塔河油田奥陶系油藏是中国已经发现的储量最大的碳酸盐岩缝洞型油藏^[1], 因缝洞储集空间尺度差异大、离散分布, 且高角度裂缝发育^[2], 其开采机制与砂岩油藏不同^[3]。水驱、气驱过程中重力分异起主要作用, 复杂的缝洞网络中水、气更容易产生气窜。目前氮气驱技术在塔河油田缝洞型油藏应用取得了较好增油效果^[4-5]。泡沫驱技术在砂岩油藏中的应用表明其能够有效控制气体流度、扩大波及体积和延缓窜逸^[6-7]。为分析泡沫在缝洞型介质中的作用, 笔者依据缝洞型油藏典型的缝洞结构特征, 建立可视化缝洞组合物理模型和三维高温高压缝洞物理模型, 分析泡沫在缝洞型介质中的流动特征和驱油机制, 通过三维高温高压驱替实验评价泡沫驱油效果, 确定泡沫辅助气驱技术在碳酸盐岩缝洞型油藏应用的可行性。

塔河油田为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏, 经多期次构造运动、岩溶作用及后期深埋垮塌等改造作用, 储集空间非均质性极强。

(1) 储集空间类型多样。主要包括大型溶洞、溶蚀孔洞及不同尺度的裂缝。其中溶洞作为主要的储集空间, 直径大到几十米, 小到毫米量级。通常把直径大于50 mm的洞统称为溶洞。溶洞离散分布且充填现象普遍, 充填物通常有3种类型^[8], 搬运型沉积物、垮塌型堆积物以及化学型胶结物, 充填程度又分为全充填、半充填和未充填3种。溶孔主要指直径为2~50 mm的孔洞; 裂缝开度一般小于2 mm, 可分为大、中、小3个级别^[9]。基质无储渗能力, 大型溶洞间依靠断裂、裂缝沟通。

(2) 多种流动共存。缝洞储集空间的离散性、多尺度特征与溶洞充填特征决定了油藏中既存在多孔介质渗流, 又有大尺度空间中的洞穴流、管道流, 油藏内部是一个复杂的多种流动共存的耦合流动^[10]。

缝洞型油藏复杂的储集空间特征使得砂岩油藏渗流物理模拟实验方法不适用, 为了评价泡沫辅助气驱技术的可行性, 依据缝洞型油藏储集空间特征, 建立系列缝洞组合物理模拟实验方法。

(1) 二维可视化物理模型。为了分析不同缝洞结构中泡沫体系驱油特征, 根据塔河油田成像测井解释的典型缝洞组合模式, 制作了二维可视缝洞网络模型(图 1), 包括缝洞网络与裂缝网络模型, 模型中裂缝开度为0.5~2.0 mm, 溶洞直径为14~25 mm。模型内部自成封闭体, 且具有统一的压力系统和初始油水界面。模型由人造胶结岩心制成, 基质为碳酸钙粉末与有机胶混合高压压制而成, 为弱亲油性。

图 1

图 1 二维缝洞组合模式及可视化缝洞网络模型 Fig.1 2D visual fracture and cavity model and fracture network model

(2) 三维物理模型。依据塔河油田S48单元地质建模研究结果, 选取井组S48-TK467-TK411-T401-TK426作为模型设计的油藏原型(图 2)。将选取井组的地质模型细分为6层, 并等比例缩放到圆形岩心中, 依据相似准则, 设计制作了多井缝洞单元宏观三维可视化物理模型和耐压物理模型(图 3), 其中可视化模型采用有机玻璃制成, 有利于观察泡沫的波及路径; 耐压模型可承受10 MPa压力, 采用人造岩心压制而成, 基质不具备渗透能力。可用于评价高压下泡沫的驱油效果。三维模型以满足雷诺相似准则为前提, 通过调整模型及实验参数, 使物理模拟尽量接近满足压力与重力之比相似^[11], 能更符合实际模拟缝洞中流体的流动, 尤其是针对溶洞离散展布下泡沫驱油过程的模拟。

图 2

图 2 三维物理模型设计依据 Fig.2 3D physical model design basis

图 3

图 3 三维缝洞模型结构示意图及耐压物理模型 Fig.3 3D fracture and cavity structure schematic diagram and pressure resistance physical model

(1) 物理模拟实验装置。实验装置共由4部分组成, 分别为缝洞型介质物理模型系统、恒速恒压注入系统、产出流体标定系统和数据采集以及实验控制系统。

缝洞型介质物理模型系统包括模型支撑、背光系统及实验模型。支撑及背光系统采用不锈钢钢条焊接而成, 并用固定钢夹对实验模型进行固定。背光系统采用LED面光源, 以保证实验录像效果。实验物理模型采用环氧树脂封固, 防止模型壁面的窜流现象。

恒速恒压注入系统包括活塞式中间容器、恒压恒速计量泵以及底水恒压注入装置等。恒压底水装置恒压为1~20 kPa; 工作温度为45 ℃。恒压恒速计量泵工作压力0~30 MPa, 工作温度为室温; 流速范围为0.001~10.0 mL/min。

产出流体标定系统主要由生产井和出液收集装置组成, 负责标定产出液的体积。

数据采集及实验控制数据采集和实验控制包括计算机、数据采集器、压差传感器、温度传感器、烘箱、实验台以及录像设备组成, 用来控制实验运行, 定时测量和温度控制、实验录像等工作。录像部分由Logitech Pro C910高清摄像头负责, 视频拍摄分辨率1 920×1 080;工作温度为45 ℃。

(2) 物理模拟实验方法与流程。三维可视化物理模拟实验的实验用水和油分别采用亚甲基蓝和苏丹Ⅲ试剂作染色处理, 实验流程如图 4所示, 着重图像采集及数据分析。耐压物理模拟实验的流体采用塔河油田原油和地层水, 采用1注4采方式, 实验温度为60 ℃, 实验回压为6 MPa, 实验流程如图 5所示, 侧重于驱油效果定量化数据计量。实验用模拟油黏度为23.9 mPa·s(25 ℃), 泡沫由N₂、起泡剂和稳泡剂混合流入泡沫发生器产生。

图 4

图 4 二维和三维缝洞模型可视化驱替实验流程 Fig.4 Visualization of displacement experimental flow chart of 2D and 3D model

图 5

图 5 三维高温高压缝洞模型驱替实验流程 Fig.5 Flow chart of displacement experiment of 3D high temperature and high pressure model

塔河油田注气驱矿场实践证明气驱在该类油藏能够增加地层能量、增大波及体积、启动洞顶阁楼油等^[12], 能够有效启动水驱剩余油。

与注入水不同, N₂进入溶洞后首先上浮至溶洞顶部形成气顶, 启动水驱后阁楼油, 当气顶下推至缝洞连接处时(形成溶洞下部绕流油), N₂沿裂缝溢出, 进入其他溶洞(图 6、7)。由于各个溶洞的连通程度不尽相同, 因此气窜前N₂沿裂缝进入各个连通溶洞的速度不同。气窜后, 驱替压力下降, N₂主要沿着气窜通道流动, 产油速度大幅下降, 气体波及体积增速变缓。

图 6

图 6 缝洞网络模型注N2驱替实验结果 Fig.6 Experimental results of N2 flooding in 2D fracture and cavity network model

图 7

图 7 三维缝洞模型注N2驱替实验结果 Fig.7 Experimental results of N2 flooding in 3D fracture and cavity model

由于气油密度差异大, 重力分异作用使得N₂能够优先波及油藏高部位, 尤其是在大尺度通道(如溶洞、大裂缝)中, 然后稳定向下驱替注入水与底水波及不到的阁楼油(图 7)。气驱剩余油类型及其成因(表 1)可以初步分为封闭孔洞剩余油、绕流油、洞底封闭油、油膜。其中, “洞底封闭油”与水驱中阁楼油相对应。

表 1

表 1 气驱剩余油类型及成因 Table 1 Types and causes of residual oil in N2 flooding 剩余油类型 溶洞中位置 成因 封闭孔洞剩余油 整个溶洞 缝洞连通性差(地质因素) 洞底封闭油 溶洞底部 溶洞形状 溶洞中、下部 溶洞打开部位较高 绕流油 整个溶洞 缝洞连通性差(流体因素) 溶洞中、上部 溶洞中气油分异 溶洞出口位置 气体锥进 油膜 溶洞壁 润湿性、吸附等

表 1 气驱剩余油类型及成因 Table 1 Types and causes of residual oil in N2 flooding

气驱过程中, 由于油气黏度差异大和气体的可压缩性, 气体的流动阻力更小, 使其能够进人水驱未波及的溶洞, 进一步扩大波及体积。同时, 气体易沿优势通道发生窜流, 不利于扩大波及体积(图 7)。由于缝洞型油藏介质尺度较大, 相比前者气体的窜进对气驱效果影响较大, 一旦气窜通道形成之后, 注入气会优先沿通道流动形成绕流油, 降低气体波及效率。

缝洞型油藏大部分储量分布于溶洞储集空间中, 注入介质能否有效波及溶洞, 是此类油藏提高采收率的关键。裂缝是沟通溶洞的连通通道, 裂缝的连通性与注入介质在不同尺度裂缝中的流动能力决定了错综复杂的溶洞是否能够被有效波及。增产措施能够改善裂缝的产状, 进而改变连通性, 但其措施影响范围有限且可控性低。因此, 迫切需要探索通过控制注入介质的性质, 有效降低气体黏度^[13], 达到提高采收率的目的。泡沫驱在砂岩油藏应用较广泛, 能够有效抑制气体黏性指进、重力超覆。对于缝洞型介质而言, 缝洞尺度差异更大(裂缝小于毫米级)^[14], 其流动形态与多孔介质有所不同。

泡沫驱过程中, 泡沫首先进入大的流动通道, 此时, 流体大致可以分为稳定泡沫带、泡沫-油混合带和纯油带。由于泡沫的遇油不稳定性, 泡沫驱替前缘的泡沫接触原油后极易破裂, 释放出的氮气不易溶于油, 在重力分异作用下进入到构造高部位并不断聚集, 形成次生气顶, 顶替出‘阁楼油’; 随着泡沫的不断注入, 原油在泡沫和气体的共同作用下被不断驱出, 大通道内含油饱和度降低, 泡沫稳定性增强并在流动通道内堆积, 这种堆积作用增加了后续泡沫向大通道内运移的阻力, 并对气体产生封堵作用, 控制了气体的流度, 使气体界面能够均匀下降, 有效抑制了气窜的发生(图 8)。二维裂缝网络模型氮气泡沫驱实验结果也表明, 泡沫这种增黏作用与可变阻力效应能够延缓气体的突破, 波及到模型中所有裂缝, 包括盲端缝, 大幅增加了气体的波及体积(图 9)。

图 8

图 8 缝洞网络模型注N2泡沫驱替实验结果 Fig.8 Experimental results of N2 foam flooding based on fracture and cavity network model

图 9

图 9 裂缝网络模型不同开发方式的剩余油分布 Fig.9 Distribution diagram of residual oil in different ways of development in fracture network model

图 10

图 10 三维缝洞模型注N2泡沫驱替实验结果 Fig.10 Experimental results of N2 foam flooding in 3D fracture and cavity model

在碳酸盐岩缝洞型油藏中, 溶洞波及区域洗油效率较高, 但在裂缝发育区, 残余油主要以油膜的形式存在。泡沫驱过程中, 泡沫体系中的表活剂可以降低油膜的黏附功, 使油膜更容易参与流动。同时, 驱替过程中, 泡沫挤压岩壁, 使附着在岩壁上的油膜变薄、分离, 继而被乳化、携带。因此, 泡沫能在一定程度上提高微观洗油效率。可视化物理模拟实验结果显示, 泡沫驱后, 模型壁面相比气驱更为干净, 同时采出液中也发现了原油的乳化现象, 证明了泡沫驱具有提高微观洗油效率的作用。由于缝洞型油藏中较低的比表面积, 可以认为这部分作用对总采收率的贡献相对较小。

高温高压下, 对比缝洞介质中氮气驱与泡沫驱下注入压力的变化(图 11)。气驱过程中, 压力基本保持平稳, 直到气窜为止, 注入压力大幅降低。而在泡沫驱过程中, 相同注入量下, 注泡沫压力高于注气压力。同时, 随泡沫注入量的增加, 泡沫注入压力在整体上呈上升趋势。分析是因为泡沫体系黏度大, 在缝洞网络中具有一定的封堵的作用, 增加了对后续流体的流动阻力, 从而使注入压力梯度逐渐升高。此外, 注气驱过程中, 当注入约0.45V_P(V_P为孔隙体积)氮气时发生了气窜; 而泡沫驱过程中, 泡沫窜发生在注入量为0.6V_P, 也侧面说明泡沫驱的开采效果更好。

图 11

图 11 泡沫驱与气驱过程中注入压力变化 Fig.11 Change of injection pressure during N2 foam flooding and N2 flooding

图 12

图 12 N2泡沫驱与N2驱效果对比 Fig.12 Comparison of effect of N2 foam flooding and N2 flooding

实验还表明, N₂泡沫驱具有较高的产油速度及驱油效率, 底水驱后, 泡沫能够辅助提高N₂驱采收率近7%。对于缝洞型储集体, 泡沫辅助气驱提高采收率是可行的。

(1) 增黏作用与可变阻力效应是泡沫在缝洞型介质中的主要流动机制, 泡沫能够增大注入气的波及体积。

(2) 泡沫辅助气驱能够有效延缓气窜, 有效启动水驱后绕流油和封闭孔洞剩余油, 改善水驱效果。

(3) 泡沫辅助气驱能够显著提高缝洞型油藏采收率, 作为碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率技术是可行的。