低滲油藏水驅(qū)后CO2驅(qū)潛力評價及注入?yún)?shù)優(yōu)化

楊紅，余華貴，黃春霞，王偉，趙永攀，王維波

（延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075）

0 引言

我國陸上老油田已進(jìn)入開發(fā)中后期，目前新投入開發(fā)的油田中，低滲透油藏難以動用的儲量所占比例巨大［1］，常規(guī)的注水開發(fā)方式存在注入水困難［2-4］、地下能量虧空嚴(yán)重等問題，開發(fā)效果不明顯［5-9］。氣驅(qū)因具有改善油水流度比、溶解膨脹、降低油水界面張力等作用而備受關(guān)注［10-16］。延長油田喬家洼區(qū)塊平均滲透率1.22×10-3μm2，平均孔隙度12.8%，平均滲透率級差4.6，屬于典型的低孔、特低滲油藏，且區(qū)塊非均質(zhì)性較強(qiáng)。

該區(qū)塊于2007年初正式投入開發(fā)，2008年3月開始注水開發(fā)，平均單井日產(chǎn)油量由開發(fā)初期的1.52 t下降到目前的0.18 t，人工壓裂有效期短，含水率變化幅度小。在注水開發(fā)過程中，部分注水井注入水困難，含水率、油壓與日注水量相關(guān)性不強(qiáng)，具有典型的單井產(chǎn)量低、產(chǎn)量遞減速度快、水驅(qū)動用程度低等問題。

該區(qū)塊于2012年9月已開始CO2注入試驗，但目前對后續(xù)CO2驅(qū)在試驗區(qū)塊的研究驅(qū)油潛力暫處于探索階段。為此，開展CO2驅(qū)潛力評價試驗，并對CO2驅(qū)注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化，利用優(yōu)化的CO2驅(qū)注入?yún)?shù)，對區(qū)塊產(chǎn)量進(jìn)行數(shù)值模擬研究，這對喬家洼區(qū)塊進(jìn)一步開展CO2驅(qū)現(xiàn)場試驗、探索CO2驅(qū)在延長油田的可行性具有重要的理論指導(dǎo)意義。

1 CO2 驅(qū)油實驗

1.1 實驗材料

RS6000 流變儀、耐腐蝕巖心夾持器、高壓物性儀、高壓配樣器、高壓計量泵、恒溫箱、油氣分離器、氣體流量計、氣瓶、電子天平、中間容器等。

實驗原油黏度為4.87 mPa·s，密度為0.858 g/cm3，地層水礦化度為71.34 g/L，方巖心尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 實驗流程

1）將已烘干、稱重、飽和水等驅(qū)油實驗前處理的實驗巖心，進(jìn)行水測滲透率以及油驅(qū)水實驗，以計算含油飽和度。

2）開展水驅(qū)油實驗，直至出口端含水率達(dá)到90%為止，轉(zhuǎn)為連續(xù)氣驅(qū)或氣水交替驅(qū)，并及時計量出口端油氣水三相體積。

3）篩選符合實驗要求的巖心，按照實驗注入?yún)?shù)重復(fù)進(jìn)行下一組CO2驅(qū)油實驗。

1.3 實驗方案

共開展8 組實驗，實驗方案見表1。其中：1#，2#實驗用于CO2驅(qū)潛力評價，2#，3#，4#用于優(yōu)化注入速度，2#，5#，6#用于優(yōu)化注入段塞尺寸，2#，7#，8#用于優(yōu)化氣水比。另外，為了模擬實驗區(qū)塊非均質(zhì)性，實驗中巖心滲透率級差均取10。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 CO2 驅(qū)潛力評價

由表2中的1#，2#實驗結(jié)果可以看出，后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上分別可以提高采收率8.43，20.95 百分點，這說明對于目標(biāo)區(qū)塊，CO2驅(qū)具有較大潛力，且氣水交替驅(qū)效果好于連續(xù)氣驅(qū)。

連續(xù)氣驅(qū)可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率。因為經(jīng)過長期的水驅(qū)之后，巖心中不同程度地形成了水流通道，而在后續(xù)氣驅(qū)過程中，隨著CO2在原油及地層水中的不斷溶解，油水流度比得到改善，原有的水流通道會因為水相滲透率的降低而被其一定程度地屏蔽，致使CO2進(jìn)入原先水難以波及的區(qū)域。

表1 CO2 驅(qū)油實驗方案

表2 后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)實驗結(jié)果

如圖1a所示，相對于水驅(qū)和連續(xù)氣驅(qū)，氣水交替驅(qū)可以更大幅度地提高采收率，這主要是由于氣水交替驅(qū)過程中出現(xiàn)的氣水界面增大了氣相和水相的驅(qū)替阻力，這里稱為兩相的抑制作用。具體表現(xiàn)為氣相可以抑制水相過早形成連續(xù)相，延阻水相直接沿著水流通道前進(jìn)。圖1b中含水率變化曲線上，氣水交替驅(qū)含水率變化曲線的大幅波動即可說明氣相對水相的抑制效果；同時，水相可以抑制氣相過早氣竄。圖1c中氣油比變化曲線說明氣水交替驅(qū)CO2大面積突破時間遠(yuǎn)滯后于連續(xù)氣驅(qū)。

2.2 注入速度優(yōu)化

比較表2中2#，3#，4#實驗驅(qū)替結(jié)果可知，在驅(qū)替速度為0.727，0.436，1.163 m/min 時，三者提高采收率分別為20.95，15.69，17.25 百分點，其提高采收率隨注入速度的增大呈先增大后降低的變化趨勢。

這主要是由于當(dāng)驅(qū)替速度較小時，驅(qū)替壓力相對較低，前面注入的氣水段塞對流體剖面的控制能力相對有限；當(dāng)驅(qū)替速度過高時，氣相容易越過水相造成CO2發(fā)生嚴(yán)重氣竄，此時氣水交替驅(qū)波及效率有限。因此，在水驅(qū)程度相近的情況下，最佳驅(qū)替速度為0.727 mL/min。

圖1 不同驅(qū)替方式下CO2 驅(qū)油動態(tài)

2.3 注入段塞尺寸優(yōu)化

比較表2中2#，5#，6#實驗驅(qū)替結(jié)果可知，在注入段塞尺寸為0.10，0.05，0.20 PV 時，三者提高采收率幅度分別為20.95，15.11，13.39 百分點，其提高采收率幅度隨注入段塞尺寸的增大呈先增大后降低的變化趨勢。

如圖2a所示，隨著氣水交替驅(qū)注入段塞尺寸的增大，其采收率呈先增大后降低的趨勢。這主要是由于注入段塞尺寸的大小影響著氣水兩相在巖心中的存在形態(tài)。具體表現(xiàn)為，當(dāng)注入段塞尺寸太小時，氣水交替注入頻率加快，水較氣更容易形成連續(xù)相。圖2b含水率變化曲線中，注入段塞為0.05 PV 時含水率曲線明顯在其他注入段塞尺寸的含水率曲線之上，同時，注入段塞尺寸太小對CO2改善油水流度比也會產(chǎn)生不利影響。當(dāng)注入段塞尺寸太大時，容易造成氣相的過早突破，圖2c氣油比變化曲線中，注入段塞為0.20 PV 的氣體大面積突破時間明顯較其他注入段塞尺寸的氣體突破時間提前。因而，在氣水交替驅(qū)過程中，最佳氣水段塞尺寸為0.10 PV。

圖2 不同注入段塞條件下氣水交替驅(qū)油動態(tài)

2.4 注入氣水比優(yōu)化

比較表2中2#，7#，8#實驗驅(qū)替結(jié)果可知，當(dāng)注入氣水比為1∶1，1∶2，2∶1 時，三者提高采收率分別為20.95，13.35，12.72 百分點，其提高采收率隨注入氣水比的增大呈先增大后降低的變化趨勢。

如圖3a所示，隨著氣水交替驅(qū)注入氣水比的增大，其采收率呈現(xiàn)增大后降低的趨勢。這主要是由于當(dāng)氣水比太低時，較大的水段塞會直接穿越較小的氣段塞，氣體以氣泡的形式分散在水相中，造成氣相對水相的抑制作用無法顯現(xiàn)，水相會攜帶著氣相沿著原有的水流通道快速前進(jìn)，而氣相則無法波及到巖心中的“死角”區(qū)域。圖3b含水率變化曲線中，注入氣水比為1∶2的含水率變化曲線，明顯在其他實驗含水率曲線之上。當(dāng)氣水比太高時，水相對氣相的抑制作用有限，氣相會繞過水相造成氣體突破時間提前，圖3c氣油比變化曲線中，注入氣水比為2∶1 時的氣體突破時間明顯較其他實驗提前。因此，在現(xiàn)場試驗中，選擇最佳氣水比為1∶1。

圖3 不同注入氣水比條件下氣水交替實驗驅(qū)油動態(tài)

3 目標(biāo)井區(qū)開發(fā)方案數(shù)值模擬

3.1 井區(qū)地質(zhì)特征

目標(biāo)井區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，基本形態(tài)為一東高西低的單斜構(gòu)造，地層傾角為0.6°左右，受壓實作用和古地形突起披覆構(gòu)造作用的影響，局部發(fā)育有小隆起帶并形成構(gòu)造-巖性圈閉。由于遠(yuǎn)離盆地邊緣，受沉積前后構(gòu)造運動影響較小，區(qū)域內(nèi)沒有斷層發(fā)育。

井區(qū)主力含油層位為延長組長6 油層組，儲層巖性為細(xì)—中砂巖，儲層具有低孔、特低滲、微細(xì)喉、低飽和、層狀巖性油藏的特點。其孔隙度為12.8%，滲透率為1.2×10-3μm2，滲透率級差為4.6，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，喉道中值半徑為0.51 μm，平均含油飽和度為42.2%。油藏平均埋深1 617 m，有效厚度12 m，含油面積8.3 km2，探明地質(zhì)儲量249.00×104t。

3.2 井區(qū)建模

為了控制地質(zhì)體的形態(tài)，保證建模精度，平面網(wǎng)格間距為20 m×20 m，平面網(wǎng)格劃分為211×148 個網(wǎng)格，縱向上網(wǎng)格間距約為1 m，總網(wǎng)格數(shù)約1 250 000，本次建模的工區(qū)范圍面積約9.9 km2。

模型中對目標(biāo)井區(qū)設(shè)計了4 種開發(fā)方案 （見圖4）。其中：方案1 為區(qū)塊原注水方案，方案3 和4 中注入?yún)?shù)均為實驗時優(yōu)化所得；為了研究注入水對區(qū)塊動用程度的影響，設(shè)計方案2 進(jìn)行比較。各方案如下：1）保持目標(biāo)井區(qū)3 口注水井，單井日配注量10 m3；2）優(yōu)化井區(qū)井網(wǎng)，將井區(qū)注水井?dāng)?shù)增多至10 口，單井注入量不變；3）將10 口注水井全部改為注氣井；4）10 口注氣井在連續(xù)注氣5 a 后，改為氣水交替注入。模型中分別對按上述4 種開發(fā)方案開發(fā)15 a 后進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測。

3.3 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

當(dāng)方案2 在方案1 基礎(chǔ)上注入量增加3 倍時，穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量僅增加0.13 t，最終采收率僅提高0.77 百分點，這說明注水開發(fā)注入量的增大對擴(kuò)大水驅(qū)波及面積效果不大。進(jìn)一步的數(shù)值模擬研究表明，盡管對注水井網(wǎng)進(jìn)行了優(yōu)化且注入水量增大，但注入水依然僅僅波及近井地帶且波及面積很不均勻，主力層水驅(qū)前緣在90 m 左右，而其他井組水驅(qū)前緣僅為70 m。分析采油井和注水井的剩余油剖面圖發(fā)現(xiàn)，在采油井近井70 m 范圍內(nèi)含油飽和度較低，注水井近井90 m范圍內(nèi)含油飽和度較低，說明大量的剩余油富集在井間區(qū)域，而注入水難以波及。

方案3 和方案1 相比，方案3 穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量是原產(chǎn)量的6.5 倍，最終采收率提高13.81 百分點。方案4 和方案1 相比，方案4 穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量是原產(chǎn)量的6.1 倍，最終采收率提高12.98 百分點，這說明CO2驅(qū)在目標(biāo)井區(qū)潛力較大。數(shù)值模擬顯示15 a末氣水交替驅(qū)后井區(qū)壓力較方案1 井區(qū)壓力提升20百分點，說明氣水交替在一定程度上彌補(bǔ)了注水開發(fā)難以補(bǔ)充的地層能量。

方案3 較方案4 最終采收率增加0.83 百分點，CO2埋存率增加5 百分點，但15 a 末其累計注入量為46.89×104t，而方案4 累計注入量僅為31.07×104t，綜合考慮建議采用方案4 進(jìn)行開發(fā)生產(chǎn)。

圖4 不同開發(fā)方案下生產(chǎn)動態(tài)

4 結(jié)論

1）實驗結(jié)果表明：CO2驅(qū)在試驗區(qū)塊高含水后有著較大驅(qū)油潛力。后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)分別可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率8.43，20.95 百分點；氣水交替驅(qū)最佳注入速度、 最佳注入段塞尺寸和最佳氣水比分別為0.727 mL/min，0.10 PV，1∶1。

2）數(shù)值模擬結(jié)果表明：利用優(yōu)化的CO2注入?yún)?shù)進(jìn)行生產(chǎn)至15 a，預(yù)測氣驅(qū)和注氣5 a 后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)的采收率分別可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高13.81，12.98百分點，而優(yōu)化井網(wǎng)后注水開發(fā)的采收率僅可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高0.77 百分點。

3）注氣5 a 后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)的開發(fā)方案較直接氣驅(qū)提高采收率幅度低0.83 百分點，其CO2埋存率低5百分點，但注入量減少15.82×104t，建議采用注CO2，5 a 后轉(zhuǎn)氣水交替開發(fā)方案進(jìn)行生產(chǎn)。

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