“三低”油藏CO2水氣交替驅(qū)可行性研究

田鴻照

(長(zhǎng)城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

如何提高采油速度和采收率是低滲透油田開(kāi)發(fā)所面臨的難題。低滲透油藏注水易因注入困難造成注水井或油井的損壞，且油井見(jiàn)水后含水率上升，導(dǎo)致產(chǎn)油量急劇遞減；連續(xù)注氣又易發(fā)生氣竄，進(jìn)而影響開(kāi)發(fā)效果[1-3]。水氣交替驅(qū)(WAG)是水驅(qū)和氣驅(qū)兩種提高采收率技術(shù)綜合而成，其特點(diǎn)是：水段塞的存在可減弱氣體指進(jìn)現(xiàn)象，控制氣竄并延長(zhǎng)氣體突破的時(shí)間，增加了宏觀波及效率；水氣交替注入使油藏中液體飽和度循環(huán)改變而引發(fā)三相流動(dòng)和相對(duì)滲透率的變化，降低了殘余油飽和度，提高了微觀驅(qū)油效率[4-9]。

L油田注CO2試驗(yàn)區(qū)油藏埋深為1 300～1 600 m，儲(chǔ)層以細(xì)砂巖為主，原油性質(zhì)為稀油，平均滲透率為10.5 mD，平均孔隙度為12.1%，平均原始含油飽和度為51%，屬低滲透率、低孔隙度、低原始含油飽和度的“三低”油藏。該區(qū)注水開(kāi)發(fā)10年來(lái)，存在采油速度低(0.5%)、采出程度低(11%)、地層壓力保持水平低(68%)等“三低”問(wèn)題。由于低滲透油藏實(shí)施CO2驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果受滲流機(jī)理、注入?yún)?shù)、注入方式等因素的影響較大，探索和發(fā)展與試驗(yàn)區(qū)相適應(yīng)的注CO2驅(qū)油提高剩余油采收率的機(jī)理，對(duì)該區(qū)塊進(jìn)一步開(kāi)展水氣交替注入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，改善油田開(kāi)發(fā)效果、提高油田采收率，具有重要的理論指導(dǎo)意義。

1 注CO2驅(qū)油的有利條件

影響CO2驅(qū)油效率的因素[10-11]主要有油藏壓力、溫度、埋深、剩余油飽和度、滲透率、地層傾角，原油黏度、密度，以及注采井網(wǎng)等。通過(guò)表1中油藏參數(shù)的對(duì)比，發(fā)現(xiàn)試驗(yàn)區(qū)油藏的地質(zhì)、流體及井網(wǎng)類型基本適合CO2驅(qū)。其中，原油黏度為6.5 mPa·s，較小的黏度可以達(dá)到很好的流度比，適合注氣驅(qū)油；儲(chǔ)層層間滲透率突進(jìn)系數(shù)為1.9、變異系數(shù)為0.4，較為均質(zhì)；取芯井資料統(tǒng)計(jì)裂縫的平均線密度為0.2條/m，以微裂縫為主，裂縫開(kāi)啟程度較?。还^(qū)內(nèi)沒(méi)有氣頂和夾層氣，邊水和底水也不活躍，地層能量由注水井補(bǔ)充。這些油藏特點(diǎn)是試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展CO2驅(qū)的有利條件。

2 室內(nèi)CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究

2.1 油藏流體相態(tài)擬合

注氣過(guò)程中油藏流體相態(tài)特征的擬合以及長(zhǎng)巖心驅(qū)替效率模擬分析，是評(píng)價(jià)油藏注氣驅(qū)替機(jī)理的基礎(chǔ)。選用Eclipse數(shù)值模擬軟件的PVTi相態(tài)分析模塊對(duì)原油高壓物性PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合計(jì)算，主要包括地層流體重餾分的特征化、組分歸并、實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)回歸擬合等，最后得到能反應(yīng)地層流體實(shí)際性質(zhì)變化的PVT參數(shù)場(chǎng)。首先，按組分性質(zhì)相近的原則將研究區(qū)的地層原油組分歸并為8個(gè)擬組分，結(jié)果見(jiàn)表2；其次，根據(jù)單次脫氣實(shí)驗(yàn)和地層原油等組成膨脹實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，完成相應(yīng)的擬合調(diào)整及相對(duì)誤差情況，從表3中的數(shù)據(jù)可以看出，各項(xiàng)PVT參數(shù)擬合程度良好，已達(dá)到了注氣過(guò)程數(shù)值模擬計(jì)算的要求。

表1 油藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)參數(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)Table 1 Adaptability evaluation of reservoir geology and development parameters

表2 地層流體擬組分劃分Table 2 Pseudo-component division of formation fluids

其中，地層原油等組成的膨脹實(shí)驗(yàn)反映了原油和逸出的溶解氣總的膨脹能力。由圖1可以看出，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?，地層油的彈性膨脹能力變?nèi)?，需以注水或注氣的方式補(bǔ)充地層能量，以保持油藏的正常開(kāi)采。

表3 單次閃蒸實(shí)驗(yàn)擬合數(shù)據(jù)Table 3 Matching data of single flash separation experiment

圖1 地層原油等組成的膨脹實(shí)驗(yàn)擬合曲線Fig.1 CCE matching results of formation crude oil

2.2 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

在地層溫度及飽和壓力下進(jìn)行地面油氣樣品的室內(nèi)物理配樣：實(shí)驗(yàn)用油為區(qū)塊脫氣脫水原油與煤油配置的模擬油，65 ℃下黏度為6.2 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為區(qū)塊地層水，總礦化度為7 520 mg/L；長(zhǎng)巖心組總長(zhǎng)度為86.2 cm，平均滲透率為9.2 mD，平均孔隙度為14.1%，巖心直徑為2.54 cm，模擬參數(shù)見(jiàn)表4。模擬結(jié)果表明，氣體突破時(shí)的驅(qū)油效率為31.8%，當(dāng)CO2累計(jì)注入量達(dá)到1.3 PV(PV：孔隙體積倍數(shù))時(shí)，驅(qū)油效率達(dá)到50%；繼續(xù)注入CO2，驅(qū)油效率不再顯著增加，當(dāng)CO2累計(jì)注入量達(dá)到3.7 PV時(shí)，驅(qū)油效率僅增加到57.8%?？梢?jiàn)，試驗(yàn)區(qū)注CO2驅(qū)提高采收率的主要階段是在CO2突破之前[12-13]。因此，采用控制氣竄、改善驅(qū)替前緣的水氣交替驅(qū)是合理可行的驅(qū)替方式。

表4 注CO2驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 4 Experimental data of oil displacement efficiency of CO2 flooding

圖2 不同注入孔隙體積倍數(shù)的驅(qū)油效率Fig.2 Displacement efficiency of different PV

2.3 最小混相壓力測(cè)試

本文應(yīng)用細(xì)管實(shí)驗(yàn)法測(cè)定CO2驅(qū)替的最小混相壓力。該方法是最常用、最可靠的實(shí)驗(yàn)方法[14-17]。具體方法為：保持油藏溫度不變，分別在不同壓力下進(jìn)行CO2驅(qū)替試驗(yàn)，并用不同驅(qū)替壓力下的采收率對(duì)驅(qū)替壓力作圖，由圖中采出程度小于和大于90%的兩條直線的交點(diǎn)即可確定最小混相壓力(MMP)。該壓力實(shí)際上應(yīng)稱為似混相壓力(也稱工程混相壓力)。根據(jù)圖3所示，模擬得出研究區(qū)地層條件下地層原油注CO2的最小混相壓力為24.3 MPa，遠(yuǎn)高于原始地層壓力，說(shuō)明試驗(yàn)區(qū)注CO2的驅(qū)油機(jī)理應(yīng)為多次接觸非混相驅(qū)和近混相驅(qū)，主要以地層油增溶、體積膨脹、降黏、降低界面張力、降低滲流阻力、改善流度比等驅(qū)替機(jī)理來(lái)提高驅(qū)油效率。

圖3 最小混相壓力擬合結(jié)果Fig.3 Matching results of minimum miscible pressure

3 試驗(yàn)區(qū)注CO2方案優(yōu)化

試驗(yàn)區(qū)共有4口注水井、21口油井，采用300 m×300 m正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，在應(yīng)用Eclipse數(shù)模軟件完成生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，開(kāi)展注入?yún)?shù)優(yōu)選和開(kāi)發(fā)方式對(duì)比研究[18-21]。

3.1 CO2水氣交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)選

影響注氣驅(qū)替效果的因素是多方面的：氣體注入量、段塞大小、水氣比、Kv/Kh(縱向與平面滲透率比值)、殘余油飽和度、注入速度、儲(chǔ)層潤(rùn)濕性等因素都會(huì)不同程度地影響驅(qū)替效果。根據(jù)不同的任務(wù)要求，模擬預(yù)測(cè)計(jì)算的重點(diǎn)也有所不同。本次重點(diǎn)分析水氣比、段塞大小、非混相作用對(duì)剖面注氣效果的影響，設(shè)計(jì)12種模擬對(duì)比方案，方案中保持試驗(yàn)區(qū)原注采井網(wǎng)和注采方式。模擬對(duì)比方案設(shè)計(jì)與描述見(jiàn)表5。采油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)控制的約束條件定為：含水率大于95%時(shí)關(guān)井，氣油比大于5 000(m3/ m3)時(shí)關(guān)井。

圖4 試驗(yàn)區(qū)研究范圍Fig.4 Study scope of the test block

在相同的水段塞尺寸(15%HCPV，HCPV：油藏中烴類所占據(jù)的孔隙體積)下分別模擬4種水氣比的開(kāi)發(fā)效果，當(dāng)水氣比為1∶1時(shí)的累計(jì)產(chǎn)油量較高、開(kāi)發(fā)效果較好，為最佳水氣比。在水氣比1∶1的基礎(chǔ)上，開(kāi)展CO2水氣交替段塞尺寸大小對(duì)開(kāi)發(fā)效果影響的敏感性模擬計(jì)算研究，所選氣體段塞的尺寸分別為7.5%、15%和30% HCPV，當(dāng)水段塞為15% HCPV時(shí)累計(jì)產(chǎn)油量較高。在最佳水氣比和最佳段塞的基礎(chǔ)上，計(jì)算日注氣速度分別為20 000 m3/d、32 000 m3/d、40 000 m3/d和60 000 m3/d等4種水氣交替方案下的累計(jì)產(chǎn)油量，當(dāng)注入速度為40 000 m3/d(10 000 m3/(d·井))時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量和換油量是最高的。

表5 CO2水氣交替注入?yún)?shù)模擬結(jié)果對(duì)比表Table 5 Comparison of simulation results of CO2 WAG flooding

3.2 注水、注氣和水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)方式對(duì)比研究

在水氣比、段塞尺寸和注氣速度等工藝參數(shù)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，應(yīng)用歷史擬合后的數(shù)值模型，進(jìn)一步針對(duì)繼續(xù)注水、轉(zhuǎn)注氣和轉(zhuǎn)水氣交替等3種開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)指標(biāo)和動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模擬研究(表6，圖5、圖6)。結(jié)果表明，單獨(dú)注氣的采收率相對(duì)于單獨(dú)注水增加4.3個(gè)百分點(diǎn)，而且氣體突破前的日產(chǎn)油量是單獨(dú)注水的3倍，此時(shí)的采出程度與單獨(dú)注水的采收率相當(dāng)；相對(duì)于水氣交替的開(kāi)發(fā)效果，單獨(dú)注氣初期的增油效果略好，但累產(chǎn)油量差別不大；氣體突破后，單獨(dú)注氣的后期效果低于水氣交替的開(kāi)發(fā)方式；從最終采收率來(lái)看，水氣交替的開(kāi)發(fā)方式是最好的，比單獨(dú)注水和單獨(dú)注氣分別高7.3和3.0個(gè)百分點(diǎn)。因此，CO2水氣交替驅(qū)是該油田提高采收率的更有效措施。

表6 單獨(dú)注水、單獨(dú)注氣和水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果對(duì)比表Table 6 Comparison of development results of water injection, gas injection and WAG flooding

圖5 不同開(kāi)發(fā)方式日產(chǎn)油量對(duì)比Fig.5 Daily oil production comparison of different development mode

圖6 不同開(kāi)發(fā)方式累計(jì)產(chǎn)油量對(duì)比Fig.6 Cumulative oil production comparison of different development mode

4 結(jié)論

(1)通過(guò)對(duì)試驗(yàn)區(qū)的原油性質(zhì)、儲(chǔ)層物性、井網(wǎng)方式等參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)，該區(qū)適合采用注CO2開(kāi)發(fā)，CO2驅(qū)是補(bǔ)充地層能量、提高單井產(chǎn)量和采收率的有效方法。

(2)試驗(yàn)區(qū)注CO2最小混相壓力高于原始地層壓力，其驅(qū)油機(jī)理應(yīng)為多次接觸非混相驅(qū)和近混相驅(qū)，并在注入氣突破前獲得的采出程度較高，因此該區(qū)采用控制氣竄、改善驅(qū)替前緣的水氣交替驅(qū)是合理可行的。

(3)水氣交替驅(qū)最佳注入?yún)?shù)：水氣比為1∶1，段塞尺寸為15%HCPV，注入速度為10 000 m3/(d·井)；應(yīng)用最佳參數(shù)模擬計(jì)算的水氣交替驅(qū)的采收率為36.48%，高于單一注氣和單一注水的開(kāi)發(fā)方式。油田采用CO2水氣交替驅(qū)改善開(kāi)發(fā)效果、提高采收率具有可行性。