边底水裂缝性气藏布井方式和注气对开采效果影响实验研究

2023-11-15刘加兴卢祥国殷庆国陈鹤昂肖京池罗云龙田中原

能源与环保 2023年10期

刘加兴,张跃,卢祥国,殷庆国,陈鹤昂,肖京池,罗云龙,田中原

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318; 2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江大庆 163712; 3.大港油田公司石油工程研究院,天津 300280; 4.中国石化西南油气分公司石油工程监督中心, 四川德阳 618099; 5.中海石油(中国)有限公司海南分公司,海南海口 570100)

天然气是石油和煤炭等高碳能源向绿色能源转变的桥梁,大力开发天然气资源可减少石油消费和进口量,有利于确保国家能源安全。我国气藏具有类型多样、资源分布广泛、储层低渗致密、结构复杂以及非均质性严重等特点[1-5]。在我国现阶段的气藏开发中,大部分为不同程度的水驱气藏[6-7]。其中,边、底水活跃的气藏占40%～50%[8]。水驱气藏的采收率普遍较低。近年来,此类气藏气水同产井比例逐年上升,产气能力下降,严重影响开发效果。由于在气藏开发过程中孔隙水和边底水易沿大孔隙、裂缝或断裂带等高渗通道非均匀突进,导致气相渗流能力大幅度下降甚至难以流动,在水淹储层和水侵封割区域形成封闭气,导致大量储量难以采出。研究表明,随气藏储层裂缝发育程度增加和边底水能量增强,气藏采收率快速减小[9-11]。综上所述,有水气藏治水对于提高气藏采收率具有重要意义。

但是,如何清晰明确地获取边底水气藏开发过程中的水侵规律,一直以来都是一个难题。目前,关于有水气藏水侵规律认识已有大量文献报道。张数球[12]通过对于四川地区含水气藏的研究,掌握了相关气藏的开发现状及开采方式的选择;徐轩等[13]针对裂缝性边水气藏建立了物理模拟方法并开展实验,系统测试了气藏内部动态压降剖面,对比分析了不同水体、不同治水措施下气藏开采动态及储量动用规律;胡勇等[14]针对裂缝/孔隙型气藏水侵规律及影响气藏采出程度机理的认识难题,采用物理模拟实验技术,开展了贯通水平裂缝条件下水侵规律、储层基质渗吸水以及储层基质渗吸水后对储层供气机理影响实验研究;方飞飞等[15]针对非均质气藏设计了水侵规律物理模拟装置,开展了不同渗透率级差及不同布井方式对气藏开发效果影响的实验研究。然而,在低渗致密有水气藏开发中后期注气提高采收率相关报道很少[16-19]。

龙王庙组岩石类型主要为砂屑白云岩和细粉晶白云岩,储集空间以裂缝和孔洞为主。储层孔隙度为2.00%～18.48%,平均4.27%;基质渗透率0.001×10-3～1.0×10-3μm2占比71.6%,大于0.1×10-3μm2占比(34.5%),平均1.59×10-3μm2[20-22]。由于实验岩心模型难以准确刻画地质背景下复杂裂缝的产状、展布等特征,一般处理方法是细化到某一单元对单一高导裂缝进行刻画。基于磨溪龙王庙组气藏的储层特征,同时为了探索布井方式和注气对边底水裂缝性气藏开采效果的影响和作用机制,本文研制了孔隙型和孔隙/裂缝型岩心,将不同岩心串联形成边底水裂缝性气藏物理模拟模型,在此模型上开展了布井方式和注气对气藏开采效果影响评价实验,探究了水侵影响气藏采收率作用机制,可为现场合理布井方式选择和注气提高采收率技术决策提供理论和技术支持。

1 碳酸盐岩人造岩心制作

在油气田开发实验研究中,离不开岩心的使用。目前来看,由于天然岩心来源的限制,在室内实验中极少数使用天然岩心,大部分仍然需要使用人造岩心。常用人造岩心制作方法有石英充填、磷酸铝石英烧结和石英砂环氧树脂胶结3种[23-25]。从人造岩心孔隙结构与天然岩心相似性、岩心制作难易性和岩心自身重复性等方面来看,环氧树脂胶结压制法具有更大优越性。为了更好地与实际油田储层物性保持一致,通常要求人造岩心在润湿性、渗透率、孔隙度和非均质性等方面与储层岩心接近或相似。因此,本文在在石英砂环氧树脂胶结人造岩心加工方法基础上,研制了碳酸盐岩心仿真物理模型。

1.1 碳酸盐岩岩心制作工艺

1.1.1 基质岩心制作步骤

(1)模具、粉砂和胶结物。模具由侧板、端板、底板和压板等组成,底板与压板为硬杂木,其余为碳钢。模具两侧板端面各有一组孔眼,可用螺栓将2个侧板连接在一起。岩心制作物料主要由方解石粉砂和环氧树脂胶结物组成。

(2)拌砂。将不同粒径碳酸盐粉砂按比例混合和搅拌均匀,称取胶结物所需各种药品,将其混合并搅拌均匀,然后与粉砂混合。通过搅拌和过筛等步骤,确保粉砂与胶结物充分混合,最终得到含胶混合物。

(3)装模和成型。在混合物装入模具前,先用丙酮擦净模具内侧,混合物充填到模具内后,用刮砂板沿水平方向来回移动,其间还需调整刮砂板深度,直到混合物均匀分布为止,最后用压板将混合物压实。将填装砂模具置于压力试验机上,调整模具位置使其位于压力机承压板中心线上,然后缓慢升压至设计值,稳压一定时间(依据目标渗透率和孔隙度而定),卸压。

(4)固化。将压制成型岩心放入85 ℃保温箱内放置6～8 h,之后关闭保温箱电源,自然冷却至室温。

1.1.2 孔隙/裂缝岩心制作步骤

在上述含胶混合物装填模具过程中,将盐纸预埋在含胶混合物(岩心基质部分)预定位置,再在上部装填另一层含胶混合物(或更多层),之后加压成型、升温固化和多次抽空饱和蒸馏水,再加岩心放入85 ℃恒温箱内放置6～8 h,自然冷却后最终得到孔隙/裂缝岩心。

按照上述方法加工的岩心如图1所示。

图1 岩心和模型实物照片Fig.1 Physical photos of rock cores and models

1.2 人造岩心与露头岩心性能测试和对比

1.2.1 孔隙结构分析

目标气藏天然露头和人造岩心孔喉分布测试结果见表1和表2。

表1 岩心压汞分析结果Tab.1 Core mercury injection analysis results

表2 不同尺寸孔喉占总孔喉比例Tab.2 Proportion of throat with different sizes in total throat

从表1和表2可以看出,与天然露头岩心相比,人造岩心孔喉分布比较均衡,特定尺寸(>1.0 μm)孔喉分布频率较高,但二者主要孔喉分布较为一致,主要孔喉尺寸都超过1.0 μm。

1.2.2 润湿性测试

储层岩石润湿性对边底水气藏水侵速度存在较大影响,进而影响气藏开发(物理模拟)效果。为了解人造岩心和天然露头岩心的润湿性及差异,采用接触角测试仪测试岩心润湿角,测试结果见表3。从表3可以看出,露头岩心和人造岩心润湿角均小于90°,润湿性为亲水,二者润湿性相近。

表3 润湿角测试结果Tab.3 Wetting angle test results

综上可知,该人造岩心可以满足室内物理模拟实验需求。

2 实验条件

2.1 实验材料

岩心几何尺寸为长4.5 cm、宽4.5 cm、高30 cm。为了表征储层非均质性和边底水对气藏开采效果的影响,采用不同渗透性的孔隙型与孔隙/裂缝型岩心串联组合成模型。其中,孔隙型岩心模拟储层基质部分,孔隙/裂缝型岩心与恒压水体组合模拟边底水体。各类型岩心物性参数见表4。

实验用水为蒸馏水,实验用气为氮气。

表4 岩心物性参数设计Tab.4 Design of core physical parameters

2.2 实验设备和步骤

2.2.1 实验设备

实验仪器包括压力容器(耐温95 ℃,耐压10 MPa)、压力传感器、气体流量计、气水分离装置、高压气瓶、回压阀和手摇泵等。实验设备和流程如图2所示。

图2 实验设备及流程示意Fig.2 Schematic diagram of experimental equipment and process

2.2.2 实验步骤

实验步骤如下:①将不同类型岩心串联组成模型;②连接各种管线和测试设备;③关闭压力容器,用手摇泵提升容器压力到9.5 MPa,稳定一段时间后,检查其密封性是否良好;④对初始干岩心进行饱和气,直至压力升到8.5 MPa,并记录注入气量;⑤将气瓶与装有实验用水的中间容器连通,连接至P4井,调节压力使得中间容器压力为8.5 MPa,用以模拟恒压水体;⑥打开气井及恒压水井,开启压力采集系统,按照方案设计内容进行衰竭式(采气速度200 mL/min)和注气开采(注气量2 L)实验。

实验中采集和计算参数包括瞬时产气量、累计产气量、瞬时产水量、累计产水量和压力剖面等。

2.3 方案设计

为了研究低渗致密非均质气藏水侵规律及其对储量动用程度的影响和作用机理,探索不同布井方式对气藏产能和采收率的影响以及注气提高气藏采收率方法的可行性,设计了如下实验内容。

2.3.1 模型Ⅰ

模型Ⅰ由1×10-3μm2孔隙型岩心+192×10-3μm2孔隙/裂缝型岩心+0.1×10-3μm2孔隙型岩心串联而成,沿程均匀布置多个测压点。其中,P1和P7为端点或采气井点,P3和P5为发挥连接作用的三通,P4为模型与恒压水体连接点。模型各渗透区和测压点分布如图3所示。

图3 模型Ⅰ结构示意Fig.3 Schematic diagram of model Ⅰ

2.3.2 模型Ⅱ

模型Ⅱ由0.1×10-3μm2孔隙型岩心+192×10-3μm2孔隙/裂缝型岩心+1×10-3μm2孔隙型岩心串联而成,沿程布置多个测压点。其中,P1和P7为端点或采气井点,P3和P5为发挥连接作用的三通,P4为模型与恒压水体连接点。模型各渗透区和测压点分布如图4所示。

图4 模型Ⅱ结构示意Fig.4 Schematic diagram of model Ⅱ

3 结果分析

3.1 模型Ⅰ生产动态分析

将模型Ⅰ测压点P4与恒压(8.5 MPa)水体连接,使得P4测压点压力与恒压水体压力保持一致为8.5 MPa,调整回压使产气速度达到200 mL/min,然后进行衰竭式和注气开采。实验过程中,瞬时产气量、采出程度和各测压点压力与时间关系如图5和图6所示。

图5 模型Ⅰ瞬时产气量和采出程度与开采时间关系Fig.5 Relationship between instantaneous gas production, recovery degree,and production time in modelⅠ

从图5和图6可以看出,当采气井(P7测压点)位于低渗区(0.1×10-3μm2)时,低渗区各测压点(P5和P6)压力初期快速下降,之后趋于稳定,低渗区整体采收率为52.91%。分析认为,气井开采时,低渗区气体率先采出,使得P5、P6压力迅速下降,高渗区气体也会沿裂缝突进到低渗区,但由于低渗区渗透率较低,水侵程度弱,水沿基质推进速度低于气体渗流速度,因而水侵形成水锁气区域较小,采收率受到影响程度较低。当位于低渗区气井停产时,气井未见水。由于模型中部区域存在裂缝,待水侵入裂缝后,因裂缝具有高导性和亲水性,且在较低压差的情况下,水就会优先窜入,发生水窜形成优势通道,从而将其绕流而过的孔隙中的气体封闭起来,封堵了气流通道,造成高渗区储量动用程度较低,区内测压点压力初期降低速度缓慢,降低幅度较小。

图6 模型Ⅰ各测压点压力与开采时间关系Fig.6 Relationship between pressure at each pressure measurement point and mining time in model Ⅰ

将采气井移至高渗区(测压点P1)后,测压点(P2和P3)压力快速减小,区内剩余气储量得到较大程度动用,采收率明显提高。由于高渗区渗透率较大,水侵速度较快,气井出现水锁气和气液同产现象,累产水12.5 mL。由于出现了气水两相渗流,很大程度上增加了气相的渗流阻力,也使得气藏采收率显著下降,气井停产时高渗区采收率仅为19.17%,区内测压点(P2和P3)压力仍然较高。

为进一步动用高渗区“水锁气”区域内剩余气储量,通过采气井(P1)注气2 L,焖井100 min后开井生产,累产气0.444 L,采气量低于注气量。气井停产时,测压点P2和P3压力不降反升。分析认为,累产气量明显小于注入气量,岩心剩余气储量增多,整体压力上升,而当气井停产时,P2、P3压力较之前上升,表明气体在P2、P3井处“水锁气”现象进一步加剧,注气提高采收率效果较差。

3.2 模型Ⅱ生产动态分析

将模型Ⅱ测压点P4与恒压(8.5 MPa)水体连接,使得P4测压点压力与恒压水体压力保持一致为8.5 MPa,调整回压使产气速度达200 mL/min,然后进行衰竭式和注气开采。实验中瞬时产气量、采出程度和各测压点压力与时间关系如图7和图8所示。

图7 模型Ⅱ瞬时产气量和采出程度与开采时间关系Fig.7 Relationship between instantaneous gas production, recovery degree,and production time in model Ⅱ

图8 模型Ⅱ各测压点压力与开采时间关系Fig.8 Relationship between pressure at each pressure measurement point and mining time in model Ⅱ

从图7和图8可以看出,当将气井(P7)设置于高渗区并进行衰竭式开采后,区内测压点(P5和P6)压力呈现先降后升趋势,气井完全水淹即停产时采收率31.79%,累计产水3.7 mL。分析认为,由于受到恒压水体水侵补充能量的影响,高渗区因采气损失的压力得到补偿,区内测压点压力呈现先降后升趋势,直至高渗区内气井水淹和停产。由于“水锁气”造成低渗区储量难以动用,区内测压点压力降幅较小,剩余气储量较大。

将采气井移至低渗区(P1)并进行衰竭式开采后,区内剩余气储量开始得到动用。但由于水侵引起水锁气和气液同产现象,累产水6.8 mL,气井停产时区内测压点(P2和P3)压力仍然较高,采收率仅为16.98%。

为考察注气对高渗区内“水锁气”区域剩余气动用效果的影响,通过注气井(P7)注气2 L,焖井100 min后,在P1井处进行采气生产,区内测压点压力均下降,累计产气2.739 L,采收率提高4.56%。可以看出,在远离开采井注气时对于采收率提高明显。

3.3 布井方式对气藏开采效果影响分析

3.3.1 布井方式对衰竭式开采效果的影响

2种布井方式下衰竭式开采效果统计见表5。

表5 布井方式与衰竭式开采效果Tab.5 Well layout method and depleted mining effect

从表5可以看出,对于裂缝性边底水气藏,布井方式对气藏采收率存在较大影响。在2种布井方式中,模型Ⅰ首先在低渗区布置气井,衰竭式开采结束后再在高渗区布置气井,衰竭式开采后再利用它实施注气开采。与模型Ⅰ相反,模型Ⅱ首先在高渗区布置气井,衰竭式开采结束后再在低渗区布置气井,利用高渗区气井实施注气开采。结果表明,与模型Ⅱ相相比,模型Ⅰ不仅气井最初所在区采收率较高,而且另一开采区采收率也较高,总采收率高达72.08%。分析认为,当气井最初所在区域为低渗区时,衰竭式开采过程中水侵速度慢,“水锁气”面积较小,区域内剩余气储量较小。此外,高渗区内气体会沿裂缝突进到低渗区,致使高渗区采收率较高。

3.3.2 布井方式对注气开采效果的影响

2种布井方式下注气开采效果统计见表6。

表6 布井方式与注气开采效果Tab.6 Well layout and gas injection production effect

从表6可以看出,布井方式对水侵量和注气开采效果存在较大影响。模型Ⅰ总水侵量为210.64 mL,模型Ⅱ为106.92 mL,前者比后者多103.72 mL,模型Ⅱ比模型Ⅰ注气开采采收率净增4.56%。由此可见,注气开采效果与水侵量即水侵程度密切相关。水侵量越大,水波及程度越高,剩余气储量越低,注气开采效果越差。可以看出,不同布井方式对于注气开采效果具有一定的影响。