孙欣华,党海龙,曹尚,张鸣,康胜松,奥洋洋

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安 710065;2.陕西省特低渗透油气勘探开发工程技术研究中心,西安 710065)

页岩油的勘探开发始于20世纪50年代美国的 Wiliston盆地Bakken组,在“页岩油革命”的助力下,美国页岩油产量从2007年的6.85×104t/d上升到2019年的113.71×104t/d。在地质方面,美国页岩油储层以海相沉积为主,而中国页岩油储层以陆相沉积为主。中国页岩油与北美页岩油相比,油藏埋藏深度大,储层非均质性强、相变快、孔渗差,天然裂缝发育差,有机质孔发育差,含油饱和度低,单井产能低,气油比低[1-3]。美国页岩油开采已形成比较成熟的主体技术,水平井钻井是页岩油开发的关键技术,截至2022年底,全美页岩油水平井数量已超过10 万口;分段压裂技术是实现页岩油开发另一项重要技术,随着水平段长度加长、压裂规模增大,支撑剂和压裂液使用量不断增多,有利于地层能量补充;批量化钻井、拉链式压裂的工厂化开发方式,工程技术经济多位一体的优化运行模式,实现了页岩油高效开发[4]。

中国陆相页岩油资源量约为1 500×108t,技术可采储量达(30～60)×108t[4]。付锁堂等[5]研究表明,鄂尔多斯盆地长 7 段整体属于一套细粒沉积岩,内部油气为自生自储、源内成藏,发育滞留油气成藏体系,属于典型的陆相页岩油。鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段分布面积超过6.5×104km2,资源潜力巨大,但开发难度[6-7],初步估算长7 段页岩油可采资源量达(10～15)×108t[8]。长7段页岩主要发育有机质孔、无机孔和微裂缝,岩石组分主要为泥质矿物,其次为有机组分和陆源粉砂岩,砂岩夹层和部分块状泥岩是开发的有利目标[9-12]。自2010年起,长7页岩油开发经历了丛式井注水开发、水平井注水开发、大井距体积压裂水平井超前补能开发、小井距大井丛体积压裂水平井超前补能开发等阶段,均取得了一定效果[13]。蔺明阳等[14]研究表明,长7页岩油水平井注水吞吐增油效果良好,注水吞吐对邻近采油井形成的水驱效果好于吞吐效果。李凯凯等[15]研究表明,长7页岩储层注水开发见效即见水,采用定向井进行注水吞吐在一定程度上可以补充地层能量、提高油井产量及延缓产量递减,但多轮次吞吐可行性差;如何高效补充地层能量,提高页岩油开发效果仍需进一步探索。

张娟等[16]研究表明,长7岩心静态渗析置换过程主要发生在小孔隙内,动态渗析驱替过程主要发生在大孔隙内,渗吸对总采收率的贡献范围为15%～40%。李四海等[17]研究表明,长7岩心CO2驱油较水驱提高驱油效率24.3%,主要是由于CO2溶解降黏、抽提萃取轻质组分及溶蚀作用提高储层孔隙度和渗透率。郭肖等[18]采用数值模拟对长7储层CO2、N2、20 ℃水和80 ℃水吞吐分别进行模拟研究,优选出CO2吞吐为首选开发方式。韩连福等[19]采用ANSYS 软件中瞬态热分析模块,建立薄层油页岩原位电加热模型,研究表明薄层油页岩有效加热体积在1～3 年内增长最快,3 年后温度场基本达到稳定状态;油页岩电加热原位改性技术可以在较短时间范围就有较大的裂解范围。注水吞吐受限于有效轮次,而且不能有效补充地层能量。CO2、伴生气驱替或吞吐受限于气源,无法规模应用。页岩油原位转化处于构想、实验阶段,矿场应用需突破关键技术,而且开采成本高。因此,基于长7页岩储层开发现状,选取鄂尔多斯盆地长7露头岩心制作长岩心,开展连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井吞吐及常规井吞吐实验,研究不同注水方式下含水率与采出程度变化,以期为长7页岩储层实现有效注水开发提供理论支撑。

1 实验方法

1.1 实验材料

实验岩心来自灵武市古窑子长7露头岩心,选取岩心物性和孔隙结构参数相近的12件长岩心进行实验,岩心基础参数如表1所示。

表1 岩心物性参数及实验类型

实验岩心矿物X射线衍射分析表明,石英含量为61.7%,钾长石含量为2.2%,斜长石含量为7.6%,方解石含量为9.1%,白云石含量为2.4%,黏土矿物含量为17.0%。黏土矿物X射线衍射分析表明,高岭石含量为53%,伊蒙混层含量为22%,伊利石含量为16%,绿泥石含量为9%。压汞法毛管压力曲线如图1所示,最大孔喉半径为0.539 μm,平均孔喉半径为0.175 μm,孔喉半径中值为0.136 μm,最大进汞饱和度为95.694%,排驱压力为1.362 MPa,饱和度中值压力为5.516 MPa。各项参数与长7实际井下取心分析结果相近。对于页岩油藏,毛细管力是制约此类储层采出程度的重要因素,在注水提高采收率机理、油水两相渗流规律等方面均有不可忽视的作用[20]。实验采用精制白油加中性煤油配制的模拟油,黏度为3.0 mPa·s,基本与鄂尔多斯盆地长7地层原油黏度一致。

图1 实验岩心毛管压力曲线

薛丹等[21]研究表明,长7 油层组裂缝型岩心和基质型岩心都存在强应力敏感。采用四块长7露头岩心,利用核磁共振研究其应力敏感性如图2所示,45 MPa围压下,长7储层岩石孔隙度减小范围为9%～17%,平均为12%;利用SDR(software defined radio)模型计算了渗透率比值,45 MPa围压下渗透率降为初始值的26%～47%,平均为38%。

图2 无围压/45 MPa围压下岩石的T2谱图

采用定边地区不同探井长7储层取心岩样5个完成了油水相对渗透率测试实验(表2),5个样品孔隙度平均值为6.68%、渗透率平均值为0.063 ×10-3μm2,与露头岩心在实验围压下的值接近。水驱油效率在34.42%～59.31%,平均值为47.81%。

表2 油水相对渗透率数据统计表

1.2 实验装置及实验步骤

实验平台采用长岩心多测压点模拟系统主要由驱替泵、围压泵、活塞容器、长岩心多测压点夹持器、采出液计量、压力采集等装置组成。沿夹持器从入口端开始共布置5个测压点如图3所示,每2个测压点之间的距离为16.6 cm,利用传感器实时监控岩心压力变化。

实验步骤:①岩心干燥,测量直径长度,称取净重;②干燥后的岩心置于岩心加持器内,抽取真空24 h,饱和模拟地层水24 h,恒流单相水驱,计算渗透率,取下岩心,称取湿重,计算孔隙度;③再次装入岩心加持器内,模拟油饱和3～5PV,造束缚水,计算束缚水饱和度,计算束缚水下油相有效渗透率;④按照实验方案进行驱替或吞吐实验。

2 结果与讨论

2.1 连续注水实验

注入压力恒为40 MPa进行驱替,出口端压力为常压,通过连续注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图4所示。注入孔隙体积倍数为0.13PV时,采出程度为15.05%,含水率为14.74%;注入孔隙体积倍数为0.65PV时,采出程度为23.05%,含水率为90.98%。最终注入孔隙体积倍数为6.56PV时,采出程度为28.35%,含水率为98.34%。

图4 长岩心连续注水驱替实验采出程度、含水率变化

2.2 脉冲注水实验

脉冲注水是周期注水的一种特殊方式,通过地层压力场的变化,提高注水波及系数,激活油藏供油潜能[22]。长岩心脉冲注水驱替实验中注水压力从20 MPa线性增加40 MPa,增压梯度4 MPa/h,再以4 MPa/h的降压速度,线性降压到20 MPa,共进行34个脉冲的注水。通过脉冲注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图5所示。注入孔隙体积倍数为0.20PV时,采出程度为13.62%,含水率为18.49%;注入孔隙体积倍数为0.64PV时,采出程度为25.43%,含水率为93.53%;当注入孔隙体积倍数为9.40PV时,采出程度为31.65%,含水率为98.89%。

图5 长岩心脉冲注水驱替实验采出程度、含水率变化

2.3 不稳定注水实验

不稳定注水是按一定的频率和幅度改变注水压力以改变液流方向的一种非稳态注水方式[23]。不稳定注水模拟注水压力40 MPa和30 MPa交替注入,采油井始终以6 MPa压力生产。通过不稳定注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图6所示。注入孔隙体积倍数为0.14PV时,采出程度为16.87%,含水率为14.20%;注入孔隙体积倍数为0.68PV时,采出程度为25.51%,含水率为92.90%;当注入孔隙体积倍数为9.11PV时,采出程度为32.17%,含水率为100%。

图6 长岩心不稳定注水驱替实验采出程度、含水率变化

2.4 周期注水实验

周期注水强化了基质区的渗析排油速度与深度,从而改善了油层开发效果[24]。周期注水长岩心驱替实验共采用三种实验方案。方案1,对应岩心编号4,采取间注连采的方式,注水压力30 MPa,注水半周期为5 h,采油压力6 MPa连续开采。方案2,对应岩心编号5,采取间注连采的方式,注水压力40 MPa,注水半周期为5 h,采油压力6 MPa连续开采。方案3,对应岩心编号6,采取间注间采的方式,注水压力40 MPa,注水半周期为5 h,注水时不采油,采油压力6 MPa,采油时不注水。通过多周期注水驱替,监测产量变化,得到相关曲线如图7和图8所示。方案1注入孔隙体积倍数为0.14PV时,采出程度为16.90%,含水率为14.86%;注入孔隙体积倍数为0.68PV时,采出程度为25.53%,含水率为92.7%;注入孔隙体积倍数为9.11PV时,采出程度为31.98%,含水率为99.65%。方案2注入孔隙体积倍数为0.19PV时,采出程度为17.12%,含水率为18.85%;注入孔隙体积倍数为0.64PV时,采出程度为25.24%,含水率为94.3%;注入孔隙体积倍数为9.28PV时,采出程度为33.14%,含水率为99.61%。方案3注入孔隙体积倍数为0.09PV时,采出程度为16.76%,含水率为14.94%;注入孔隙体积倍数为0.75PV时,采出程度为26.97%,含水率为95.74%;注入孔隙体积倍数为9.42PV时,采出程度为35.24%,含水率为99.75%。

图7 长岩心周期注水驱替实验采出程度变化

图8 长岩心周期注水驱替实验含水率变化

在相同的注入孔隙体积倍数下,方案3采出程度最高,方案2次之,方案1最低;适当提高注水压力有利于提高驱油效率,间注间采更利于提高驱油效率。含水与采出程度关系曲线如图9所示,在相同采出程度下,方案3含水最低,可见间注间采有利于控制含水上升。

图9 不同周期注水方式下含水与采出程度关系

2.5 水驱实验结果对比分析

6种长岩心水驱实验结果对比如表3所示,间注间采采出程度最高,为35.24%,连续注水采出程度最低,为28.35%,差值为6.89%。造成采出程度差异的主要原因是不同注水方式下长岩心压力变化幅度不同。

表3 不同注水方式长岩心实验采出程度统计

连续注水由于注入压力恒定,不存在压力场波动。对于脉冲注水,在脉冲增压周期内,靠近注入端一侧的压力上升速度最快,测压点1～5压力都在上升,但上升速度依次递减。在脉冲降压周期内,靠近注入端一侧压力下降速度最快,测压点1～5压力都在下降,但下降速度依次递减,如图10所示。

图10 长岩心脉冲注水驱替实验压力变化图

对于不稳定注水,在40 MPa的注入压力的注入过程中,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点1～5压力均上升,但上升速度及幅度依次递减,后续均出现压力稳定段。在以40 MPa转30 MPa的注入压力注入的过程中,靠近注入端一侧压力下降速度最快,测压点1～5压力均下降,但下降速度依次递减,后续均出现压力稳定段,如图11所示。

图11 长岩心不稳定注水驱替实验压力变化图

周期注水方案1和方案2均为间注连采,在注入过程内,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点1～5压力均上升,但上升速度及幅度依次递减,均出现压力基本稳定阶段。注入端停注过程内,靠近注入端一侧压力下降速度最快、幅度最大,测压点1～5压力均下降,但下降速度及幅度依次递减,如图12和图13所示。方案2比方案1注入压力高 10 MPa,最终采出程度高1.16%。此处的注入压力可以视为实际油藏的地层压力,可见保持较高的地层压力水平有利于获得较高的采收率。

图12 长岩心周期注水方案1驱替实验压力变化图

图13 长岩心周期注水方案2驱替实验压力变化图

周期注水方案3为间注间采,在注入过程内,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点1～5压力均持续上升,但上升速度及幅度依次递减。注入端停注过程内,采出端开始采油,测压点1～5压力下降速度及幅度均比较大,如图14所示。

图14 长岩心周期注水方案3驱替实验压力变化图

针对周期注水的三个方案,统计长岩心中部测压点3的压力变化幅度如表4所示,结果表明,压力变化幅度总体上方案3>方案2>方案1。方案3比方案2压力变化幅度大8～11 MPa,最终采出程度高2.1%。通过周期性提高注水量和停注的方法,形成不稳定的压力场,可以提高储层原油的动用程度;间注间采可以产生更大的压力波动,在毛细管力和弹性力的作用下,启动稳定注水无法驱替的物性差区域内的剩余油,扩大波及体积,减少死油区,提高采收率。靠近注入端部分,由于压力变化幅度大,原油得到较好驱替;靠近采出端,由于压差大,势能低,水驱波及范围大,驱油效率较高;剩余油主要分布在长岩心中部。

表4 三个周期注水方案压力变化幅度统计

2.6 水平井注水吞吐实验

为了尽可能准确地模拟水平井注水吞吐开采过程,在100 cm长的全直径岩心一端中心加工出直径3 cm、深30 cm的孔,以便模拟水平井,如图15所示。水平井长岩心吞吐实验共采用三种方案。方案1,对应岩心编号7,采取入口压力40 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案2,对应岩心编号8,采取入口压力35 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案3,对应岩心编号9,采取入口压力30 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。每个岩心分别进行三个周期吞吐注水,监测产量变化。

图15 水平井长岩心吞吐示意图

在相同轮次下,注入压力越大,采出程度越高;在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降。方案1后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为44.62%、76.92%。方案2后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为58.49%、79.25%。方案3后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为60.87%、82.61%,如表5所示。注入压力越低,后续轮次采出程度降幅越大。第一轮次吞吐末,注水压力越低含水率越低,三个轮次吞吐后不同注入压力下的含水率基本一致。

表5 不同吞吐压力下水平井长岩心采出参数

2.7 常规井注水吞吐实验

常规井长岩心吞吐实验共采用三种方案。方案1,对应岩心编号10,采取入口压力40 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa下“吐”24 h。方案2,对应岩心编号11,采取入口压力35 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa“吐”24 h。方案3,对应岩心编号12,采取入口压力30 MPa条件下“吞”20 h,再在6 MPa“吐”24 h。每个岩心分别进行三个周期吞吐注水,监测产量变化。在相同轮次下,注入压力越大,采出程度越高;含水率绝对值差异很小,如表6所示。

表6 不同吞吐压力下常规井长岩心采出参数

2.8 吞吐实验结果对比分析

本次水平井、常规井吞吐在相同吞吐压力下三个轮次后实验结果分析如表7所示,水平井比常规井采出程度高0.85%～1.55%,含水率低3.06%～5.06%。主要是由于水平井井筒与储层的接触面积增大造成的。

表7 水平井与常规井注水吞吐采出程度对比

在注水吞吐过程中,注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位,关井后,在毛细管力的作用下,注入水与中、小孔喉或基质中的原油发生置换,导致油水重新分布;开井降压生产时,置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的原油随部分注入水一起采出;增加“吞”与“吐”压差,可以加大地层压力波动幅度,较高的注入压力在采油速度、采出程度和含水率方面具有综合优势。

3 结论

(1)长7页岩储层长岩心注水驱替实验结果表明,在相同的采出程度下,连续驱替含水率最高,间注间采含水率最低;实验末采出程度间注间采最高,为35.24%,连续注水最低,为28.35%,差值为6.89%。较高的注水压力,有利于获得较高的采出程度;压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油,提高原油采收率。

(2)长7页岩储层长岩心注水吞吐实验结果表明,在相同轮次下,注入压力越高,采出程度越高,实验最高值为5.08%;由于缺乏能量连续补充,采出程度比周期注水低30%左右。在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,实验最高值为2.84%,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降,第三轮次降幅实验最高值为82.61%。实际油井注水吞吐以实施三个周期为宜。在相同的注入压力和轮次下,水平井长岩心注水吞吐开发效果优于常规井。