李保振 康曉東 張 健 唐恩高 張賢松

(1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室， 北京 100028； 2. 中海油研究總院有限責(zé)任公司， 北京 100028)

在低滲油田開發(fā)中，CO2具有黏度低、注入能力高的特點。注CO2方式比起注水方式更能顯著改善油田開發(fā)效果，同時還可以埋存溫室氣體。本次研究中，針對多層低滲油藏的特點，利用CMG組分模擬器對CO2驅(qū)提高采收率和CO2埋存量的設(shè)計進行優(yōu)化。借助二水平析因?qū)嶒炘O(shè)計方法，綜合考慮各方面因素，合理安排各項CO2驅(qū)方案，以提高數(shù)值運算效率，明確CO2驅(qū)過程中的關(guān)鍵因素和各因素之間的交互作用，討論低滲油藏實施大斜度井連續(xù)注氣與生產(chǎn)井開關(guān)井控制相結(jié)合的方法。通過實例研究，驗證優(yōu)化方案對于原油采收率與埋存的綜合優(yōu)化效果。

1 低滲油藏CO2驅(qū)設(shè)計的影響因素

傳統(tǒng)設(shè)計的目的，是在提高采收率的同時盡量減少CO2消耗量。目前最新的CO2驅(qū)設(shè)計同時考慮了采收率和埋存量因素，其工程設(shè)計和操作方法與傳統(tǒng)的CO2驅(qū)設(shè)計有著很大差別。本次研究綜合了地質(zhì)、油藏多種因素，分析了低滲油藏中CO2驅(qū)方式中儲層傾角、垂向滲透率、相滲滯后、注采方式和注采井型等因素對于采收率和埋存的影響機理。表1所示為影響因素水平和考核指標。

1.1 儲層傾角

對于傾斜油藏，可以利用重力作用來改善驅(qū)替效率和油藏的采收率。在構(gòu)造高部位注氣，并保持低速生產(chǎn)，使得重力足以使密度較小的CO2和較重的原油相分離，進而抑制溶劑指進趨勢。理論上，油藏的傾角越大，重力分離和抑制指進的趨勢就顯著。

表1 影響因素水平和考核指標

1.2 油藏垂向滲透率與水平滲透率之比

由于CO2和地層原油的密度存在差異，受重力分離作用的影響，在CO2驅(qū)替過程中注入的氣體常傾向于上浮并聚集到油藏的頂部。垂向滲透率對于CO2驅(qū)開發(fā)效果的影響較突出。考慮其影響，以油藏垂向滲透率與水平滲透率之比(KvKh)為參考指標。KvKh的取值范圍為0.1～0.5。

1.3 注采方式

(2) CI+CW，即注入井連續(xù)注CO2與生產(chǎn)井控制生產(chǎn)。在此方式下，通過氣油比和油藏平均壓力控制生產(chǎn)井的開關(guān)井操作，提高氣體波及效率，減少采出氣體循環(huán)注入量[5]?；玖鞒淌?，連續(xù)注入CO2，直至生產(chǎn)井氣油比達到一定值后關(guān)井，至油藏壓力上升到某個定值時重新開井，并提高生產(chǎn)汽油比上升界限，之后再進行開關(guān)井反復(fù)操作。

1.4 氣相相滲滯后

常規(guī)模擬研究結(jié)果顯示，氣體的相滲曲線在吸吮和驅(qū)替變換過程中呈一條往復(fù)變化的曲線。CO2驅(qū)室內(nèi)試驗和油田現(xiàn)場實踐研究表明，在水氣循環(huán)注入過程中，流體飽和度反復(fù)變化，相滲和毛管力都明顯表現(xiàn)出滯后的特征。圖1所示為CO2驅(qū)氣體相滲滯后特征曲線。滯后效應(yīng)對于束縛氣飽和度的影響直接決定了CO2的埋存效果，且對注水能力有顯著影響[6-7]。

圖1 CO2驅(qū)氣體相滲滯后特征曲線

1.5 注采井型

直井、大斜度井在低滲油藏注氣中具有不同的適應(yīng)性。直井的優(yōu)點是，可以動用多個油層儲量，生產(chǎn)能力調(diào)整的靈活性較好，適合儲層較厚、物性較好的多層油藏；其缺點是，泄油面積較小，在低滲油藏開發(fā)注氣中的生產(chǎn)能力不理想。大斜度井結(jié)合了直井和水平井的優(yōu)點，既可以同時動用多個油層，又可以增大單個油層內(nèi)的泄油面積，提升了生產(chǎn)能力調(diào)整的靈活性。大斜度井比較適合多層低滲油藏、復(fù)雜斷塊油藏和較厚油藏[8-9]。

2 CO2驅(qū)設(shè)計與分析

2.1 典型CO2驅(qū)方案設(shè)計

利用油藏模擬器(CMG)進行低滲油藏的注采方式優(yōu)化模擬，建立多層非均質(zhì)低滲模型。圖2所示為多層非均質(zhì)低滲模型，其具體參數(shù)如表2所示。該模型包括“一注一采”2口井 —— A井和B井，先對A井、B井進行為期1a的衰竭式開發(fā)，再對B井注水，為期1a后實施以下注采方案。

圖2 多層非均質(zhì)低滲油藏模型

網(wǎng)格數(shù)目網(wǎng)格大小(長×寬×高)滲透率∕(10-3μm2)平均滲透率∕(10-3μm2)孔隙度平均孔隙度儲量∕(104t)20×5×720 m×20 m×3 m0.4～2.81.0～1.60.06～0.170.121.05

在油田CO2驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計中，需要考慮地質(zhì)、工程、經(jīng)濟等方面多項因素的影響，耗時耗力。實驗設(shè)計方法是以概率論、數(shù)理統(tǒng)計及線性代數(shù)等理論為基礎(chǔ)，科學(xué)地安排試驗方案，根據(jù)試驗方案分析結(jié)果確定參數(shù)對指標的影響趨勢、主次順序及顯著程度。其突出特點是，從較少數(shù)量的典型代表性方案中獲得內(nèi)在的本質(zhì)規(guī)律和矛盾主次，而不必對大量方案進行分析[6]。本次研究中，運用二水平析因?qū)嶒炘O(shè)計方法，綜合分析前述影響因素及其水平，確定可滿足研究需要的少量典型代表性CO2驅(qū)數(shù)值模擬方案。表3所示為實驗設(shè)計得到的CO2驅(qū)方案參數(shù)及結(jié)果。

2.2 方案分析與優(yōu)化

對以上油藏數(shù)值模擬結(jié)果進行分析，根據(jù)不同因素在各指標中的重要程度，確定關(guān)鍵影響因素及各因素之間的交互作用。通過分析，設(shè)計不同目標(采收率、CO2埋存量或經(jīng)濟指標)下的最優(yōu)CO2驅(qū)開發(fā)方案。這樣大幅提高了方案設(shè)計效率，減少了數(shù)值模擬的工作量。

各因素在不同水平下的交互作用各不相同。圖3所示為CO2驅(qū)方案的采收率與CO2埋存量半正態(tài)分析結(jié)果?？梢钥闯觯绊懺筒墒章实年P(guān)鍵因素有注氣井井型、注采方式，而影響CO2埋存效果的因素除了注氣井井型、注采方式外，還有相滲滯后作用。圖4所示為CO2驅(qū)注采方案中不同因素對于原油采收率指標的交互作用。圖5所示為CO2驅(qū)注采方案中不同因素對于CO2埋存量指標的交互作用。

表3 實驗設(shè)計得到的CO2驅(qū)方案參數(shù)及結(jié)果

圖3 CO2驅(qū)方案的采收率與CO2埋存量半正態(tài)分析結(jié)果

2.2.1 采收率分析

當采用水氣交替的注采方式時，可以獲得較高的原油采收率，相比井控方法能夠提高10%。利用大斜度井開采時，可以提高多層低滲油藏的注氣能力，提高CO2的波及效率，相比直井可以提高5%。氣相相滲的滯后作用在水氣交替注采方式下影響較大，存在相滲滯后時可以獲得較高的采收率(比無滯后情況下的采收率約高出3%)。在生產(chǎn)井井控的注采方式情況下，相滲滯后的影響可以忽略。

2.2.2 CO2埋存量分析

生產(chǎn)井井控下可以獲得較高的CO2埋存量，相比水氣交替注入提高60%。利用大斜度井可提高多層低滲油藏CO2埋存能力，相比直井可提高10%。另外，氣相相滲的滯后作用在水氣交替注采方式下影響較大，存在相滲滯后時可以獲得較高的采收率(比無滯后情況下的采收率約高出20%)。在生產(chǎn)井井控注采方式中，相滲滯后的影響可以忽略。

圖4 CO2驅(qū)注采方案中不同因素對于原油采收率指標的交互作用

圖5 CO2驅(qū)注采方案中不同因素對于CO2埋存量指標的交互作用

3 實例應(yīng)用

利用低滲油藏A油藏的CO2驅(qū)實驗區(qū)油藏模型對上述CO2驅(qū)注采方法進行驗證。該油藏油層產(chǎn)液量低，油層溶解氣含量相對較低，油層能量差。因此，在該區(qū)進行CO2開發(fā)試驗，擬提高油藏開發(fā)效果。圖6所示為A油藏CO2驅(qū)數(shù)值模型。試驗區(qū)面積為1.875 km2，油藏平均砂巖厚度為40.1 m，平均有效厚度為15.8 m。主力層的平均滲透率為0.55，平均孔隙度為10%。

利用5點法注采井網(wǎng)，進行注采方式與注入井井型的優(yōu)化研究。開發(fā)方案設(shè)計流程為，先利用5口井實施為期1 a的衰竭式開發(fā)，然后轉(zhuǎn)注中間的“INJ”井注水，為期3 a，之后實施不同的CO2驅(qū)注采方案。

(1) Ver-CI+CP。對中間一口直井實施連續(xù)注氣，對邊部4口生產(chǎn)井實施連續(xù)采油。

圖6 A油藏CO2驅(qū)數(shù)值模型

(2) Dir-CI+CP。對中間一口大斜度井實施連續(xù)注氣，對邊部4口井實施連續(xù)采油。

(3) Dir-WAG。對中間一口大斜度井水氣交替注入，對邊部4口井實施連續(xù)采油。

(4) BHP-CW。對中間一口大斜度井實施連續(xù)注氣，對邊部4口井根據(jù)氣油比和油藏壓力進行開關(guān)井控制。

對比不同注采方案數(shù)值模擬的油藏采收率和CO2埋存量。圖7 所示為A油藏實驗區(qū)主力層不同注采方案的指標對比?？梢钥闯觯么笮倍染饨Y(jié)合生產(chǎn)井開發(fā)，運用氣油比和油藏壓力關(guān)井控制生產(chǎn)的方法，可以滿足注入能力的需要，及時補充油藏的能量。同時，可以延緩生產(chǎn)汽油比的上升，獲得最高的CO2埋存量及較高的油藏采收率，取得經(jīng)濟和環(huán)保雙重效益。

圖7 A油藏實驗區(qū)主力層不同注采方案的指標對比

4 結(jié) 語

將實驗設(shè)計方法引入低滲油藏CO2驅(qū)方案設(shè)計工作當中，通過較少的CO2驅(qū)數(shù)值模擬方案最大量地獲得了期望的信息，提高了CO2驅(qū)數(shù)值模擬工作的效率，減少了數(shù)值模擬的工作量，縮短了數(shù)值模擬需要的時間。

利用實驗室設(shè)計方法分析了影響CO2驅(qū)提高采收率與CO2埋存量的主要因素，以及各因素之間的交互作用。

在多層低滲油藏實例應(yīng)用中，采用大斜度井連續(xù)注氣與生產(chǎn)井井控方法相結(jié)合實施CO2驅(qū)，獲得采收率與埋存量的綜合優(yōu)化目標。