速度为0.08 mL/min，地层水的注入速度也为0.8 mL/min。

图1 驱替装置原理与结构示意图Fig.1 Schematic and structure diagram of the displacement equipment

在天然气-水交替注入的流程中，依据出口的气油比及驱替压力的变化来判断是否产生了气窜，当出口气油比急剧增大且驱替压力达到峰值后逐步降低时开始注入地层水。在本实验中，先持续注入约2 PV天然气，之后注入约0.1 PV地层水，之后继续注入天然气到发生气窜，再次注入0.1 PV地层水，最后继续注入天然气直到采收率趋于平稳，共计进行两轮次的天然气-水交替驱替。驱替过程中记录注入端的驱替压力、出口气油比以及实时的采收率。

2 实验结果

2.1 M131井区岩心驱替特征

2.1.1 天然气驱

M131井区长岩心样品天然气驱过程中的采收率、气油比以及注入过程中的驱替压力如图2和图3所示。

图2 M131井区样品天然气驱过程中的采收率和气油比变化Fig.2 Gas oil and oil recovery rate variation of M131 sample during the natural gas flooding

图3 M131井区样品天然气驱过程中的驱替压力变化Fig.3 Flooding pressure variation of the M131 sample during the natural gas flooding

在26 MPa的回压条件下，首次注入1 PV的天然气后M131井区的长岩心样品的采收率已经达到10.2%，而此时出口端的气油比接近于零，说明天然气并没有突破。继续注入0.5 PV的天然气后岩心整体的采收率达到了34.1%，同时出口开始见气，但总体气油比很低，说明岩心内部基本没有形成气体突破。在前1 PV的天然气注入阶段，入口压力增加了约8.7 MPa，达到了34.7 MPa。根据油田前期的测试资料，玛湖地区的百口泉组储层原油与天然气的混相压力约为31 MPa，而前1 PV的天然气注入过程中岩心入口端压力已经超过的混相压力，因此能形成部分的混相，大量天然气会溶解在原油中，一方面能促使原油体积发生膨胀，另一方面能降低原油的黏度，两者均有利于岩心内部原油的产出。而后续0.5 PV天然气注入过程中，入口的压力小幅增加后开始逐步下降，在约注入0.25 PV时，入口压力达到峰值35.46 MPa，继续注入0.25 PV后压力逐步下降到34.8 MPa。后续继续注入天然气约1 PV，出口气油比急剧上升，说明已经发生了气体突破现象，驱替压力持续下降到33.1 MPa，而此时岩心整体的采收率从34.1%逐步提高到53.06%，出口端的气油比已超过9 000，继续注气已难以继续将原油从岩心内部驱出。

2.1.2 天然气-水交替驱替

图4和图5所示为M131井区同一岩心天然气-水交替驱替过程中的采收率、出口端气油比以及驱替压力的变化。图中浅蓝色为天然气驱替阶段，浅蓝色区域对应注水驱替阶段。

图4 M131井区样品天然气-水交替驱替过程中的采收率与气油比变化Fig.4 Gas oil and oil recovery rate variation of M131 sample during the Natural gas and water alternate flooding

图5 M131井区样品天然气水驱替过程中的驱替压力变化Fig.5 Flooding pressure variation of the M131 sample during the natural gas and water alternate flooding

可以看出在前期的纯天然气驱替阶段，岩心出口端气油比以及各阶段的驱替压力与纯天然气驱替实验保持着较好的一致性，但采收率得到了一定的提高。其中注入天然气1 PV后，采收率约为13.1%，而在纯天然气驱替试验中，注入1 PV后的采收率约为10.2%，但整体的气体突破的时间基本保持一致，均在1.25 PV左右发生初步的气窜。在气体突破后继续注入0.6 PV天然气，入口的注入压力已经下降至33.1 MPa，与纯天然气驱实验中的压力几乎一致，此时采收率也相对接近，达到50.5%。根据纯天然气驱实验结果，继续注气对采收率的提高作用将非常有限。此时，注入0.1 PV的地层水进行封堵，入口压力立即回升到35.1 6 MP，而出口端的油气比从5 200下降至4 500，初次注水阶段采收率从50.5%提高至51.9%，说明注入的地层水有效封堵了气窜。之后转注天然气0.6 PV，注入压力在上升到36.63 MPa后逐步回落至36.21 MPa，出口的气油比先下降到1 800后反弹至6 000，说明重新注气后迅速发生了二次气窜。在气窜发生前采收率从51.9%提高至了52.8%，而气体完全突破后采收率继续提高至了60.1%，说明一次注水封堵虽然没有完全封堵气窜，但对采收率的提升效果仍然非常显著。在气体突破后，继续二次注入0.1 PV地层水，注入后驱替压力回升至37.66 MPa，出口端的气油比从6 000下降至4 500，说明二次注水对气窜仍具有封堵作用。注水完成后，三次续注天然气，驱替压力从注水结束时的37.66 MPa上升至38.29 MPa后逐步降低，出口端的气油比在下降至2 800后逐步回升到11 500，再次发生了气窜，此时的采收率提升到65.4%。

图6和图7为M131井区天然气-水交替驱替各阶段的采收率及最高驱替压差。可以看出在纯气驱阶段M131井区岩心在连续驱替阶段的采收率接近，可达50%左右。而后续一轮及二轮的天然气-水交替驱替可进一步的将采收率提升9.39%与5.14%左右。但天然气-水交替驱替会引起驱替压力的逐步提高，且驱替压力会随轮次递增。对于M131井区的岩心，虽然岩心内部只能达到近混相，且存在显著地气窜现象，天然气驱初期的采收率也可达到50%左右，相较于矿场平均8%的采收率，天然气驱在M131井区储层仍具有良好的提采效果，而采用天然气-水交替驱替的方式能一定程素上的减缓气窜，能将采收率提高至60%的水平。

图6 M131气-水交替驱替各阶段的采收率Fig.6 Oil recovery rate variation of M131 during gas-water displacement

图7 M131气-水交替驱替各阶段的驱替压差Fig.7 Driving pressure variation of M131 during gas-water alternate displacement

2.2 M18井区岩心驱替特征

2.2.1 天然气驱替

M18井区岩心纯天然气驱过程中的采收率、出口端气油比以及驱替压力的变化如图8及图9所示。可以看出，相较于M131井区的岩心，M18井区岩心的见气时间要更快，注入约1 PV天然气时出口端已经见气，见气时的采收率约为35.1%，整体与M18井区的岩心接近，在见气初期阶段(1～1.5 PV)，岩心的采收率持续上升到61.3%，出口端的气油比上升到约1 500。对应驱替压力从39.01 MPa下降到了38.51 MPa，而在后续0.5 PV的天然气注入过程中，出口的气油比急剧上升到了12 000左右，驱替压力维持在38.21 MPa左右，说明岩心内部已经完全气窜，对应的采收率仅提高了2.5%。在整个驱替过程中，M18井区岩心的驱替压差要远小于M131井区岩心，整体的采收率也要高于M131井区。M18井区岩心两端最大驱替压差仅为3.09 MPa，而M131井区岩心在驱替过程中的最大压差达到了9.46 MPa。

图8 M18井区样品天然气驱过程中的采收率与气油比变化Fig.8 Gas oil and oil recovery rate variation of M18 sample during the Natural gas flooding

图9 M18井区样品天然气驱过程中的驱替压力变化Fig.9 Flooding pressure variation of the M18 sample during the Natural gas flooding

相较于M131井区的岩心，M18井区的岩心回压保持在36 MPa，岩心整体的压力高于原油与天然气的混相压力，因此M18井区岩心在驱替过程属于混相驱替过程，而M131井区的岩心的驱替过程为近混相过程，其出口端的压力仅有26 MPa。驱替方式的差异可能是导致两者采收率以及见气时间差异的主要因素，总体上混相驱具有更好的提采效果，需要更低的驱替压力。

2.2.2 天然气-水交替驱替

图10及图11所示为M18井区岩心天然气-水交替驱替过程中的采收率、出口端的气油比以及驱替压力的变化。可以看出M18井区岩心在注入1 PV天然气后的采收率仅为10.67%，前一次的纯天然气驱替试验中，1 PV时的采收率已达35.1%，但在后续0.5 PV天然气的驱替过程中采收率逐步与第一次纯天然气驱替实验持平，达到约60%。两次试验中纯天然气驱替阶段的采收率差异可能与岩心装载、饱油等过程中的围压频繁变化有关，由于砾岩的特殊属性，围压的频繁变化可能导致孔隙结构的不可逆变化。除采收率外，两次实验中岩心的见气时间也有显著差异，首次驱替试验中长岩心的见气时间约在1 PV左右，见气时驱替压力也接近最大值，而在二次实验中的纯天然气驱阶段见气时间有所延后，约在1.2 PV左右，此时入口端的驱替压力也达到极值39.01 MPa。在后续额0.6 PV天然气注入过程中出口端气油比急剧增大，从初步见气时的400陡增至7 100，注入端的驱替压力也从39.01 MPa逐步下降至38.24 MPa。在气窜阶段岩心整体的采收率从10.67%迅速增长到60.6%，而在初次纯天然气驱试验中，注入2 PV天然气时的采收率为63.8%。后续注入约0.1 PV的地层水，注水过程中驱替压力从38.24 MPa陡增至39.8 MPa，出口端气油比迅速下降至2 600左右。注水阶段岩心整体的采收率从60.6%提升至61.18%。在后续0.3 PV的天然气注入过程中驱替压力有小幅下降，而出口端气油比在下降至750左右后迅速回弹至6 500，发生了二次气窜。在气窜尚未完全形成前岩心整体的采收率从61.18%上升至了65.59%，而气窜完全形成后岩心的采收率变化很小。二次注入0.1 PV地层水封堵后驱替压力从39.59 MPa迅速上涨至40.7 MPa，出口端的气油比从5 700下降至5 300，而岩心整体的采收率则从65.59%提升至66.74%，说明二次封堵起到了效果。后续0.8 PV的天然气注入过程中，出口端气油比从5 300迅速下降至1 100后急剧反弹至12 000以上，入口端的驱替压力从40.7 MPa下降至40.35 MPa，说明发生了二次气窜，但此过程中岩心整体的采收率仍从66.74%提高到了76.14%，而M131井的岩心在二次气窜后的采收率仅提高了5%。

图10 M18井区样品天然气-水交替驱替过程中的采收率与气油比变化Fig.10 Gas oil and oil recovery rate variation of M18 sample during the Natural gas and water alternate flooding

图11 M18井区样品天然气水驱替过程中的驱替压力变化Fig.11 Flooding pressure variation of the M118 sample during the Natural gas and water alternate flooding

如图12及图13所示，与M131井区岩心的驱替条件有所不同，M18井区岩心的驱替回压为36 MPa，岩心整体处于混相压力点以上，因此驱替过程中岩心整体处于完全混相状态。混相条件下天然气与原油的界面将会消失，孔隙内部的毛细作用将不复存在，同时原油的黏度会进一步的降低，因此驱替压力相较于部分混相会有大幅的下降，混相条件下岩心的驱替压差仅为3.01 MPa。此外，相条件下原油在孔隙内部相对具有更好的流动性，在纯气驱阶段即可获得约60%的采收率，两轮天然气-水交替驱替后采收率可超过70%。混相条件下，天然汽-水交替注入也会导致驱替压力的上升，但总体的压力增长幅度要小于非混相条件。综合两井区的驱替特征，混相条件下多轮次天然气-水驱替在百口泉组致密砾岩储层能获得突出的提采效果。