強(qiáng)邊底水油藏特高含水期CO2吞吐差異挖潛技術(shù)研究

羅福全，王 淼，王群會(huì)，耿文爽，侯 健，趙慧慧

(1.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，青島 山東 266580；2.中國石油 冀東油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063004)

0 引 言

冀東油田淺層強(qiáng)邊底水油藏經(jīng)過多年開采，目前已進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，為減緩油藏產(chǎn)量遞減及含水上升，規(guī)模應(yīng)用CO2吞吐技術(shù)，吞吐規(guī)模由單井吞吐擴(kuò)大至油藏整體吞吐[1-6]，截至目前，累計(jì)實(shí)施CO2吞吐1 474井次，累計(jì)增油56.3萬t，新增可采儲(chǔ)量93.8萬t，提高采收率2個(gè)百分點(diǎn)，產(chǎn)出投入比2.2，效果顯著。但由于特高含水期剩余油高度分散、含油飽和度不均，同一油藏不同部位油井CO2吞吐效果差異大，難以實(shí)現(xiàn)油藏整體高效開發(fā)。目前CO2吞吐技術(shù)在增油機(jī)理方面研究較為深入，明確了膨脹降粘、降低液面張力、萃取、酸化等機(jī)理；在技術(shù)應(yīng)用方面，針對目標(biāo)油藏開展了簡單的吞吐政策設(shè)計(jì)，明確目標(biāo)油藏的注入量、注入速度、燜井時(shí)間等參數(shù)[7-23]。但針對油藏條件不同，吞吐方式、段塞組合及吞吐政策如何差異設(shè)計(jì)并與之精確匹配尚未開展系統(tǒng)研究。因此，筆者利用巖心物理模擬及油藏?cái)?shù)值模擬手段，研究不同CO2吞吐方式控水增油機(jī)理，得到不同吞吐技術(shù)適應(yīng)含油飽和度界限，建立不同含油飽和度下吞吐開發(fā)政策差異化圖版，滿足CO2吞吐差異設(shè)計(jì)精準(zhǔn)挖潛剩余油需求。

1 不同CO2吞吐方式增油效果與機(jī)理研究

1.1 不同CO2吞吐方式驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

考慮到儲(chǔ)層物性、滲透率級差，加工制作層內(nèi)非均質(zhì)三維人造巖心模型，巖心共三層，每層巖心長度為30 cm，寬度、高度為4.5 cm，三層滲透率分別為300 mD、1 500 mD、2 400 mD(1 mD=10-3μm2)，孔隙度為30%，層內(nèi)滲透率級差為8，實(shí)驗(yàn)溫度為65 ℃，模型內(nèi)部加密孔+濾網(wǎng)形成邊水滲濾板，利用中間容器儲(chǔ)存水體并將壓力恒定為地層壓力18 MPa，模擬強(qiáng)邊水油藏條件，邊水經(jīng)加密孔和濾網(wǎng)后浸入模型內(nèi)部。

設(shè)計(jì)3組實(shí)驗(yàn)來對比分析不同CO2吞吐方式效果，實(shí)驗(yàn)1為水驅(qū)至含水98%后轉(zhuǎn)CO2多輪次吞吐至吞吐失效；實(shí)驗(yàn)2為CO2吞吐失效后轉(zhuǎn)CO2+堵劑吞吐開發(fā)至吞吐失效；實(shí)驗(yàn)3為在前兩種吞吐方式失效后轉(zhuǎn)CO2+表活劑+堵劑吞吐至吞吐失效。每組實(shí)驗(yàn)單輪吞吐總注入量為0.06 PV，吞吐失效以經(jīng)濟(jì)失效作為判別標(biāo)準(zhǔn)，綜合考慮CO2、堵劑、表活劑藥劑費(fèi)用、操作成本、稅金等因素，將化學(xué)劑用量按照藥劑單價(jià)折算成CO2用量，計(jì)算得到產(chǎn)出投入比為1時(shí)對應(yīng)的換油率為0.5 t油/tCO2。3組實(shí)驗(yàn)的驅(qū)替效果及動(dòng)態(tài)曲線見表1、圖1至圖3。

圖1 水驅(qū)-轉(zhuǎn)CO2吞吐生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.1 Dynamic curve of water flooding to CO2 huff and puff production

圖3 水驅(qū)-轉(zhuǎn)CO2吞吐-轉(zhuǎn)CO2+堵劑吞吐-轉(zhuǎn)CO2+表活劑+堵劑吞吐生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.3 Production dynamic curve of water flooding-conversion to CO2 huff and puff-conversion to CO2+blocking agent huff and puff-conversion to CO2+surfactant+blocking agent huff and puff

由圖1—圖3可見，室內(nèi)單一CO2吞吐實(shí)驗(yàn)提高的采收率為24.5%，但吞吐效果隨吞吐輪次增加變差，吞吐至第三輪次換油率為0.43 t油/tCO2，經(jīng)濟(jì)失效，對于原始地層壓力較低的油藏，CO2吞吐增油機(jī)理為非混相機(jī)理，以膨脹原油體積、降低原油黏度、萃取作用和溶解氣驅(qū)作用為主[15-18]；對于非均質(zhì)性較強(qiáng)油藏，CO2+堵劑吞吐能夠進(jìn)一步擴(kuò)大CO2的層內(nèi)波及體積，有效降低燜井開井初期CO2氣體返排率，與單一CO2吞吐相比，多提高采收率15.7%；CO2+表活劑+堵劑吞吐在增大氣體埋存率與利用率的同時(shí)，能進(jìn)一步提高驅(qū)油效率，在前兩種吞吐方式失效基礎(chǔ)上繼續(xù)提高采收率7.6%。

1.2 不同CO2吞吐方式數(shù)值模擬

統(tǒng)計(jì)冀東油田淺層天然水驅(qū)油藏地質(zhì)參數(shù)分布規(guī)律，建立淺層油藏概念模型，模型基本參數(shù)見表2和表3，油水、油氣相滲曲線見圖4。平均地層傾角4°，油層厚度5 m，平均孔隙度25%，滲透率1 400 mD，邊水能量200倍，束縛水飽和度40%，殘余油飽和度28.2%(圖5)。模型總網(wǎng)格數(shù)為129×27×10=34 830，網(wǎng)格精度為20 m×20 m×0.5 m。采取天然邊水驅(qū)生產(chǎn)至含水98%，后轉(zhuǎn)吞吐開發(fā)。

利用CMG數(shù)值模擬軟件，對比CO2吞吐、CO2+堵劑吞吐、CO2+堵劑+表活劑三種吞吐方式的提高采收率效果。結(jié)果表明，CO2吞吐和CO2+堵劑吞吐主要挖潛以滯留型為主的剩余油，堵劑段塞可有效封堵優(yōu)勢滲流通道，減小優(yōu)勢滲流通道滲透率，改變CO2氣體流通路徑，主要增油機(jī)理為擴(kuò)大波及體積(圖6)，吞吐后波及體積分別較水驅(qū)提高11.4%和19.2%；CO2+堵劑+表活劑吞吐主要挖潛以殘留型為主的剩余油，在堵劑段塞封堵優(yōu)勢滲流通道，改變CO2氣體流通路徑的同時(shí)加入表面活性劑段塞可降低油水界面張力，動(dòng)用殘留型剩余油，主要增油機(jī)理為提高驅(qū)油效率兼顧擴(kuò)大波及體積(圖7)，吞吐后驅(qū)油效率提高6.2%，波及體積較水驅(qū)提高21.5%。

表1 三種CO2吞吐方式提高采收率效果

表2 淺層油藏概念模型基本參數(shù)

表3 淺層油藏概念模型原油及地層水物性

圖4 淺層油藏概念模型相滲曲線Fig.4 Phase permeability curve of conceptual model for shallow reservoir(a) 淺層油藏概念模型油水相滲曲線；(b) 淺層油藏概念模型氣液相滲曲線

圖5 淺層油藏概念模型Fig.5 Conceptual model of shallow reservoir(a)滲透率模型(平面)，單位mD；(b) 含油飽和度模型(縱向)

圖6 CO2+堵劑吞吐增油機(jī)理示意圖Fig.6 Schematic diagram of CO2+ plugging agent huff and puff oil enhancement mechanism(a) CO2吞吐含氣飽和度圖；(b) CO2+堵劑吞吐含氣飽和度圖

圖7 CO2+堵劑+表活劑吞吐增油機(jī)理示意圖Fig.7 Schematic diagram of CO2+ blocking agent + surfactant huff and puff oil enhancement mechanism(a) CO2+堵劑吞吐含油飽和度圖；(b) CO2+堵劑+表活劑吞吐含油飽和度圖

2 不同CO2吞吐方式適應(yīng)技術(shù)界限研究

利用CMG數(shù)值模擬軟件，模擬計(jì)算了CO2吞吐、CO2+堵劑吞吐、CO2+堵劑+表活劑吞吐三種吞吐方式的提高采收率幅度與產(chǎn)出投入比，引入綜合指數(shù)作為評價(jià)指標(biāo)，定量評價(jià)不同吞吐方式的技術(shù)潛力和經(jīng)濟(jì)效益綜合效果，進(jìn)而確定不同吞吐方式的適應(yīng)技術(shù)界限。綜合指數(shù)計(jì)算公式為：綜合指數(shù)=提高采收率×產(chǎn)出投入比。三種吞吐方式以及天然水驅(qū)的綜合指數(shù)計(jì)算結(jié)果如圖8所示。

與其他兩種吞吐方式相比，剩余油飽和度>0.47時(shí)CO2吞吐技術(shù)綜合指數(shù)較高，且當(dāng)剩余油飽和度0.50時(shí)CO2吞吐技術(shù)綜合指數(shù)最高，剩余油飽和度>0.50綜合指數(shù)反而下降，表明當(dāng)剩余油飽和度>0.50時(shí)，仍應(yīng)立足天然水驅(qū)開發(fā)，CO2吞吐適應(yīng)技術(shù)界限介于含油飽和度0.47～0.50之間；剩余油飽和度介于0.43～0.47之間時(shí)，CO2+堵劑吞吐技術(shù)最佳；剩余油飽和度≤0.43時(shí)，CO2+堵劑+表活劑吞吐技術(shù)最佳，當(dāng)剩余油飽和度為0.375時(shí)，該技術(shù)產(chǎn)出投入比為1(圖9)，因此CO2+堵劑+表活劑適應(yīng)技術(shù)界限含油飽和度介于0.375～0.430之間。

圖8 三種吞吐方式技術(shù)界限Fig.8 Technical limits of the three throughput modes

圖9 CO2+堵劑+表活劑吞吐技術(shù)失效界限Fig.9 Failure limit of CO2+ blocking agent + surfactant huff and huff technology

3 CO2吞吐注采參數(shù)差異化設(shè)計(jì)

利用CMG數(shù)值模擬軟件，定量研究了不同含油飽和度下首輪吞吐半徑、注入量逐輪增加比例、吞吐輪次、燜井時(shí)間、采液速度對吞吐開發(fā)效果的影響規(guī)律，建立不同含油飽和度下CO2吞吐注采參數(shù)圖版，指導(dǎo)同一油藏不同潛力區(qū)域吞吐開發(fā)政策差異設(shè)計(jì)。

3.1 首輪吞吐半徑

研究了含油飽和度為0.57時(shí)，不同首輪吞吐半徑對吞吐效果的影響。相同含油飽和度下，吞吐增油量隨吞吐半徑增加而增大，當(dāng)吞吐半徑增加到一定幅度之后，累產(chǎn)油量增幅減緩，存在最優(yōu)吞吐半徑值(圖10(a))。在此基礎(chǔ)上，計(jì)算了不同含油飽和度下最優(yōu)首輪吞吐半徑，含油飽和度越低，需擴(kuò)大CO2波及體積，保證CO2吞吐效果，所需最優(yōu)吞吐半徑越大(圖10(b))。含油飽和度為0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57時(shí)，首輪最優(yōu)吞吐半徑分別為22 m、18 m、15 m、15 m、10 m、10 m、10 m。

圖10 不同含油飽和度下首輪吞吐半徑對開發(fā)效果的影響Fig.10 Influence of initial huff and puff radius on development effect under different oil saturations(a)吞吐半徑對吞吐增油量的影響(So=0.57)；(b)首輪吞吐半徑與含油飽和度關(guān)系

圖11 不同含油飽和度下注入量逐輪增加比例對開發(fā)效果的影響Fig.11 Influence of increasing proportion of injection volume on development effect under different oil saturations(a)逐輪增加比例對吞吐增油量的影響(So=0.57)；(b)逐輪增加比例與含油飽和度關(guān)系

圖12 不同含油飽和度下吞吐輪次對開發(fā)效果的影響Fig.12 Influence of huff and puff rounds on development effect under different oil saturations(a)吞吐輪次對吞吐產(chǎn)出投入比的影響(So=0.57)；(b)吞吐輪次與含油飽和度關(guān)系

3.2 注入量逐輪增加比例

研究了含油飽和度為0.57時(shí)，不同注入量逐輪增加比例對吞吐效果的影響。相同含油飽和度下，下輪吞吐注入量增加比例越多，吞吐增油量越大，但高于界限值后，增油幅度減緩(圖11(a))。在此基礎(chǔ)上，計(jì)算了不同含油飽和度下最優(yōu)注入量逐輪增加比例，含油飽和度越低，所需最優(yōu)注入量逐輪增加比例越大(圖11(b))。含油飽和度為0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57時(shí)，最優(yōu)注入量逐輪增加比例分別為1.8倍、1.7倍、1.5倍、1.3倍、1.2倍、1.2倍、1.1倍。

3.3 吞吐輪次

CO2吞吐輪次除考慮增油量技術(shù)指標(biāo)外，更要考慮產(chǎn)出投入比經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，當(dāng)產(chǎn)出投入比小于1時(shí)，不適合繼續(xù)實(shí)施CO2吞吐技術(shù)。研究了含油飽和度為0.57時(shí)，隨吞吐輪次增加，吞吐產(chǎn)出投入比的變化規(guī)律。相同含油飽和度下，隨吞吐輪次增加，吞吐產(chǎn)出投入比不斷下降，含油飽和度為0.57可實(shí)施吞吐輪次為6輪次(圖12(a))。由不同含油飽和度下極限吞吐輪次可知，含油飽和度越低，可實(shí)施吞吐輪次越少，含油飽和度為0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57時(shí)，合理吞吐輪次分別為2輪、2輪、3輪、3輪、4輪、5輪、6輪(圖12(b))。

3.4 燜井時(shí)間

合適的燜井時(shí)間能夠使CO2與原油充分接觸。不同的CO2注入量，所需與原油接觸時(shí)間不同，因此此處重點(diǎn)研究不同吞吐注入量與燜井時(shí)間的相關(guān)關(guān)系。如圖13所示，注入量越大，所需燜井時(shí)間越長，注入量為200 t、500 t、1 000 t、2 000 t時(shí)，燜井時(shí)間分別為20天、30天、40天、50天。

圖13 不同吞吐注入量所需的燜井時(shí)間Fig.13 Required soaking time under different huff and puff injection rates

3.5 采液速度

提高采液速度可以增加生產(chǎn)壓差，有利于CO2驅(qū)動(dòng)原油流向井底。但采液速度過快，會(huì)使邊底水突進(jìn)，降低吞吐效果。研究了含油飽和度為0.57時(shí)，不同采液速度對吞吐效果的影響，采液速度增大，吞吐效果先增加后降低，存在最優(yōu)采液速度(14(a))。在此基礎(chǔ)上，計(jì)算了不同含油飽和度下最優(yōu)采液速度。含油飽和度越低，合理采液速度越低，含油飽和度為0.38、0.40、0.46、0.50、0.53、0.55、0.57時(shí)，最優(yōu)采液速度分別為2%、2%、3%、4%、4%、6%、8%(圖14(b))。

圖14 不同含油飽和度下采液速度對開發(fā)效果的影響Fig.14 Influence of fluid extraction speed on development effect under different oil saturations(a)采液速度對吞吐增油量的影響(So=0.57)；(b)采液速度與含油飽和度關(guān)系

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

復(fù)雜斷塊天然水驅(qū)油藏CO2吞吐差異挖潛技術(shù)已在礦場全面應(yīng)用，指導(dǎo)高淺北區(qū)稠油油藏新井CO2吞吐差異化設(shè)計(jì)88口，平均單井日產(chǎn)油6.0 t，累產(chǎn)油4.5萬t，產(chǎn)出投入比2.98。截至目前，高淺北全區(qū)年產(chǎn)油11.3萬t，較去年增產(chǎn)原油5.4萬t，應(yīng)用效果良好。

5 結(jié) 論

(1)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬表明，CO2吞吐、CO2+堵劑吞吐、CO2+堵劑+表活劑吞吐3種吞吐方式均有明顯的控水增油效果。CO2吞吐和CO2+堵劑吞吐的主要增油機(jī)理為擴(kuò)大波及體積，CO2+堵劑+表活劑吞吐在擴(kuò)大波及體積的同時(shí)可兼顧提高驅(qū)油效率。

(2)提出綜合指數(shù)評價(jià)指標(biāo)，定量評價(jià)CO2吞吐的技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合效果，明確了不同吞吐技術(shù)的適應(yīng)技術(shù)界限：剩余油飽和度大于0.5時(shí)應(yīng)立足于天然水驅(qū)；剩余油飽和度介于0.47～0.5之間時(shí)，CO2吞吐效果最佳；剩余油飽和度介于0.43～0.47之間時(shí)，CO2+堵劑吞吐技術(shù)最佳；剩余油飽和度介于0.375～0.430之間時(shí)，CO2+堵劑+表活劑吞吐技術(shù)最佳。

(3)定量研究了不同含油飽和度下首輪吞吐半徑、注入量逐輪增加比例、吞吐輪次、燜井時(shí)間、采液速度對吞吐開發(fā)效果的影響規(guī)律，建立了5個(gè)不同含油飽和度下CO2吞吐開發(fā)政策圖版，指導(dǎo)同一油藏不同潛力區(qū)域吞吐注采參數(shù)差異設(shè)計(jì)。

(4)礦場實(shí)踐表明，CO2吞吐差異挖潛技術(shù)能夠有效改善吞吐效果，實(shí)現(xiàn)油藏整體高效開發(fā)，具有較好的推廣應(yīng)用前景。