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致密油藏采用常规注水开发效果差, 达不到经济开发价值[1]。近些年, 水力压裂技术的突破性进展, 为致密油藏的高效开发探究了一条新途径, 经过多年的矿场应用, 致密油藏开发效果得到大幅改善[2-3], 但与常规油藏相比, 采收率仍然偏低, 有必要探求其他辅助增产措施。热采技术研究表明, 注热水可以通过降低原油黏度、补充地层能量、改善地层油水流动规律等作用提高油藏采收率[4-12]。因此, 可以考虑在水井压裂的基础上实施注热水开发, 发挥热水驱增产作用。
热水驱采油一般应用在稠油油藏的开发, 其主要增油机理是原油的热降黏作用, 而致密油藏注热水开发还未有过相关矿场试验, 且机理研究也较少, 已有的研究也未考虑注热水过程中启动压力梯度的变化, 缺乏系统性[13]。为此, 笔者利用鄂尔多斯盆地某致密油藏的实际地层油气样、岩心等资料, 开展注热水对原油黏度、热膨胀性、油水界面张力、油水相渗曲线、启动压力的影响实验研究, 分析热水驱提高致密油藏采收率机理, 并利用数值模拟方法定量评价了各机理对提高采收率的贡献程度, 为致密油藏的注热水开发提供理论基础和技术支持。
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实验装置:无汞高压物性分析仪、高温高压落球黏度计、旋转滴界面张力仪、高温高压多功能驱替装置等。
实验样品:致密岩心, 来自致密油藏目标区块; 实验用油, 目标区块脱气原油、分离气配置的模拟油; 实验用水, 目标区块地层产出水。
油藏条件:目标区块岩性主要为粉细-细粒长石砂岩, 黏土矿物以绿泥石为主, 孔隙类型以粒间孔隙为主, 平均孔隙度10.83%, 渗透率0.12~7.56 mD, 平均渗透率0.58 mD, 地层压力16.1 MPa, 泡点压力11.3 MPa, 溶解气油比90~110 m3/m3, 油层温度为70.3 ℃, 地层原油黏度0.73 mPa·s, 地层水矿化度100 535 mg/L。
实验内容:模拟油样的配制实验, 高压物性实验, 高温高压驱替实验。
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一般情况下, 油田现场所取油样多为脱气原油, 与实际地层原油相比, 其组成、性质会发生不同程度改变, 不能代表真实地层原油特性, 为了使实验能够模拟真实地层原油, 需要进行油样的合理配制。本文采用了拟合泡点压力[14]的方法配制模拟油, 具体方法是在油藏条件下将现场井口分离器取得的油、气样按照不同的气油比混合在一起, 测定不同气油比下的泡点压力, 与实际地层泡点压力进行拟合。实验测得不同气油比油样的p-V关系曲线见图 1。
图 1 模拟油p-V关系曲线
Figure 1. p-V relationship of simulationoil
由图 1可以看出, 当气油比为90 m3/m3、100 m3/m3、110 m3/m3时, 测得油样的泡点压力分别为9.5 MPa、11.2 MPa、12.9 MPa, 显然, 按气油比90 m3/m3、110 m3/m3配置的油样泡点压力与该区块实际泡点压力11.3 MPa相差较大, 不符合要求, 而按气油比100 m3/m3配置的油样泡点压力为11.2 MPa, 接近给定的11.3 MPa, 能够代替真实地层原油。另外, 利用高温高压落球黏度计测得油藏条件下该模拟油的黏度为0.73 mPa·s, 接近实际地层原油黏度0.71 mPa·s, 进一步验证了该模拟油样的合理性, 因此后续实验所用油样统一采用按气油比100 m3/m3配置的模拟油。
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1.3.1油水黏度的变化 实验保持压力不变(地层压力16.1 MPa), 利用高温高压落球黏度计测得了模拟油、注入水黏度随温度变化关系曲线, 由图 2可以看出, 油、水黏度对温度变化敏感性都很强, 特别是在温度低于100 ℃时, 随温度升高, 黏度下降明显; 当温度高于100 ℃, 黏度下降逐渐趋于稳定, 变化幅度很小。
图 2 油、水黏度随温度变化关系曲线
Figure 2. Relationship of oil and water viscosity vs. temperature
地层原油在岩石孔隙中的流动主要受黏滞阻力的影响。致密油藏采用注热水开发, 地层温度升高, 原油黏度降低, 其在油藏孔隙中的流动阻力减小, 有利于地层原油的产出; 同时, 相较于地层原油, 注入水的黏度降低幅度较小, 油水黏度比随温度升高呈下降趋势(如图 3所示), 水驱油渗流理论表明, 油水黏度比降低可以有效缓解水的黏性指进甚至水窜, 减缓水驱前缘推进速度, 增大波及体积, 提高油田采收率。
图 3 油水黏度比随温度变化曲线
Figure 3. Relationship of oil-water viscosity ratio vs. temperature
但相对于稠油油藏, 致密油藏原油黏度一般都较低, 比如该致密区块原油黏度仅为0.73 mPa·s, 油水黏度比为2.1, 注热水开发, 油水黏度比降低幅度很小, 且注入水温度越高(特别是高于100 ℃), 降低幅度越小, 对提高采收率贡献不大。
1.3.2热膨胀作用 实验室利用无汞高压物性分析仪测得地层原油的热膨胀性参数如图 4所示。从图中可以看出, 由于地层原油的溶解气油比较高(100 m3/m3), 其热膨胀作用非常显著, 温度由25 ℃升至150 ℃时, 原油体积系数由1.31增大到1.45, 热膨胀率高达10%。
图 4 原油热膨胀性随温度变化关系曲线
Figure 4. Relationship of thermal expansion of crude oil vs.temperature
假设地层封闭, 不考虑地层岩石的热膨胀性和压缩性, 地层受热后岩石孔隙中流体受热膨胀, 当温度升高ΔT时, 压力变化Δp可由式(1)表示
$$ \Delta p=\frac{\mathrm{d} p}{\mathrm{d} T} \Delta T=-\frac{\mathrm{d} p}{\mathrm{d} V} \frac{\mathrm{d} V}{\mathrm{d} T} \Delta T=\frac{C_{\mathrm{T}}}{C_{\mathrm{P}}} \Delta T $$ (1) 式中, CT为热膨胀系数, ℃-1; CP为压缩系数, MPa-1。
通过式(1)计算可得, 当地层温度升高10 ℃, 压力能增加5.75 MPa(式中该模拟油热膨胀系数为0.000 92 ℃-1, 压缩系数为0.001 6 MPa-1), 而普通稠油(以辽河油田某区块油样为例, 黏度为492 mPa·s)计算结果为3.96 MPa。理论计算结果对比说明该油藏原油明显比普通稠油的热膨胀作用强, 从而促进地层压力的恢复, 增加水驱油动力, 有利于地层原油的采出。
1.3.3界面张力的变化 岩石孔隙贾敏效应的存在是阻碍油水流动的一个重要因素, 界面张力的大小决定着贾敏效应的强弱, 若当油水界面张力无限小直至为0时, 油水之间的界面消失, 贾敏效应将不复存在。本实验测得该区块油水界面张力随温度升高逐渐减小, 但减小的幅度很小(如图 5), 温度升高到90 ℃时, 界面张力下降幅度不足50%。研究表明, 若要有效减弱贾敏效应, 界面张力值需至少下降到10-2数量级, 因此通过注热水降低界面张力来提高采收率的作用十分有限。
图 5 油水界面张力随温度变化关系曲线
Figure 5. Relationship of oil/water interfacial tension vs.temperature
1.3.4启动压力的变化致密油藏普遍存在启动压力, 启动压力的存在一直是制约致密油藏开发的一大难题。本实验利用流量与压差关系曲线法[15]测得不同温度下油相启动压力梯度(实验岩心气测渗透率0.68 mD, 孔隙度11.2%), 并对实验数据回归分析, 得到启动压力梯度与温度关系曲线(见图 6)及回归关系式。
图 6 启动压力梯度与温度关系曲线
Figure 6. Relationship of threshold pressure gradient vs. temperature
$$ G=7.4638 T^{-0.936} $$ (2) 由图 6可以看出, 随温度升高, 油相启动压力梯度迅速降低, 且低温范围内, 下降幅度很大, 温度逐渐升高, 下降幅度趋于平缓, 启动压力梯度与温度呈显著的幂指数关系, 如式(2)所示; 温度由20 ℃升高到90 ℃, 启动压力梯度减小为原来的1/4, 使得原来因启动压力较高难以启动的原油将得以动用。启动压力梯度的大小是储层岩石物性(渗透率、孔隙特征)、流体物性及界面张力综合作用的结果, 注热水开发过程中, 由于温度场的改变, 岩石孔隙结构、渗透率、原油黏度、界面张力等都会发生改变, 这些因素的综合作用造成了启动压力梯度的降低。
实验结果表明, 温度对该区块油相启动压力影响显著, 注热水引起的油相启动压力降低对该致密油藏采收率的提高起到重要作用。
1.3.5相渗曲线的变化 实验选取岩心渗透率0.75 mD, 孔隙度11.8%, 考虑启动压力(不同温度下的启动压力可由式(2)计算得出), 采用不稳定法测得不同温度下的相渗曲线[16]如图 7所示。可以看出, 随着温度升高, 油水共渗范围变大, 等渗点右移, 相渗曲线向着有利于水驱油的方向移动; 随着温度升高, 束缚水饱和度略有降低, 水相相对渗透率降低, 说明水的流度减小, 这有利于增加水的波及体积, 提高采收率; 随着温度升高, 残余油饱和度有比较显著的降低, 且油相相对渗透率增大, 说明油的流动能力增强, 有助于原油产出。
图 7 不同温度下相渗曲线对比图
Figure 7. Comparison of relative permeability curves under different temperatures
综合上述实验结果分析认为, 注热水可以降低地层原油黏度、油水界面张力、油相启动压力, 改善油水相渗曲线, 同时促使原油发生热膨胀作用, 这都有利于油藏采收率的提高, 是致密油藏热水驱的增油机理; 但受制于致密油藏原油黏度较低, 特别是该油藏原油黏度仅为0.73 mPa·s, 热降黏增油作用有限; 油水界面张力虽然有一定程度减小, 其下降幅度远不足以对提高采收率产生大的贡献作用; 油水相渗曲线形态变好, 但水相相对渗透率减小、油相相对渗透率增加不明显, 认为对增油的贡献不大; 油相启动压力梯随温度升高下降十分明显, 温度从20℃升高到90 ℃, 启动压力梯度可减小为原来的1/4, 认为其对采收率的提高产生重要作用, 是热水驱的主要增油机理; 该地层原油由于溶解气含量高, 热膨胀作用十分明显, 将十分有利于地层能量的补充, 促进原油产出, 认为是热水驱的主要增油机理。
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为定量描述热水驱油各机理对提高致密油藏采收率的贡献程度, 利用数值模拟技术, 设计了4组分别考虑不同机理的热水驱试验, 模拟计算出生产25年每组试验的采出程度(如表 1)。
表 1 考虑不同机理的热水驱试验
Table 1. Experiments on different mechanisms of hot water fooding
热膨胀机理作用下的采出程度为Rte=R1-R0; 依此类推, 热降黏作用下的采出程度Rvr=R2-R1; 相渗改善作用下的采出程度Rpc=R3-R2; 界面张力降低作用下的采出程度Rit=R4-R3; 启动压力降低作用下的采出程度Rsp=R5-R4。
采出程度的大小即代表了每个机理的贡献程度。其中, 由于目前的大型商业化软件不能直接表征启动压力存在的情况, 因此本文采用等效模拟油层启动压力[17]的方法进行模型计算。
根据室内实验数据和数值模拟历史拟合后的流体物性参数, 建立了能反映该目标区块地质流体特征的概念模型, 选取菱形反九点井网(图 8), 油井压裂、水井不压裂的注采单元进行研究。
图 8 模型井网
Figure 8. Model well pattern
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模拟计算25年, 常规水驱(25 ℃)、100 ℃热水驱、150 ℃热水驱时考虑不同驱油机理条件下的开发效果如图 9所示。
图 9 不同驱油机理条件下的开发效果
Figure 9. Development effects of different oil displacement mechanisms
由图 9可以看出:致密油藏采用常规水驱开发采出程度很低, 仅为19.7%, 而100 ℃、150 ℃热水驱开发采出程度可达24.63%和26.36%, 分别提高了4.93、6.66百分点, 热水驱提高采收率效果明显; 考虑的驱油机理越多, 累积采出程度越大, 但由于各个驱油机理的贡献程度不同, 导致采出程度增加的幅度也有所不同。该计算结果同时验证了前面实验分析的正确性, 证明了热膨胀、热降黏、相渗改善、界面张力减小、启动压力降低是热水驱提高致密油藏采收率的机理。
各增油机理的贡献率如图 10所示。分析认为:对于该目标区块, 不论是100 ℃还是150 ℃热水驱, 热膨胀作用和启动压力降低作用的贡献率最大(其中热膨胀作用贡献率分别为29.79%和33.28%, 降低启动压力作用贡献率分别为31.66%和30.48%), 其次是相渗改善和热降黏机理, 界面张力减小机理的贡献率最低(分别为7.08%和6.27%), 因此热膨胀作用和启动压力降低机理是致密油藏热水驱增油的主要机理, 这与前面的实验分析结论相符合; 相比于100 ℃热水驱, 注150 ℃热水时, 各机理的贡献率均有所变化, 其中热降黏机理的贡献率有大幅下降, 这可以从本文实验测得的原油黏度随温度变化关系曲线作出解释, 主要是由于该油藏原油黏度随温度升高降低的幅度逐渐变小造成的, 同样的其他各机理的变化都可以从温度对其影响程度大小得出解释。
图 10 热水驱各机理增油贡献率
Figure 10. Contribution ratio of each oil displacement mechanism of hot water fooding to the oil increment
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(1) 研究结果表明, 热降黏作用、热膨胀作用、相渗改善作用、界面张力降低作用、启动压力降低作用是致密油藏热水驱增油的机理, 且热膨胀作用和启动压力降低作用是其主要机理。
(2) 目标区块数值模拟定量分析结果表明, 热膨胀作用和启动压力降低作用是致密油藏热水驱增油的主要机理, 其次是相渗改善和热降黏机理, 界面张力减小机理的贡献率最低, 计算结果验证了实验分析的正确性。
Qualitative analysis and quantitative evaluation on the stimulation mechanisms of hot water flooding in tight oil reservoirs
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摘要: 针对致密油藏提高采收率的需求，选取目标区块，利用油田现场提供的岩心、原油等样品，采用室内实验研究了考虑启动压力变化的热水驱增油机理，并利用数值模拟方法对热水驱各增油机理进行了定量评价。室内实验结果表明，热膨胀作用、降低启动压力、热降黏作用、降低界面张力、改善相渗曲线是致密油藏热水驱的驱油机理，且热膨胀和降低启动压力是主要增油机理。数值模拟结果表明，100 ℃、150 ℃热水驱，热膨胀作用和降低启动压力作用增油贡献率最大（其中热膨胀作用贡献率分别为29.79%和33.28%，降低启动压力作用贡献率分别为31.66%和30.48%），其次是相渗改善和热降黏机理，降低界面张力机理的贡献率最低（分别为7.08%和6.27%），模拟结果进一步验证了实验研究结果的正确性。Abstract: To enhance the recovery factor of tight oil reservoirs, the target block was selected. Then, based on the core and crude oil data collected in the feld, the stimulation mechanisms of hot water fooding considering variable threshold pressure were investigated by means of laboratory experiment. And fnally, all stimulation mechanisms of hot water fooding were quantitatively evaluated by using the numerical simulation method. The laboratory experiment results show that thermal expansion, threshold pressure decline, thermal viscosity reduction, interfacial tension decrease and relative permeability curve improvement are the oil displacement mechanisms of hot water fooding in tight oil reservoirs, and thermal expansion and threshold pressure decline are the main stimulation mechanisms. Numerical simulation results indicate that the contribution ratios of thermal expansion and threshold pressure decline are the highest when hot water fooding is carried out at 100 ℃ and 150 ℃. The contribution ratio of thermal expansion is 29.79% and 33.28%, respectively, and that of threshold pressure decline is 31.66% and 30.48%, respectively. Relative permeability improvement and thermal viscosity reduction take the second place, and the contribution ratio of interfacial tension decrease is the lowest (7.08% and 6.27%, respectively).Obviously, the correctness of experimental results is verifed further by the simulation results.
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图 4 原油热膨胀性随温度变化关系曲线
Figure 4. Relationship of thermal expansion of crude oil vs.temperature
图 5 油水界面张力随温度变化关系曲线
Figure 5. Relationship of oil/water interfacial tension vs.temperature
图 6 启动压力梯度与温度关系曲线
Figure 6. Relationship of threshold pressure gradient vs. temperature
图 7 不同温度下相渗曲线对比图
Figure 7. Comparison of relative permeability curves under different temperatures
图 9 不同驱油机理条件下的开发效果
Figure 9. Development effects of different oil displacement mechanisms
图 10 热水驱各机理增油贡献率
Figure 10. Contribution ratio of each oil displacement mechanism of hot water fooding to the oil increment
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图(10) / 表 (1)
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