林仁義，孫 雷，梁 宇，黃 堃

（西南石油大學(xué)，四川 成都 610500）

XLT油田厚層塊狀油藏為裂縫—基質(zhì)雙重介質(zhì)變質(zhì)巖油藏，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，具有較強(qiáng)非均質(zhì)性，傳統(tǒng)的注水開(kāi)采過(guò)程中，注入水并沒(méi)有很好地波及裂縫和基質(zhì)原油，開(kāi)采效率低下[1-2]，并且隨著開(kāi)采時(shí)間的增加，含水率上升，產(chǎn)量逐漸遞減。礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)表明，注入天然氣能有效提高原油產(chǎn)量，因?yàn)樘烊粴饩哂袛U(kuò)散、降黏、膨脹及降低界面張力的作用。如果能確定注水注氣過(guò)程中，基質(zhì)與裂縫對(duì)采收率的貢獻(xiàn)，并對(duì)結(jié)果進(jìn)行比較，對(duì)XLT油田開(kāi)發(fā)及同類(lèi)油藏開(kāi)發(fā)都將具有指導(dǎo)意義。因此，在室內(nèi)開(kāi)展了PVT實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬及細(xì)管實(shí)驗(yàn)、長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)等[3]，并對(duì)注水注氣驅(qū)替過(guò)程中，基質(zhì)與裂縫分別對(duì)采收率的貢獻(xiàn)進(jìn)行了對(duì)比分析。

1 研究方法

綜合運(yùn)用多相流體滲流物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M方法及組分模型數(shù)值模擬研究方法，研究裂縫—基質(zhì)雙重介質(zhì)油藏頂部氣驅(qū)、底部水驅(qū)時(shí)，基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)的滲流關(guān)系、驅(qū)油效率及各系統(tǒng)對(duì)采收率的貢獻(xiàn)。圖1為長(zhǎng)巖心夾持器。在長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，在初始的衰竭開(kāi)采時(shí)，考慮到裂縫孔隙體積的收縮性遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)，可近似認(rèn)為衰竭驅(qū)替過(guò)程采出程度均為裂縫系統(tǒng)的貢獻(xiàn)。由于裂縫內(nèi)壓差小，并且總的驅(qū)替時(shí)間相對(duì)較短，同時(shí)基質(zhì)的滲透率相對(duì)于裂縫來(lái)說(shuō)幾乎可以忽略不計(jì)，這樣我們就可以在注氣注水驅(qū)替初期過(guò)程中，裂縫中原油可以全部驅(qū)出，再結(jié)合裂縫孔隙體積占比以及考慮體積系數(shù)的影響，就可以分別得到基質(zhì)和裂縫對(duì)最終采收率的貢獻(xiàn)。圖2為長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖。

圖1 長(zhǎng)巖心夾持器Fig.1 Long cores holder

圖2 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.2 Long core displacement experiment flow

2 裂縫型變質(zhì)巖油藏注天然氣驅(qū)相態(tài)機(jī)理分析

2.1 地層原油注氣膨脹實(shí)驗(yàn)

在注氣過(guò)程中，原油的物性參數(shù)會(huì)隨著不同天然氣注入量而變化。隨著注氣量的增加，原油泡點(diǎn)壓力增速較快，但膨脹系數(shù)、氣油比和體積系數(shù)只是緩慢增加，同時(shí)原油黏度不斷下降，說(shuō)明注入原油與天然氣的配伍性較好，注氣之后能起到降黏增容的目的，原油注氣量與黏度關(guān)系曲線如圖3所示。

圖3 注入氣與原油黏度關(guān)系曲線Fig.3 Relation curve of injected gas and crude viscosity

2.2 天然氣與地層原油混相研究

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的最小混相壓力測(cè)定方法得到注天然氣的最小混相壓力為45.27 MPa，如圖4所示。而數(shù)值模擬過(guò)程中，通過(guò)一次接觸混相得到的p-x相圖，混相壓力為43.12 MPa，通過(guò)多次接觸混相得到的三角相圖，混相壓力為42.65 MPa。興古7油藏目前的地層壓力為25.6 MPa，遠(yuǎn)低于注天然氣的最小混相壓力，因此在目前地層壓力25.6 MPa時(shí)，注天然氣驅(qū)替過(guò)程是非混相驅(qū)[4-7]。

圖4 天然氣注入壓力與采出程度關(guān)系曲線Fig.4 Relation curve of injection pressure and recovery efficiency

3 裂縫型變質(zhì)巖注天然氣、注水長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

3.1 物性參數(shù)及實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

選總長(zhǎng)為90.09 cm的短巖心組合起來(lái)用于長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)，并在巖心之間加濾紙以降低末端效應(yīng)。組合長(zhǎng)巖心人工造縫后的總孔隙體積為7.90 cm3，人工造縫前的孔隙體積為3.96 cm3，占比為50.13%，由于巖心非常致密，這些體積可認(rèn)為全部是基質(zhì)孔隙體積。則裂縫孔隙體積為3.94 cm3，占比為49.87%（表1）。這樣，通過(guò)巖心的組合，基質(zhì)孔隙體積和裂縫孔隙體積均達(dá)到實(shí)驗(yàn)可測(cè)的精度要求，從而可實(shí)現(xiàn)基質(zhì)到裂縫滲流的采收率貢獻(xiàn)的實(shí)驗(yàn)測(cè)試。

表1 油藏物性參數(shù)Table 1 Reservoir Physical property parameter

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容包括：1）組合長(zhǎng)巖心排序計(jì)算及組合長(zhǎng)巖心儲(chǔ)滲物性測(cè)試分析；2）長(zhǎng)巖心注氣與注水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)對(duì)比研究，開(kāi)展頂部注氣、底部注水實(shí)驗(yàn)，得出不同注采方式下的基質(zhì)、裂縫采收率。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

實(shí)驗(yàn)過(guò)程為先衰竭后驅(qū)替。三組實(shí)驗(yàn)分為兩組氣驅(qū)，一組水驅(qū)[8-11]。脈沖驅(qū)替過(guò)程為：目前地層壓力25.6 MPa下，燜井一天，進(jìn)行一次驅(qū)替，重復(fù)三次；提壓至原始地層壓力38.6 MPa，再做一次脈沖驅(qū)替后結(jié)束，脈沖水驅(qū)過(guò)程與脈沖氣驅(qū)相似。連續(xù)驅(qū)替過(guò)程為：目前地層壓力25.6 MPa下，燜井三天，進(jìn)行一次驅(qū)替；提壓至原始地層壓力38.6 MPa，燜井一天，進(jìn)行一次驅(qū)替，再燜井三天，進(jìn)行一次驅(qū)替后結(jié)束。采收率的計(jì)算需考慮體積系數(shù)的影響，25.6 MPa時(shí)原油體積系數(shù)為1.595 4，38.6 MPa時(shí)原油體積系數(shù)為1.540 7。

1）頂部注天然氣脈沖驅(qū)替。圖5曲線上不同顏色的線段代表了脈沖驅(qū)替的不同階段。本次實(shí)驗(yàn)最終的采收率為55.61%（含衰竭驅(qū)替部分），其中衰竭過(guò)程貢獻(xiàn)的采收率為3.39%，裂縫貢獻(xiàn)的采收率為49.87%，基質(zhì)貢獻(xiàn)的采收率為5.74%。

圖5 注入倍數(shù)與采出程度關(guān)系曲線Fig.5 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

圖6 注入倍數(shù)與氣油比關(guān)系曲線Fig.6 Relation curve of injected PV and GOR

圖6是注入倍數(shù)與氣油比關(guān)系圖，由圖可以看出，每一次燜井后驅(qū)替，氣油比都會(huì)大幅下降，說(shuō)明燜井有利于原油開(kāi)采，同時(shí)該圖的波峰波谷的更替也很好地詮釋了脈沖氣驅(qū)過(guò)程。

2）頂部注天然氣連續(xù)驅(qū)替。由圖7可知，注天然氣連續(xù)驅(qū)替最終采收率為52.91%（含衰竭部分）。本次實(shí)驗(yàn)最終采收率為52.91%，其中衰竭貢獻(xiàn)的采收率為2.09%，裂縫貢獻(xiàn)的采收率為49.87%，基質(zhì)貢獻(xiàn)的采收率為3.04%。

圖8是注入倍數(shù)與氣油比關(guān)系圖，給出了連續(xù)氣驅(qū)過(guò)程氣油比變化，反映出燜井之后再驅(qū)替可以有效地提高原油采收率。

圖7 注入倍數(shù)與采出程度關(guān)系曲線Fig.7 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

圖8 注入倍數(shù)與氣油比關(guān)系曲線Fig.8 Relation curve of injected PV and GOR

3）底部注水脈沖驅(qū)替。由圖9可以知道，注地層水脈沖驅(qū)替最終采收率為51.51%。本次實(shí)驗(yàn)總的采收率為51.51%，其中衰竭貢獻(xiàn)的采收率為2.41%，裂縫貢獻(xiàn)的采收率為49.87%，基質(zhì)貢獻(xiàn)的采收率為1.64%。

圖10是注入倍數(shù)與含水率關(guān)系曲線，水驅(qū)突破前，隨著注入倍數(shù)的增加，含水率幾乎沒(méi)有變化，并且近似為零。水驅(qū)前沿突破之后含水率直線上升，并很快達(dá)到了100%。這是因?yàn)橥黄浦螅饕呀?jīng)在巖心中形成了一個(gè)穩(wěn)定的水流通道，并且，雖然燜井過(guò)程水與基質(zhì)原油發(fā)生交換，使得含水率稍有下降，但最終含水率趨于100%。

圖9 注入倍數(shù)與采出程度關(guān)系曲線Fig.9 Relation curve of injected PV and recovery efficiency

圖10 注入倍數(shù)與含水率關(guān)系曲線Fig.10 Relation curve of injected PV and water ratio

4）總結(jié)分析。比較三組實(shí)驗(yàn)的最終采收率，脈沖氣驅(qū)過(guò)程為55.61%，連續(xù)氣驅(qū)為52.91%，底部水驅(qū)過(guò)程為51.51%。氣驅(qū)過(guò)程明顯要好于水驅(qū)，而脈沖氣驅(qū)優(yōu)于連續(xù)氣驅(qū)。這是因?yàn)槊}沖氣驅(qū)過(guò)程中，基質(zhì)中油與注入氣在一天的時(shí)間內(nèi)充分接觸并滲吸出來(lái)，然后進(jìn)行驅(qū)替，這種過(guò)程總共有六次。而連續(xù)氣驅(qū)時(shí)，基質(zhì)油與注入氣接觸后的滲吸過(guò)程只有兩次，雖然每一次有三天的時(shí)間，但這并沒(méi)有對(duì)采收率的提高產(chǎn)生更大的作用。

三種驅(qū)替方式中的裂縫貢獻(xiàn)率應(yīng)該是相同的，均為49.87%（含衰竭部分），并且均占到了每一組各自采收率的85%以上?；|(zhì)的貢獻(xiàn)率分別為5.74%、3.04%和1.64%，比較這三個(gè)數(shù)字可以看出，脈沖驅(qū)替過(guò)程的基質(zhì)貢獻(xiàn)率大于連續(xù)驅(qū)，連續(xù)氣驅(qū)過(guò)程的基質(zhì)貢獻(xiàn)率又大于脈沖水驅(qū)，由此說(shuō)明這幾次的驅(qū)替過(guò)程，基質(zhì)原油與天然氣接觸時(shí)的滲吸作用要強(qiáng)于水驅(qū)。

4 結(jié)論

1）天然氣在原油中的溶解性好，注天然氣能起到降黏增溶的目的。

2）目前地層壓力25.6 MPa及原始地層壓力38.6 MPa下都只能實(shí)現(xiàn)非混相驅(qū)。

3）裂縫型變質(zhì)巖油藏中，裂縫貢獻(xiàn)的采收率占了最終采收率的絕大部分，而基質(zhì)貢獻(xiàn)的采收率只占到了很小的比例。

4）滲吸作用是基質(zhì)原油得以采出的重要因素，油與天然氣接觸時(shí)發(fā)生的滲吸過(guò)程要優(yōu)于油與水的接觸滲吸。

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