化子坪長6儲層長巖心CO2驅替實驗及數值模擬評價

康宇龍, 汪心雯, 李超躍, 李 采, 郭朝斌*,劉 凱, 姚振杰, 趙永攀

1)陜西延長石油(集團)有限責任公司, 陜西西安 710075; 2)中國地質科學院, 北京 100037;3)中國地質大學(北京), 北京 100083; 4)自然資源部碳封存與地質儲能工程技術創新中心, 北京 100037

利用CO2驅油可以改善原油性質、有效增加地層彈性能量、降低原油黏度, 最終提高石油采收率(趙永攀等, 2018; 胡永樂等, 2019; 李陽, 2020)。CO2驅提高石油采收率(CO2-EOR)出現在20世紀50年代。美國是世界上最早使用CO2驅油的國家(Brownscombe et al., 1952), 因其天然CO2氣源豐富,CO2-EOR技術迅速發展, 2005年以注CO2方法獲得的原油年產量首次超過了熱采年產量, 成為其最主要的提高石油采收率方法(劉忠運等, 2009)。蘇聯在1953年開展CO2-EOR室內試驗, 并相繼研發了交替注水和氣態CO2段塞工藝, 在油田實際開發中取得良好效果, 尤其是在混相驅油中, 使用較大的CO2段塞體積時驅油效率最高可達94%～99%(劉忠運等, 2009)。加拿大在輕質油藏開發中發現使用CO2驅比水驅提高采收率35%左右, 生產年限延長25年以上(夏惠芬等, 2017)。綜合來看, CO2驅一般可提高原油采收率7%～15%, 延長油井生產壽命15～20年(錢伯章等, 2008)。我國CO2驅油起步時間與國外大致相同(Hill et al., 2020), 但由于我國油藏條件復雜、天然碳源缺乏、運輸成本高、非均質性強且混相難度大和腐蝕問題嚴重等因素(計秉玉等,2021), 我國CO2-EOR距成熟的技術體系發展還有較大差距。我國已經在大慶、陜西、江蘇、勝利等油田進行了CO2驅油實驗, 并取得了一些經驗和成果, 但普遍存在最小混相壓力過高、腐蝕與結垢、氣源、竄流嚴重、固相沉積等問題(劉忠運等, 2009)。低滲透油田在我國新發現的油藏中占有很大比例,在投產油井中也有非常大的比例, 加快低滲透油田采收技術發展及探索驅油與CO2封存協同優化具有重要的經濟效益與環境效益(曹小朋等, 2023)。

研究發現影響驅油效率的因素由強到弱依次為: 壓力比、地層有效厚度、地層埋深、地層原油黏度、地面原油密度、剩余油飽和度、油藏溫度、孔隙度、滲透率(楊紅等, 2017)。對于低滲致密儲層,裂縫中原油的滲流阻力遠低于基質巖心, 裂縫巖心中CO2驅替壓力低、采收率高, 基質巖心中CO2驅替壓力高、采收率低(唐萬舉等, 2018)。致密油氣藏不同類型儲層應力敏感及各向異性存在較大差異,這主要源自不同類型儲層的礦物成分、排列方式及孔隙結構特征差異大, 即儲層微觀非均質性特征(張志強等, 2016)。另外, 低滲儲層中CO2驅替方式也會對采收率有影響。

延長組6段(長6)儲層是安塞油田化子坪油區重要儲層, 以灰、淺灰中細粒長石砂巖為主, 孔隙結構主要為小孔中細喉型, 壓實、膠結、溶蝕作用對儲層物性影響較顯著(師俊峰等, 2018)。儲層具有低孔(8%～16%)、低滲(0.1×10-3～20×10-3μm2)、低壓(壓力系數＜0.8)的特點, 是典型的致密砂巖油藏。長6儲層孔喉類型以小孔-細喉型和細孔-微細喉型為主, 毛管壓力曲線特征總體表現為中等排驅壓力, 略粗歪度, 孔喉分選性較好, 連通性一般,總體屬于特低孔-特低滲儲層(趙沖等, 2017)。

長巖心注氣驅替試驗多年來一直被用作衡量評價注氣驅潛效果的有效方法(郭永偉等, 2009), 相對于短巖心驅替試驗更能反應近井地帶油氣滲流變化規律(呂蓓等, 2015)。基于地質結構特征的場地精細數值模擬是了解CO2驅油效果、優化井場及注氣設計、降低泄漏風險的重要手段。巖心驅替實驗結合數值模擬研究能夠更深入探索驅油增采過程, 為優化采收策略, 在更可持續的方式下開發油田資源提供參考。例如, 趙明國(2008)基于室內物理模擬結果及油田地質和生產數據, 采用PETREL地質建模軟件進行油藏數值模擬, 研究了井網加密方式、注氣方式、注采參數等因素對開發指標的影響, 對CO2驅油效果進行了預測, 優化了CO2的注入方式, 推薦采用井間加密方式進行反九點法同步連續注氣,注氣壓力30 MPa以上, 采油井流壓控制在2～3 MPa左右; 黃磊等(2012)以長巖心驅替實驗為基礎, 建立CO2驅替瀝青質原油多相多組分滲流模型數值模型, 通過擬合實驗結果對模型的相關熱力學參數進行修正, 討論了瀝青質沉積吸附分布規律, 結果表明, 在注CO2過程中, 應重視瀝青質沉積吸附對驅替的影響, 特別是在注入井附近, 瀝青質的沉積吸附可能堵塞井筒附近的儲滲空間, 影響CO2的驅替效率。

為進一步認識長6儲層中注入CO2對油藏的驅替效果和CO2在儲層中的封存效果, 本文開展了長巖心注CO2驅替實驗, 觀測了驅替過程中CO2與原油在出口端含量變化, 并以此劃分了CO2驅油的不同階段, 利用全新研究型油藏模擬工具TOGA進行了識別與驗證, 并分析了長6儲層物性參數敏感性,為評價區塊及油田尺度下的CO2驅油與封存效果提供了參數支持, 也為指導實際CO2驅油與封存工作提供了決策參考。

1 長巖心CO2注入驅油試驗

1.1 巖心準備

用取自安塞油田化子坪油區延長組長6儲層段的天然巖心制備12塊標準柱塞樣品(Φ25 mm×50 mm)(圖1)。經打磨、清洗、烘干后對該組巖心的基本物性參數進行測試, 如表1所示。為模擬實際工程中存在的壓裂開采情況, 選擇其中部分樣品進行巴西劈裂, 使其滲透率增大, 巖心6-2、6-4、6-5和7-1、7-2、7-3為制作的裂縫巖心, 如圖1所示。將12塊樣品以軸向拼接形成長度為60 cm的長巖心,拼接順序隨機, 以模擬實際地層非均質特征, 由左到右依次為1-2、7-1、1-3、1-1、7-2、6-2、1-5、6-4、7-3、1-4、6-3、6-5, 其中測壓點3處的樣品1-3、1-5、6-3做驅替后核磁含油飽和度分析。

表1 長巖心參數Table 1 Long core parameters

圖1 長巖心驅替所需巖樣及巖心布置圖Fig.1 Rock sample and core layout for long core displacement

長巖心經水油飽和后, 測量含油飽和度、束縛水飽和度。長巖心的總孔隙體積為21.03 cm3, 飽和油量為12.24 mL, 含油飽和度為58.2%, 束縛水飽和度為41.8 %。

1.2 驅替試驗設計

長巖心驅替裝置(圖2)主要包括注入系統、模擬系統、計量系統、自動控制系統、數據采集處理系統。注入系統由注入泵、中間容器和氣液比例組成。注入控制系統可將各種流體按一定流量注入到模型內。模擬系統由巖心夾持器、環壓泵、回壓系統等組成。計量系統包括壓力測量和流量計量等。自動控制為計算機自動控制注入泵的流量, 環壓泵自動跟蹤內壓等。數據采集處理由各種數據采集卡、計算機、打印機、采集處理軟件組成, 可適時采集壓力和溫度等參數, 并對數據進行運算處理。

圖2 長巖心CO2驅替裝置(Quzix5000驅替泵最高壓力10 000 psi, 精度0.2%, 最小流量0.78×10-6 mL/min, 精度0.2%)Fig.2 Long-core CO2 displacement device (Quzix5000 displacement pump, maximum pressure 10 000 psi, accuracy 0.2%,minimum flow 0.78×10-6 mL/min, accuracy 0.2%)

主要實驗步驟包括: (1)巖心在105 ℃條件下烘干24 h, 測試巖心孔隙度、滲透率密度等參數;(2)巖心抽真空, 飽和礦化度為40 000 mg/L模擬地層水24 h, 再加壓20 MPa飽和, 飽和時間8 h;(3)在油藏溫度46 ℃下, 分別對每塊巖心模擬油驅水建立束縛水, 模擬油黏黏度3.6 MPa·s并在油藏溫度下老化5天, 每段巖心原始含油飽和度參數見表1; (4)將飽和后的模擬油巖心(束縛水條件)對接放入長巖心夾持器中, 兩個巖心間的端面放3片濾紙以減少對接巖心產生的端面效應; (5)在油藏溫度46 ℃條件下進行CO2恒速驅替, 驅替速度為0.05 mL/min, 采出端模擬地層壓力8.9 MPa, 實驗圍壓始終高于驅替壓力3 MPa; (6)記錄CO2驅替過程中的壓力, 采出油量、采出氣量隨時間變化數據,出口不見油結束實驗。

1.3 結果分析

已有資料表明長6最小混相壓力約為14.28 MPa。如圖3所示, 驅替過程中入口端、測點1、測點2和測點3的最大壓力分別為11.85 MPa、11.33 MPa、10.64 MPa和9.82 MPa, 均小于最小混相壓力, 為非混相驅。故長巖心驅油效率曲線與CO2非混相驅的特征類似, 即注入初期CO2以溶解為主, 但是由于未達到混相壓力, 溶解量少, 壓力增加較快, 同時采出端也很快產液。隨著注入過程的繼續, 巖心中氣體含量的增加, 壓力呈現下降趨勢。在出口端見氣后, 壓力趨于穩定。孔壓隨著與注入段的距離增加呈現遞減, 入口端和三個測點處孔隙壓力均呈現“上升、降低、趨于穩定”三個階段。

圖3 入口處、測點1、測點2、測點3的孔壓和回壓變化圖Fig.3 Pore pressure and back pressure changes at the entrance and measuring points 1, 2 and 3

根據氣油比和采出程度, CO2驅油呈現為未見氣、極少量氣、氣體突破、大量氣竄等4個注入階段。

注入孔隙體積倍數(PV)與采出程度、氣油比的關系如圖4所示。根據氣油比數據, 可以將驅替過程劃分為未見氣(0～100)、極少量氣(100～1 000)、氣體突破(1 000～10 000)、大量氣竄(＞10 000)等4個注入階段。

圖4 氣油體積比和采出程度變化圖Fig.4 Variation of gas-oil volume ratio and recovery degree

(1)未見氣階段

在PV小于0.24階段, 由于恒定CO2速率驅替,引起壓力較大幅度增加, 在此階段采出程度大幅增加。

(2)極少量氣階段

隨著注入的持續,PV約0.24～0.36時, 出口端產出少量氣體, 氣油比緩慢上升, 此時采出程度仍以較快速度增加, 但增速減緩。

(3)氣體突破階段

當注入空隙體積倍數達到0.36, 此時開始較大量產出氣體, 氣油比逐漸上升, 注氣發生突破, 隨后達到穩定, 突破后仍然有少部分原油能被攜帶出來, 這也與混相的情況不同。

(4)大量氣竄階段

當PV大于0.55時, 此時出口端產出大量氣體,氣油比迅速上升, 發生氣竄, 此時采出程度趨于穩定, 約54.50%。

由于氣體突破后驅油效果急速減緩, 在實際工程中在此階段可采取氣水交替、添加防竄劑等措施改善氣驅的防竄效果, 提高最終采油效率。

2 驅替過程數值模擬分析

2.1 模擬軟件和設計

采用TOGA建立長巖心數值模型開展驅油與封存研究。TOGA由美國勞倫斯伯克利國家實驗室研發, 用于開展二氧化碳地質封存與驅油提高采收率模擬分析。TOGA使用多相流達西定律模擬多孔介質中開展提高采收率和二氧化碳地質封存研究所涉及的多組分多相態的運移(Pan et al., 2016), 如表2所示。TOGA相對于其他油藏模擬軟件的優勢在于其多相模擬能力、個性化定制、特化于CO2封存、高準確性和敏感性分析功能。

表2 TOGA中可模擬的21種組分Table 2 21 components that can be simulated in TOGA

根據長巖心試驗數據建立數值模型, 設計相同驅替參數模擬方案, 與實驗部分得到的二氧化碳注入不同階段驅油與封存效果進行對比分析與驗證。

網格剖分: 采用mView軟件對長巖心進行網格剖分, 在兩端進行加密處理。

初始條件: 根據實驗開始前水飽和度設置初始條件, 壓力溫度與實驗條件一致。

邊界條件: 結合室內試驗條件, 四周為無流量邊界, 兩端為定壓力邊界。

根據巖心實驗參數, 開展模型的識別驗證研究。設計了2種相對滲透率計算函數對巖心尺度數值模型進行敏感性分析。

2.2 模型設置

1)網格剖分

基于長巖心試驗參數, 建立1D巖心尺度數值模型。每塊巖心直徑2.5 cm, 長5 cm, 巖心長度共60.00 cm, 軸向均分為5個網格, 所以12塊巖心共60個網格。在左側注入位置和右側壓力控制點各增加1個網格表征與巖心接觸面, 模型網格剖分如圖5所示。

圖5 巖心尺度數值模擬網格剖分示意圖Fig.5 Schematic diagram of core-scale numerical simulation grid generation

2)初始條件與邊界條件

長巖心飽和油量為12.24 mL, 含油飽和度為58.2%, 束縛水飽和度為41.8%。初始壓力為8.90 MPa, 初始溫度為46 ℃。

模型左側為定流量邊界, 0.05 mL/min速率注入二氧化碳, 右側為定壓邊界, 回壓為8.9 MPa。

3)屬性參數設置

根據試驗獲得的巖心孔隙度和滲透率數據(表1), 賦值給每塊巖心對應的網格。

采用STONE Ⅱ相對滲透率曲線和毛細壓力函數表征氣-水-油驅替過程中流體運移過程, 如圖6所示。

圖6 水-油相(a)和氣-液相(b)相對滲透率和毛細壓力Fig.6 Relative permeability and capillary pressure of water-oil phase (a) and gas-liquid phase (b)

模型中原油的組分及比例參考實際原油井流物性質, C10以上的組分利用C10替代(表3), C7+相對密度為0.820 0, 分子量取172.979。

表3 巖心模型中原油組分及比例Table 3 Composition and proportion of crude oil in the core model

2.3 模型驗證

圖7所示為采用注入點壓力(a)、出口端采收率(b)模擬與試驗對比。整體上數值模擬與實驗結果匹配較好, 最大誤差約10%。在壓力擬合曲線中, 模擬和試驗在達到最大壓力及下降的過程中存在一定誤差, 驅替試驗中壓力下降過程相對于數值模擬較為緩慢。存在這種誤差的原因可能是1)模型中油的性質在C10以上的組分中存在誤差; 2)試驗所測滲透率為在模型中巖心網格中為均質, 與實際非均質情況存在誤差。

圖7 注入點壓力(a)、出口端采收率(b)模擬值與試驗對比Fig.7 Comparison of injection point pressure (a) and EOR (b) simulation value with test

驅替結束后長巖心中氣相和油相飽和度分布見圖8, 在進口端二氧化碳濃度最高約60%到出口端逐漸降低至40%。油相飽和度表現為相反趨勢, 進口端油相驅替效率較高, 出口端油相飽和度約20%。

圖8 驅替結束后長巖心中氣相和油相飽和度分布圖Fig.8 Saturation distribution of gas phase and oil phase in long rock after displacement

2.4 參數敏感性分析

1)孔隙度

以每塊巖心試驗測得的孔隙度為基準, 設計不同倍數孔隙度變化方案, 如表4所示。注入端壓力及出口端采收率如圖9所示。隨著孔隙度的增大,壓力增大與降低幅度變小, 但壓力仍高于試驗數據。在采收率方面, 2.0φ的采收率與試驗數據更為接近。

表4 不同孔隙度變化方案設計Table 4 Design of different porosity change schemes

圖9 不同孔隙度方案下注入點壓力(a)、出口端采收率(b)模擬值與試驗對比Fig.9 Comparison of simulated values injection point pressure (a) and EOR (b) at the outlet under different porosity schemes and tests

2)滲透率

以每塊巖心試驗測得的滲透率為基準, 設計不同倍數滲透率變化方案, 如表5所示。注入端壓力及出口端采收率如圖10所示。滲透率對壓力影響較大, 一方面, 較小滲透率方案壓力增幅較大, 在0.25 k時最大壓力接近18 MPa; 另一方面, 隨著滲透率的增大, 壓力增大與降低幅度減緩。從結果可以看出, 1.00 k和2.00 k的最大壓力接近試驗數據的最大壓力, 設計1.20 k和1.50 k方案, 結果如圖10b所示, 1.20 k方案中最大壓力與試驗數據更為接近。

3)毛細壓力

將毛細壓力在相對基礎方案的±40%范圍內變化, 如圖11所示。注入端壓力及出口端采收率結果如圖12所示。結果顯示, 毛細壓力對于注入壓力及出口端采收率均無明顯影響。

圖12 不同毛細壓力方案下注入點壓力(a)、出口端采收率(b)模擬值與試驗對比Fig.12 Injection point pressure (a) under different capillary pressure schemes and EOR (b) simulation andcomparison to testdata

4)非均質性

原始巖樣壓裂后, 會使滲透率大幅增加。為考察非均質性對于注入壓力及采收率的影響, 相對基礎方案, 設計了兩種完全均質方案, 即對所有網格以壓裂前巖樣的平均滲透率和壓裂后的平均滲透率統一賦值, 以及一種非均質性較低的方案, 即對非壓裂巖樣賦一個統一值, 對壓裂巖樣賦另一個統一值。方案設計如表6非均質方案設計所示。不同非均質性特征下的注入壓力及出口端采收率結果如圖13所示。結果表明模擬中將壓裂與非壓裂巖心分別當作均質模型處理, 能有效表達驅替過程中注入壓力及出口端采收率變化情況。

表6 非均質方案設計Table 6 Design of Heterogeneous schemes

圖13 不同非均質性下注入壓力(a)、出口端采收率(b)模擬值與試驗對比Fig.13 Injection pressure (a) with different heterogeneity and EOR (b) simulation in comparison to test data

3 結論

本文針對長6低滲油藏特征, 開展60 cm長巖心CO2驅油試驗, 劃分了CO2驅油的不同階段, 為后續二氧化碳驅油與封存不同階段協同優化提供參考, 利用全新研究型油藏模擬工具TOGA進行了識別與驗證, 并分析了長6儲層物性參數敏感性, 為評價區塊及油田尺度下的CO2驅油與封存效果提供了參數支持, 結論如下:

(1)根據出口端氣油比可將驅替階段分為未見氣(0～100)、極少量氣(100～1 000)、氣體突破(1 000～10 000)、大量氣竄(＞10 000)等4個注入階段;

(2)數值模擬研究, 取得了較好的擬合效果, 通過參數敏感性分析, 孔隙度、滲透率及非均質性對模擬結果影響較大, 在后續實際場地模型中應予以重點關注。

Acknowledgements:

This study was supported by National Key Research and Development Program of China (No.2022YFE0206700), China Geological Survey (No.DD20221819), and National Natural Science Foundation of China (No.U2244215).