天然气开发

裂缝—孔隙型边底水气藏提高采收率大型物理模拟实验

  • 王国锋 , 1 ,
  • 周梦飞 , 2, 3, 4 ,
  • 胡勇 3, 4 ,
  • 梅青燕 5 ,
  • 焦春艳 3, 4 ,
  • 谢坤 6
展开
  • 1. 中国石油天然气集团有限公司青海油田分公司,甘肃 敦煌 736202
  • 2. 中国科学院大学渗流流体力学研究所,北京 100190
  • 3. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083
  • 4. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室,河北 廊坊 065007
  • 5. 中国石油西南油气田分公司,四川 成都 610051
  • 6. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江 大庆 163318
周梦飞(1997-),男,湖北松滋人,博士研究生,主要从事天然气开发实验与渗流机理研究.E-mail:.

王国锋(1981-),男,黑龙江明水人,博士,教授级高级工程师,主要从事石油天然气开发技术与应用研究. E-mail: .

收稿日期: 2023-04-06

  修回日期: 2023-07-18

  网络出版日期: 2024-01-10

Large-scale physical simulation experiment for enhanced gas recovery in fractured-porous water-drive gas reservoirs

  • Guofeng WANG , 1 ,
  • Mengfei ZHOU , 2, 3, 4 ,
  • Yong HU 3, 4 ,
  • Qingyan MEI 5 ,
  • Chunyan JIAO 3, 4 ,
  • Kun XIE 6
Expand
  • 1. PetroChina Qinghai Oilfield Company,Dunhuang 736202,China
  • 2. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics,University of Chinese Academy of Sciences,Beijing 100190,China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Beijing 100083,China
  • 4. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development,CNPC,Langfang 065007,China
  • 5. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company,Chengdu 610051,China
  • 6. Key Laboratory of Enhanced Oil & Gas Recovery of Ministry of Education,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China

Received date: 2023-04-06

  Revised date: 2023-07-18

  Online published: 2024-01-10

Supported by

The CNPC Science and Technology Project(2021DJ1705)

the CNPC Major Project(2021DJ1505)

摘要

围绕非均匀水侵导致裂缝—孔隙型气藏采收率低这一共性难题,以典型气藏地质模型为基础,研发大型二维物理模拟模型,建立裂缝—孔隙型气藏大型物理模拟实验方法及其装置,开展了气藏水侵规律及对采收率影响和排采优化提高气藏采收率物理模拟实验,研究了水体倍数、配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响,探索了排水时机、排水规模、排水方式等对提高气藏采收率的作用。结果表明:①作用于单井的水体倍数和气井配产高低对水侵前缘推进速度、水侵波及特征以及气藏采收率影响均十分显著,开发过程中应合理部署井网和控制气藏采气速度从而降低水侵伤害程度;②排水时机、排水规模、排水方式等技术措施对提高气藏采收率效果影响显著,应根据气藏实际条件制订合理的优化方案。研究成果对类似气藏制订控水开发提高采收率技术对策具有指导意义。

本文引用格式

王国锋 , 周梦飞 , 胡勇 , 梅青燕 , 焦春艳 , 谢坤 . 裂缝—孔隙型边底水气藏提高采收率大型物理模拟实验[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(1) : 96 -103 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.009

Abstract

This paper focuses on the common problem of low recovery of fractured-porous gas reservoirs due to water invasion, develops a large-scale planar physical simulation model based on a typical gas reservoir geological model, and establishes a large-scale physical simulation experiment method and device for fractured-porous gas reservoirs. Physical simulation experiments on drainage optimization were carried out to enhance gas recovery, and the effects of aquifer size and gas production rate on the water invasion behavior and recovery of gas reservoirs were studied. The effect of drainage timing, drainage volume, and drainage method was explored. The results show that: (1) The water energy acting on a single well and the gas production rate have significant effects on the advancement velocity of the water invasion front, the characteristics of water invasion, and the gas reservoir recovery. The deployment of the well network and the recovery rate should be optimized to reduce the water invasion damage during the development process. (2) The technical measures such as drainage timing, drainage volume, and drainage method have significant effects on enhancing gas recovery, and reasonable optimization plans should be reformulated according to the actual conditions of gas reservoirs. The results of the study are useful for formulating technical schemes for similar reservoirs to enhance gas recovery.

0 引言

裂缝—孔隙型水驱气藏探明地质储量和产量在全国天然气储产量占比均超过50%,是我国天然气增储上产的核心领域1-5。开发实践表明:非均匀水侵导致采收率低是裂缝—孔隙型水驱气藏开发普遍面临的共性难题,该类气藏采收率仅为20%~45%,远低于常规气藏,亟需探索提高采收率的技术方法6-10,支撑天然气持续上产与规模稳产。
国内外学者采用微观可视化气水互驱实验、数字岩心气水流动模拟、宏观物理模拟实验、数值模拟等方法,对常规条件下水封气形成机理11-15、气藏水侵规律16-18以及储量动用特征19-21等开展了较为系统的研究,取得了一定的成果认识,但有关裂缝—孔隙型水驱气藏水侵对开发效果影响及提高采收率技术方法方面的研究文献较少。
为此,本文以典型气藏地质模型为基础,研发大型平面物理模拟模型,建立裂缝—孔隙型气藏大型物理模拟实验方法及其装置,研究了水体倍数、配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响,探索了排水时机、排水规模、排水方式等对提高气藏采收率的作用,提出提高采收率的针对性对策建议。

1 实验方法

1.1 地质模型

以典型裂缝—孔隙型气藏地质模型为基础,以气藏储层物性特征为依据设计物理模拟实验模型。岩心物性统计表明储层孔隙度介于0.08%~17.83%之间,平均孔隙度为3.90%,孔隙度在2.5%~6.0%之间的占比为45.05%;储层渗透率介于(0.01~638)×10-3 µm2之间,平均渗透率为4.50×10-3 µm2,渗透率介于(0.1~10)×10-3 µm2之间的占比为51.02%。

1.2 实验模型

大尺寸天然岩心难以获取,国内外进行大尺寸岩心实验时除少量采用天然岩心外,绝大多数使用人造岩心。常用人造岩心制作方法有石英充填、磷酸铝石英烧结和石英砂环氧树脂胶结3种,从人造岩心孔隙结构与天然岩心相似性、岩心制作难易程度和岩心自身重复性等方面来看,石英砂环氧树脂胶结压制法具有更大优越性。本文采用石英砂与环氧树脂按比例混合胶结制成特定渗透率基质岩心,再在岩心上浇铸一层环氧树脂,提高模型的耐压性能。以该气藏地质模型[图1(a)]为基础,设计裂缝—孔隙型平面非均质岩心22-23,几何尺寸:长×宽×高=32 cm×32 cm×6 cm。岩心由上下两部分组成,左上部分渗透率K g=3.0×10-3 µm2,右下部分渗透率K g=0.3×10-3 µm2,上下部分中间包含一条贯穿裂缝,其渗透率K g=30.0×10-3 µm2;P7为气井,距离裂缝垂直距离9 cm;岩心平面上布置了20个测压点,用以监测岩心不同位置压力,通过压力变化来反映储量动用状况;岩心平面上布置了64组电极,用以监测岩心不同位置电阻率,通过电阻率变化来监测水侵前沿推进速度和储层含气饱和度变化[图1(b)];根据上述模型设计,采用石英砂环氧树脂胶结压制法制成的裂缝—孔隙型非均质平面模型实物见图1(c)。
图1 物理模拟实验模型设计与研发

Fig.1 Design and development of the physical simulation model

1.3 实验流程和步骤

实验流程如图2所示,包括高温高压仓(耐压10 MPa)、高压氮气瓶、驱替泵、中间容器、围压泵、电阻率传感器、压力传感器、气水分离装置及气体质量流量计等。压力传感器、电阻传感器、气体质量流量计通过数据采集器接入计算机,可实时记录模型的相关物理参数。
图2 实验设备与流程示意

Fig.2 Schematic of experimental facilities and process

实验步骤如下:
(1)岩心饱和气:将实验用岩心烘干后称干重,饱和氮气至9 MPa。
(2)水侵模拟:测压点P5、P16连接恒压(无限大体积)或有限体积水体,水体初始压力和气藏初始压力一致,以不同产气速率进行衰竭式开发,通过电极电阻率变化监测水体沿裂缝和基质推进状况。
(3)井筒泡排:排水时机包括气井完全水淹、刚见水和稳产期末3个时机排水,通过向模拟井筒的气液分离器中加入起泡剂(PO-FASD)实现气井井筒泡排模拟。
(4)切断水源:通过关闭中间容器和高压气瓶实现切断水源,借以模拟水源处排水。
(5)岩心解水锁:通过气井P7向岩心内部注入阴离子型表面活性剂溶液(溶剂为PO-FASD,有效含量为40%,溶液浓度为0.5%),降低气水界面张力,恢复部分气水流动能力。
实验采集和计算参数包括瞬时产气量、累计产气量、瞬时产水量、累计产水量、压力和电阻等,评价指标包括水侵前缘推进速度、水侵波及系数和采收率等。其中,利用Image J软件提取水侵区域面积比例评价水侵波及系数,通过模型采出气量与初始饱和气量比值评价采收率。

1.4 实验方案

为揭示水体倍数、气井配产、排水时机、排水方式及排水规模等因素对气藏采收率影响,设计物理模拟实验方案见表1
表1 物理模拟实验方案

Table 1 Physical simulation experiment scheme

序号 研究目标 实验方案
1 水侵规律

水体倍数:5倍水体、10倍水体、20倍水体、

60倍水体、恒压水体

2 气井配产:50、100、150、200、500 mL/min
3 排水采气优化提高采收率 排水时机:气井完全水淹时、稳产结束时、见水时
4 排水方式:气井井筒排水、水源处排水、储层解水锁
5 排水规模:0%、11%、27%、48%、62%、80%

2 实验结果与认识

2.1 水侵规律及对采收率的影响

2.1.1 不同水体倍数物理模拟实验

采用上述物理模拟实验方法,设计以P7点为采气井,气井配产200 mL/min,水体压力等于岩心饱气压力,模拟研究了水体体积相较于岩心孔隙体积的倍数分别为5倍、10倍、20倍、60倍水体和恒压水体条件下气藏开采全过程,将实时获取的64对电极的电阻数据导入Surfer软件进行网格化处理,得到平面模型的含气饱和度分布等值线图,并根据水侵前缘推进距离与时间计算气藏衰竭开采过程中水体沿裂缝、高渗基质、低渗基质的前缘推进过程和平均速度,评价了水侵波及系数和采收率等参数,实验结果见表2图3图4
表2 不同水体倍数物理模拟实验结果

Table 2 Result of physical simulation experiments under different aquifer sizes

水体倍数

水沿裂缝推进速度

/(cm/min)

水沿基质高渗区推进速度

/(cm/min)

水沿基质低渗区推进速度

/(cm/min)

水侵波及系数/% 采收率/%
5倍水体 0.158 0.047 0.015 7.03 86.24
10倍水体 0.229 0.063 0.028 31.74 83.94
20倍水体 0.366 0.088 0.040 43.95 81.97
60倍水体 1.614 0.113 0.051 78.02 57.26
恒压水体 2.740 0.150 0.065 46.30 33.20
图3 不同水体倍数条件下水侵推进过程特征

Fig.3 Characteristics of water invasion under different aquifer sizes

图4 不同水体倍数条件下水侵特征参数及采收率

Fig.4 Key parameters of water invasion and ultimate recovery under different aquifer sizes

分析表明:对于特定的气藏地质条件,水体倍数对气藏水侵规律及采收率的影响显著,从水侵推进过程特征来看,水体沿裂缝推进速度远大于基质,尤其是当水体倍数大于等于20倍时,水侵非均匀推进加剧,水侵波及系数大,气藏易形成局部水封气区域;水体恒压时,其水侵波及系数相对于60倍水体时有所下降,其原因是水体能量太强,水体与裂缝、气井之间形成优势水相推进通道,水体沿裂缝快速推进到气井产出,沿基质波及程度会降低;从采收率来看,随水体倍数增加,采收率普遍呈下降趋势,尤其是当水体倍数大于等于20时,采收率下降幅度加剧。开发过程中应结合气藏地质条件与水体分布特征,合理部署井网,确定单井合理避水高度,防控水侵非均匀快速推进,防止气井过早水淹,从而降低水侵伤害程度。

2.1.2 不同配产物理模拟实验

采用上述物理模拟实验方法,设计以P7点为采气井,水体为与岩心饱和气相压力等压的恒压水体,模拟研究了配产分别为50 mL/min、100 mL/min、150 mL/min、200 mL/min、500 mL/min条件下气藏开采全过程,测试了气藏衰竭开采过程中水体沿裂缝、高渗基质、低渗基质的前缘推进过程和平均速度,评价了水侵波及系数和采收率等参数,实验结果见表3图5图6
表3 不同配产条件下物理模拟实验结果

Table 3 Results of physical simulation experiments under different gas production rates

气井配产

水沿裂缝推进速度

/(cm/min)

水沿基质高渗区推进

速度/(cm/min)

水沿基质低渗区推进

速度/(cm/min)

水侵波及系数/% 采收率/%
50 mL/min 1.883 0.119 0.038 58.59 39.23
100 mL/min 2.269 0.141 0.057 49.80 38.09
150 mL/min 2.664 0.152 0.063 46.48 36.43
200 mL/min 2.741 0.150 0.065 46.31 33.20
500 mL/min 4.525 0.933 0.069 33.33 24.44
图5 不同配产条件下水侵推进过程特征

Fig.5 Characteristics of water invasion under different gas production rates

图6 不同配产条件下水侵特征参数及采收率

Fig.6 Key parameters of water invasion and ultimate recovery under different gas production rates

分析表明:对于特定的气藏地质条件,配产高低对气藏水侵规律及采收率的影响显著,从水侵推进过程特征来看,气井配产小于200 mL/min时,随配产增加,水侵前缘沿基质推进速度增加的幅度不大,当配产大于200 mL/min时,高渗基质供气能力不足而压降传播快,水侵前缘沿基质高渗区推进速度加快,非均匀推进加剧;水侵波及系数随配产增加呈下降趋势,说明配产增加加剧水侵沿裂缝向气井突进,水驱气驱替效率降低,水封气区域更大;从采收率来看,整体上随配产增加呈下降趋势,尤其是实验配产大于200 mL/min时,采收率下降幅度加剧。因此,开发过程中应结合气藏地质条件、气水分布特征、储层基质供气能力,优化气藏采气速度,降
低水侵非均匀推进速度,从而降低水侵伤害程度。

2.2 排采优化提高气藏采收率

在上述水侵物理模拟实验基础上,进一步探索了排水时机、排水方式、排水规模等因素对气藏采收率的影响特征与机理,认识到合理的排采方案对提高气藏采收率具有积极作用。

2.2.1 排水时机

采用上述物理模拟实验方法和流程,在恒压水体和气井配产200 mL/min条件下,模拟研究了排水时机(气井完全水淹后排水、刚见水时排水、稳产期末排水)对提高气藏采收率的影响,实验结果见图7。分析得出:气井刚见水时开始排水效果最好,最终采收率为66.62%,完全水淹时开始排水效果最差,最终采收率为27.31%,在水侵气藏衰竭开采采收率基础上仅提高了6.22%。分析认为,排水时间太晚,水侵入气藏内部或在井筒形成积液时会造成基质渗吸水,在裂缝或井底附近形成水封带,降低基质向裂缝、气井供气能力,影响产能和采收率,因此对于有水气藏,早预防和早治理最为重要,排水措施宜早不宜迟。
图7 采收率与排水时机关系

Fig.7 Relationship between recovery and drainage timing

2.2.2 排水规模

采用上述物理模拟实验方法和流程,在“恒压”水体和气井配产200 mL/min条件下,模拟研究了排水规模(排水量/水侵量)对提高气藏采收率的影响,气井分别在完全水淹后、气井稳产期后、气井刚见水时实施泡排,以及采取完全水淹后切断水源(模拟排水井主动排水阻断水体侵入)、储层注表面活性剂解水锁等措施时,排水规模分别为11%、27%、48%、62%、80%,实验结果见图8。分析得出:总体上气藏采收率随着排水规模增加而增加,排水规模27%左右时提高采收率即可见到明显效果,采收率可达59.91%,在水侵气藏衰竭开采采收率基础上提高了38.82%。上述实验结果表明:对于实际气藏开发,排水规模因井而异,边部排水井排水规模越大越好,可以防止水体侵入气藏内部;气藏内部井应确定合理排水规模,规模太大易加剧水侵,规模太小易导致井筒积液水淹,形成水封气。
图8 采收率与排水规模关系

Fig.8 Relationship between recovery and drainage volume

2.2.3 排水方式

采用上述物理模拟实验方法和流程,气井在“恒压”水体和气井配产200 mL/min条件下生产,气井水淹停产后,向井筒注入起泡剂恢复产气,气井再次不产气后,切断水源恢复产气,气井不再产气时向岩心注入表面活性剂解水锁恢复气水流动能力,模拟研究了排水方式(气井井筒泡排、切断水源、储层解水锁)对提高气藏采收率的影响,实验结果见图9。分析得出:通过气井井筒泡排+切断水源+储层解水锁联合治理措施对提高水侵气藏采收率效果显著,最终采收率可达78.45%,在水侵气藏衰竭开采采收率基础上提高57.36%。原因是一方面通过切断水源卸载水体能量,延缓水侵向气藏内部推进;另一方面是通过储层解水锁可降低水相伤害恢复储层供气能力。因此,在实际气藏开发过程中,准确识别水侵优势通道,采取主动排水保护气藏有利于提高采收率。
图9 采收率与排水方式关系

Fig.9 Relationship between recovery and drainage mode

3 结论

(1)气藏水侵规律及对采收率影响物理模拟实验结果表明:作用于单井的水体倍数和气井配产高低对水侵前缘推进速度、水侵波及特征以及气藏采收率影响均十分显著,开发过程中一方面应结合气藏地质条件与水体分布规律,合理部署井网,确定单井合理避水高度防控水侵非均匀快速推进;另一方面应结合气藏地质条件、气水分布特征、储层基质供气能力,优化气藏采气速度降低水侵非均匀推进速度。
(2)排采优化提高气藏采收率物理模拟实验结果表明:排水时机上应早预防和早治理最为重要,排水措施宜早不宜迟;排水规模上因井而异,边部排水井排水规模越大越好,可以防止水体侵入气藏内部,气藏内部井应根据水侵程度确定合理排水规模,规模太大易加剧水侵,规模太小易导致水淹形成水锁水封气;排水方式上采用气井井筒泡排+切断水源+储层解水锁联合治理措施对提高水侵气藏采收率效果显著。
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