塔里木盆地是中国西部地区油气上产的主阵地,肩负着加快西部建设、推动西部地区经济发展的重任
[1-3]。顺北地区断控缝洞型凝析气藏是塔里木盆地近年来油气勘探的新突破,有望成为西北油田千万吨油气田建设目标的重要助力,其高效开发对西部地区油气资源战略制定,加快地方经济建设、维护国家能源安全具有重要意义
[4-6]。顺北地区的油气藏属于深层超高压凝析气,具有埋藏深、地层压力高、流体性质复杂的特点
[7-8],其储集体以缝洞结构为主,厚度较大,且不同裂缝条带的流体性质各异、埋藏深、流体相态复杂
[9-10]。以往的凝析气藏开发方法在该区适用性不高,特别是针对深层超高压凝析气藏的相变和渗流规律不清,适用于超深层凝析气藏高效生产的开发方式不确定。因此,亟须开展超深层断控缝洞结构凝析气藏微观可视化相态和流动特征研究,探索适用于顺北地区凝析气藏稳定、高效开发方案制定的渗流理论。
可视化微观物理驱替模型、计算机X射线断层扫描(computed tomography,CT)和核磁共振成像(magnetic resonance imaging,MRI)是目前最常用的可视化技术
[11-13],其中微观结构的构建常利用岩心CT扫描、核磁共振、微电子光刻技术和三维重构技术结合
[14-15]。徐雯硕等
[16]利用微观可视化渗流实验,对凝析气藏衰竭开发过程的反凝析过程中复杂流动的渗流规律进行研究,揭示凝析油流动方式为携带、贴壁爬行、界面流、脉冲流、段塞流、溪状流、连续流、小液滴随大液滴和液流汇聚的运移规律。石志良等
[17]通过微观可视化渗流实验,研究了近井地带凝析油分布和流动规律,发现凝析油容易聚集在小孔道、喉道、部分死孔隙以及孔壁表面,随着凝析油量的持续增加,逐渐演化形成段塞,但是在大孔道中凝析油不容易聚集。流动形态则呈现出携带、贴壁爬行、段塞流等3种方式。宋艳波等
[18]认为贴壁凝析油膜可分为吸附油、束缚油和外层油3层,其中束缚油和外层油组成的薄膜油是“贴壁流”的流动体,束缚油在分子引力作用下贴壁移动,外层油在压差力作用下紧贴孔隙内壁流动是凝析油“贴壁流”现象的微观机理。冯鑫等
[19]利用 X 射线安检机直观描述了大尺寸平板模型中油水渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。昌伦杰等
[20]研究发现碳酸盐岩缝洞储层岩心压力衰竭过程主要是一个油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程,最终网络状油增加,多孔状、单孔状和油膜状油减少。何芬等
[21]通过微模型模拟驱替过程进行微观驱油实验,结合油水间界面张力和黏弹性模量测定实验研究不同阳离子和表面活性剂协同作用对采收率的影响。储层结构特征是决定油气流动特征和产量规模的关键性因素,明确储集体结构特征对油气勘探开发具有重要意义
[22-24]。以上研究多是对微观相态变化和流动现象进行宏观解释,并未对不同结构类型储集体内、不同开采位置的相变和流体特征进行研究,另一方面凝析气藏开发过程中压力降低导致相态由单相向两相变化具有明显的阶段性,但是目前缺乏阶段性相变规律的研究。现根据顺北断控缝洞型凝析气藏岩心、铸体、地质特征构建的裂缝-孔洞、裂缝-盲端和裂缝洞穴3种微观模型的特征,在此基础上开展高温高压凝析气藏多尺度可视化反凝析多相流动机理研究,为研究区断裂带缝洞型凝析气藏的高效开发提供有力理论依据。
1 微观可视化实验设计与方法
1.1 可视化模型构建
油气储层的微观孔隙结构特征与分布规律决定了储层中流体的微观分布关系、渗流机理与渗流规律。为了明确多尺度结构内凝析气流动形态,根据全直径岩心、铸体薄片、测井和试井结果,同时考虑侧向、纵向流动特征,在遵循等比例缩放原则的基础上构建了孔隙-裂缝、裂缝-盲端和裂缝-孔洞三种微观结构模型。借助现代激光刻蚀技术,在圆形玻璃上制作了储层结构特征明显的可视化微观模型(
表1),其中外圈圆环直径为25 cm,连接孔洞的微裂缝网络宽度为30 μm。
1.2 实验方法
1.2.1 流体样品
选用顺北二区S1井流体样品,取样层气藏温度为165.45 ℃,地层压力为90.55 MPa。闪蒸油比为1 094.4 m
3/m
3。井流物组成分布中,C
1+N
2含量为78.872%、C
2~C
6+CO
2含量为16.62%;C
7+含量为8.674%,凝析油含量为723.04 g/m
3,露点压力为40.12 MPa,可定性为特高含凝析油凝析气藏(
图1)。
1.2.2 实验步骤
(1)将刻蚀模型放至夹持器内,垂直放置,先开展上部采气实验。
(2)模型外围压和模型内凝析气压力缓慢同步增压至围压50 MPa,凝析气压力45 MPa,凝析气压力进入微观模型速度由手阀1控制;手阀1至配样器端压力由计量泵2恒压为45 MPa(
图2、
图3)。
(3)微观模型内压力增至45 MPa后,计量泵3缓慢退泵降低压力,让配样器中的凝析气驱替微观模型中在增压时由于压力变化而发生相态变化的凝析气后充注原始凝析气。
(4)驱替体积约3倍管线体积后停止驱替,关闭手阀1。计量泵3开始以缓慢速度退泵,直至降低到20 MPa(
图4)。
(5)在出现明显的相态变化和流动形态变化情况下,进行视频记录。
(6)调整刻蚀模型方向,重复步骤(2)~步骤(5)开展下部采气实验。
2 不同类型结构内凝析气相态变化和流动特征分析
2.1 孔隙-裂缝型微观相变和流动机理
2.1.1 上部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图5)。
第一阶段是未达到露点压力之前,微孔隙内未见反凝析现象;随着压力的降低,当压力降至42 MPa时,底部的裂隙和小孔洞内优先出现雾态,该阶段流体表现为“析而不聚”现象。在流动气体的携带作用下,形成雾状流,凝析油不出现堆积现象。该阶段以气体流动的驱动力为主,重力对雾状油滴的作用可以忽略。
第二阶段是当压力从42 MPa降低至38 MPa时,凝析油量不断增加,裂隙和小孔洞内的凝析油逐渐聚集,先以微小油滴分散悬浮在孔洞内。随着压力的持续降低,凝析油不断增加,油滴聚集,在向上运移的气流带动下形成线性流动。向上运移的油滴在孔吼处会出现短暂的“卡顿”,形成油段,由于此刻压力较高,气体流动能力较强,油段持续时间较短。另一方面,微小油滴在上部孔洞内持续聚集,形成较大的“油泡”,在气流带动下被采出。同时部分孔洞内出现堆积现象,该现象在模型边部空间内表现得更为明显。该阶段以气体流动对凝析油的驱动力为主,重力和毛管力为辅。但是随着压力的降低,气驱力逐渐降低,重力和毛管力对凝析油流动的贡献程度增大。
第三阶段是当压力从35 MPa降低到30 MPa时,凝析油含量持续增加,两相流态趋于减弱,凝析油在孔隙、裂隙内堆积,在微观孔隙内呈现出半月状贴壁油膜,在气体的驱动作用下表现为贴壁爬行流、分散油段。该阶段凝析油饱和度表现为先增加后降低循环交替变化的特征,且随着压力降低,循环周期逐渐扩大。这是因为压力降低,流体运移的动力(气驱力与重力)和阻力(毛管力)趋向一致,使得凝析油表现为“聚而不动”。随着凝析油聚集量增加,重力增大,毛管力减小,突破流动的极限条件,使得较大孔洞内的凝析油恢复流动,继续向下运移。
第四阶段是当压力从30 MPa降低至20 MPa时,已经无法观测到凝析油增加现象,该阶段表现为单相流态。此阶段,反凝析液量持续增加至最大反凝析,凝析油堆积。
对于此类储集结构的凝析气藏,在压力降低至露点压力之后,对于打开顶部的井而言,适当地放大工作制度,提高气体携液能力,有力防止凝析油在储层内的堆积,进而达到提高采收率的效果。
2.1.2 下部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图6)。
第一阶段与孔隙-裂缝上部采气第一阶段近似相同,该阶段是上部先出现雾状亮斑,并在气流的驱动下沿裂缝向下运移。
第二阶段是当压力从42 MPa降低至36.6 MPa时,微小的油滴从上至下呈现出线性流,随着压力降低,线性流的范围逐渐扩大,维持线性流状态至41 MPa。在此之后,微小油滴聚集形成较大的“油泡”,在重力和驱动力的双重作用下快速向下运移,并在裂隙和底部的孔洞内出现短暂的堆积现象,孔吼处的“卡顿”现象不明显,在中间孔洞内会出现“漩涡流”现象。这是因为重力和驱气力均为动力,上部析出的油会沿着多个运移通道到达底部,由于底部出口段仅有一条裂隙,进而在底端出现短暂的“积液”现象。中间孔隙内凝析油无法顺利向下运移,但是受到重力和气流驱替,两者共同作用引起油滴在孔隙内呈现“漩涡流”。
第三阶段是当压力从36.6 MPa降低至25.6 MPa时,凝析油在孔隙内的聚集程度提升,油滴逐渐变大,呈现椭球状。凝析油滴在孔隙和裂缝连接处、部分孔隙内出现堆积,贴壁流现象显著。持续降压,使得凝析油逐渐占据孔隙空间,孔洞内以半月斑片状流态为主,斑片状凝析油近乎充填孔洞空间,此时凝析油的析出和采出近似动态平衡,孔隙内凝析油液面呈现起伏波动现象。这是因为凝析油的析出速度大于采出速度,且具有可流动性,孔隙内凝析油在重力和凝析气双重启动下被部分携带采出。
第四阶段是当压力从25.6 MPa降低至20 MPa时,与上部采气近似相同。
孔隙-裂缝模型中,随着压力的降低,凝析气的流态呈现雾状流、两相流(线性流、液滴流、贴壁爬行流等)和单一气相流,微裂缝内优先出现反凝析现象,且堆积程度较高。凝析油的赋存状态呈现多种类型、分散分布特征:微小悬浮油滴、半月状贴壁油膜、悬浮油滴、分散油段、斑片油、堆栈和滞留油。对比不同打开位置,发现打开底部气流和重力双重作用下更利于携带凝析油采出,运移通道上反凝析油的堆栈和滞留较打开顶部更少。
2.2 裂缝-盲端型微观相变和流动机理
2.2.1 上部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图7)。
第一阶段是未达到露点压力之前,微孔隙内未见反凝析现象;随着压力的降低,当压力降至41.94 MPa时,主通道内优先出现雾态,该阶段流体表现为“析而不聚”现象。在流动气体的携带作用下,形成雾状流,凝析油不出现堆积现象。该阶段以气体流动的驱动力为主,重力对雾状油滴的作用可以忽略。
第二阶段是当压力从41.94 MPa降低至35.85 MPa时,主通道内凝析油量不断增加和聚集,优先出现线性流,初期流线较细。当压力达到41.09 MPa时,盲端孔隙内开始出现线性流,主通道内流线不断加粗,部分位置出现卡断现象,顶部出现分散油滴。随着压力降低,当压力达到38.37 MPa时,主通道内上部开始出现聚集的油滴,在气流的驱动下呈现出油滴流,盲端内压力不断降低,凝析油聚集呈连片状,线性流消失,出现渗流屏障现象,导致盲端内凝析油难以被采出。
第三阶段是当压力从35.85 MPa降低到29.93 MPa时,凝析油沿主通道以紊流的形式向上运移,盲端内凝析油则持续聚集,在壁面排斥力和回旋气流双重作用下以悬浮状油滴和油膜形式存在。随着压力的降低,凝析油饱和度达到70%~80%,凝析气则以分散气泡在浮力作用下沿主通道流动。
第四阶段是当压力从29.93 MPa降低至20 MPa时,此阶段为单相流,主通道几乎被凝析油完全充填,单盲端未被充填完全,由于分散的气泡在表面张力作用下阻碍凝析油向主通道运移,导致凝析油被封存。
2.2.2 下部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图8)。
第一阶段与裂缝-盲端上部采气第一阶段近似相同,该阶段是上部先出现雾状亮斑,并在气流的驱动下沿裂缝向下运移。
第二阶段是当压力从42.41 MPa降低至35.0 MPa时,雾状流向线性流过渡,阶段中后期主通道和盲端均出现分散油滴,主通道对盲端流动屏蔽作用较上部采气更明显。
第三阶段是当压力从35.0 MPa降低到29.94 MPa时,凝析油沿主通道以管流的形式向下运移,盲端内凝析油则持续聚集,油滴逐渐增大,以油膜形式存在。随着压力的降低,凝析油饱和度达到70%~80%。
第四阶段是当压力从29.94 MPa降低至20 MPa时,此阶段为单相流,主通道和盲端几乎被凝析油完全充填。
裂隙-盲端模型内凝析气随着压力的降低,流态呈现雾状流、两相流(线性流、管流等)和单一气相流。凝析油的赋存状态呈现,微小悬浮油滴、不规则油滴、悬浮油滴、贴壁油膜、堆栈和滞留油。对不同打开部位的差异,发现打开顶部和底部,孔洞中盲端和洞穴中析出的雾状凝析液更不易被气流带出更明显。
2.3 裂缝-孔洞型微观相变和流动机理
2.3.1 上部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图9)。
第一阶段是未达到露点压力之前,微孔隙内未见反凝析现象;随着压力的降低,当压力降至41.88 MPa时,主通道内优先出现雾态,该阶段流体表现为“析而不聚”现象。在流动气体的携带作用下,形成雾状流,凝析油不出现堆积现象。该阶段以气体流动的驱动力为主,重力对雾状油滴的作用可以忽略。
第二阶段是当压力从41.88 MPa降低至40.29 MPa时,此阶段相态变化明显、流动特征复杂。当压力到达41.88 MPa时,相对较大的孔洞内开始出现线性流,随着压力降低至41.42 MPa时,小孔洞内开始出现线性流,此时大孔洞内线性流宽度逐渐增大,呈现出叶状羽流、斑片状羽流、斑片状羽流等多样流态。当压力达到40.38 MPa时,大孔洞内凝析油聚集连片,形成可流动凝析油膜,小孔洞内出现悬浮油滴。
第三阶段是当压力从40.29 MPa降低到33.1 MPa时,凝析油含量持续增加,且起到主要作用,凝析气在凝析油中从线性流向连续气泡流过渡,最终出现分散气泡流。
第四阶段是当压力从29.93 MPa降低至20 MPa时,此阶段为单相流,凝析气则以分散气泡形式存在。
2.3.2 下部采气
降压过程中相态变化和流动特征呈现4个阶段的变化(
图10)。
第一阶段与裂缝-孔洞上部采气第一阶段近似相同,该阶段是上部先现雾状亮斑,并在气流的驱动下沿裂缝向下运移。
第二阶段是当压力从41.41 MPa降低至40.51 MPa时,此阶段相态变化明显、流动特征复杂。当压力到达41.41 MPa时,相对较大的孔洞内开始出现线性流,随着压力降低至41.33 MPa时,大孔洞内出现叶状羽流,小孔洞内出现线性流。当压力达到41.25 MPa时,大孔洞内出现“斑片状羽流+分散油滴”,上部小孔洞内出现线性流,中下部小孔洞内分散油滴。当压力达到41.16 MPa时,大孔洞内出现横纹羽流,下部小孔洞出现分散油滴,中部油滴聚集连片。当压力达到40.84 MPa时,大孔洞内形成凝析油聚集连片,其他空间内凝析油由分散油滴向连片过渡。当压力达到40.66 MPa时,大孔洞内凝析油连片聚集,相对小的孔洞内未完全被凝析油充填。
第三阶段是当压力从40.51 MPa降低到31.02 MPa时,凝析油含量持续增加,且起到主要作用。当压力达到40.66 MPa时,大孔洞内凝析油连片聚集,气体以线性流穿越油膜,且有固定通道。当压力达到37.69 MPa时,气体流道逐渐变窄,在大孔洞内连续性中断,气体出现“摇摆尾部”,在油相中形成气泡。当压力达到35.08 MPa时,气体通道逐渐消失,气体呈现出分散气泡流,小孔洞逐渐被凝析油充填。
第四阶段是当压力从31.02 MPa降低至19.9 MPa时,此阶段凝析油面积逐渐扩大,由可动流向不可动流过渡,凝析油逐渐克服壁面张力,打破边界效应,基本占领全部孔隙,大孔洞内凝析油占比较小孔洞更低。
裂隙-孔洞内凝析气随着压力的降低,流态呈现雾状流、两相流(线性流、叶状羽流、斑片状羽流、横纹羽流、斑片状羽流等)和分散气泡流。凝析油的赋存状态呈现特征:微小悬浮油滴、连续油滴、羽叶状油膜、横纹羽叶状油膜、斑片状油膜、连片状油膜。对比不同打开部位的差异,发现打开底部过程中,气流和重力双重作用下更利于携带凝析油采出,打开顶部时,孔洞中反凝析油的堆栈更明显。
3 微观结构多尺度渗流模型
通过对微观可视化模型中凝析气流动特征进行分析和总结,根据不同压力阶段的流动特征,构建了多尺度空间内“四阶段流动模型”,该模型有效地表征了支撑降压过程中凝析气藏流动和赋存状态。根据模型结果,发现不同缝洞结构内流态差异明显,其中露点压力之下1~5 MPa流态变化明显,另一方面空间尺度越大,流态形式越多样、流变越提前。
通过对3种结构内上部采气和下部采气在不同压力下剩余油进行定量表征(
图11),结果显示孔隙-裂缝型上部采气时剩余油含量最大、裂缝-孔洞型顶部采气时剩余油最小。
对比不同阶段剩余油特征,发现第一阶段无剩余油产生;第二、三阶段主要分布在小尺度孔洞、微裂缝和盲端,受流动屏障控制;第四阶段剩余油几乎占据全部空间,受反凝析控制。结合上述论证,确定打开储层底部有利于凝析油采出,这是因为在重力和气体驱动力同向作用下可为凝析油采出提供更强的能量,有利于凝析油的采出。
4 结论
超深层断控缝洞型凝析气藏具有超高温高压、储层结构呈现孔-缝-洞多尺度共同发育特征,进而导致开发过程中流体相变规律复杂、难以准确描述。根据顺北断控缝洞型凝析气藏岩心、铸体、地质特征构建了裂缝-孔洞、裂缝-盲端和裂缝洞穴3种微观模型,在此基础上开展高温高压凝析气藏多尺度可视化反凝析多相流动机理研究,根据实验结果准确捕捉降压过程凝析气相态变化过程,详细描述凝析在多尺度内的流动和赋存形态,对比上部采气和下部采气渗流特征,进而构建多尺度空间内凝析气藏分阶段流动模型,得到以下结论。
(1)雾状反凝析油析出后,形成分散在微孔隙凝析气中的微小悬浮液滴,部分占据微观孔隙形成半月状贴壁油膜,部分可以短暂卡在孔喉收缩处形成变形油滴或油段等,部分仍可保持在非平衡的雾状气溶胶状态。
(2)上部采气渗流特征表现为析出的反凝析油总体上被向上流动的气流携带驱替,微孔隙中未见明显反凝析油的堆栈和滞留,部分暂时性的凝析油滞留随着驱替压差增大可以被气流携带形成液滴流、贴壁爬行流、分散油段两相流动。洞穴结构内上部采气会出现基于重力分异的纵纹羽流渗流特征。
(3)下部采气渗流特征表现为析出的反凝析油总体上被向下流动的气流携带驱替,微孔隙中未见明显反凝析油的堆栈和滞留,但局部相对低渗的微孔隙-孔喉中最终会形成沾满微孔隙局部滞留油。部分暂时性的凝析油滞留随着驱替压差增大可以被气流携带形成液滴流、贴壁爬行流、分散油段两相流动。洞穴结构内下部采气会出现基于重力分异的横纹羽流渗流特征。
(4)根据凝析气流动特征,创新性地构建了多尺度空间内“四阶段流动模型”,支撑降压过程中凝析气藏流动和赋存状态表征。第一阶段无剩余油产生;第二、三阶段主要分布在小尺度孔洞、微裂缝和盲端,受流动屏障控制;第四阶段剩余油几乎占据全部空间,受反凝析控制。
PDF
(29136KB)
