李蒙蒙, 廖新維, 李 琪, 盧 寧 ,蘇澤中

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院， 北京 102249； 2.西安石油大學 石油工程學院， 陜西 西安 710065； 3.中國石化勝利油田， 山東 東營 257000)

復雜低滲油藏CO2非混相驅(qū)注入方式優(yōu)選

李蒙蒙1, 廖新維1, 李 琪2, 盧 寧3,蘇澤中2

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院， 北京 102249； 2.西安石油大學 石油工程學院， 陜西 西安 710065； 3.中國石化勝利油田， 山東 東營 257000)

吐哈油田牛圈湖油藏屬于低滲、低壓、低流度的復雜低滲油藏，存在儲層非均質(zhì)性嚴重、原油粘度較大、注水驅(qū)替效率低等問題，而CO2驅(qū)在復雜低滲油藏的開發(fā)中具有較大優(yōu)勢.以牛圈湖油藏東區(qū)為研究對象，通過細管實驗，確定油藏CO2驅(qū)為非混相驅(qū).在油藏流體擬合與生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，建立組分數(shù)值模型.通過不同開發(fā)方案對比分析，對注入方式進行優(yōu)選.結(jié)果表明， CO2吞吐后轉(zhuǎn)連續(xù)氣驅(qū)的采出程度雖然低于CO2連續(xù)氣驅(qū)，但換油率和CO2的利用率較高.水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)的采出程度和換油率最高，為最優(yōu)注入方式，且地層壓力、含水率和氣油比保持情況較好，可為后續(xù)二次水驅(qū)開發(fā)提供有利條件.

復雜低滲油藏； CO2非混相驅(qū)； 細管實驗； 注氣方式； 數(shù)值模擬

0 引言

目前我國開發(fā)的油藏主要以低滲透油藏為主，而低滲油藏特別是復雜低滲油藏在開發(fā)中存在儲量動用程度低、吸水困難、單井產(chǎn)量低等問題.采用常規(guī)注水開發(fā)難度較大，而 CO2驅(qū)油技術(shù)已經(jīng)成為開發(fā)復雜低滲油藏的重要手段之一[1].CO2驅(qū)最早可以追溯到20世紀50年代，主要分為混相驅(qū)和非混相驅(qū)，國外油田大多屬于混相驅(qū)替[2]，而國內(nèi)油藏由于儲層及流體性質(zhì)復雜，大多無法實現(xiàn)混相，只適合于CO2非混相驅(qū)[3-5].許多學者通過室內(nèi)試驗和數(shù)值模擬方法[6-14]對CO2驅(qū)的影響因素進行了分析，并對注氣方式進行優(yōu)化，但對CO2吞吐后轉(zhuǎn)連續(xù)氣驅(qū)或轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)的研究較少.筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，建立研究區(qū)塊CO2驅(qū)組分數(shù)值模型，將CO2吞吐后連續(xù)氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)與水驅(qū)后CO2不同注入方式進行對比分析，得到了復雜低滲油藏CO2非混相驅(qū)的最優(yōu)注入方式，為CO2非混相驅(qū)現(xiàn)場實施提供理論指導.

1 區(qū)域概況

研究區(qū)塊位于吐哈油田牛圈湖油藏東區(qū)，為一近東西向展布的不規(guī)則寬緩背斜構(gòu)造，天然裂縫、斷層不發(fā)育.油層有效厚度為11.3 m，滲透率為3.4 mD，孔隙度為13.7%，地面原油密度為0.870 g/cm3，粘度為22.31 mPa·s.原始地層壓力為17.8 MPa，地層溫度為45 ℃，屬于低滲、低壓、低流度的復雜低滲油藏.油井無自然產(chǎn)能，采用超前注水開發(fā)，油井壓裂投產(chǎn)并保持地層壓力進行開發(fā).研究區(qū)塊于2008年投入開發(fā)，共有油井22口，水井6口.儲層非均質(zhì)性嚴重，吸水剖面注水突進現(xiàn)象明顯，注不進、采不出問題日趨嚴重.至2012年6月，綜合含水為20%，采出程度為2.8%，注采比為1.4.

2 CO2驅(qū)細管實驗

當CO2注入壓力低于混相壓力時，驅(qū)油效率相對混相驅(qū)替較低，但如果混相壓力過高，達到高壓混相條件時需要的投資和花費更大，此時進行CO2非混相驅(qū)也會達到較好的效果.因此，通過細管實驗確定油藏混相狀況是CO2驅(qū)注入方式研究的重要基礎(chǔ).將原油高壓物性實驗得到的基本物性參數(shù)導入到Eclipse中的PVTi模塊中，通過擬合得到修正的儲層流體臨界參數(shù)和狀態(tài)方程參數(shù)，如表1所示.將PVTi擬合得到的高壓物性數(shù)據(jù)應用于數(shù)值模擬細管實驗中.

表1 儲層流體擬組分臨界參數(shù)和狀態(tài)方程參數(shù)

數(shù)值模擬法模擬細管實驗采用一維組分模型.本次模擬細管實驗中設(shè)定的細管參數(shù)與物理實驗的細管參數(shù)相同.細管長度為20 m，橫截面積設(shè)定為正方形，邊長為0.003 86 m，平均孔隙度為39%，網(wǎng)格劃分為400×1×1，網(wǎng)格步長為Dx=0.005 m，Dy=Dz=0.003 86 m.在第一個網(wǎng)格設(shè)置一口定量注入井，最后一個網(wǎng)格設(shè)置一口定壓生產(chǎn)井，驅(qū)替壓力分別為20.00 MPa、26.00 MPa、30.00 MPa、32.00 MPa、36.00 MPa、40.00 MPa.從而得到不同驅(qū)替壓力下的原油采出程度，如圖1所示.通過非混相段與混相段曲線的交點得到CO2驅(qū)的最小混相壓力為30.00 MPa，與物理模擬細管實驗(29.8 MPa)誤差僅為0.67%，表明PVTi擬合的流體高壓物性數(shù)據(jù)可以代表地層中原油的高壓物性數(shù)據(jù).實驗表明在原始地層壓力(17.80 MPa)條件下，注CO2為非混相驅(qū).

圖1 細管試驗采出程度與驅(qū)替壓力曲線

3 CO2非混相驅(qū)注入方式優(yōu)選

研究區(qū)塊CO2驅(qū)組分數(shù)值模型網(wǎng)格尺寸為30 m×30 m×0.5 m，總網(wǎng)格數(shù)為23 128(49×59×8)個，如圖2所示.

圖2 研究區(qū)塊水驅(qū)后剩余油分布圖

分別采用五種不同的注氣開發(fā)方案對注氣方式進行優(yōu)選.預測開始時間為2012年7月1日，第一種方案為基礎(chǔ)方案，即油水井均以原來的工作制度進行生產(chǎn)，水驅(qū)開發(fā)時間為25年.第二種方案是水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)方案.注氣井的注氣速度為15 000 m3/d，總注入量為131.4×104t，生產(chǎn)井井底流壓為7 MPa，進行定壓生產(chǎn)，關(guān)井氣油比為2 000 m3/m3，注氣開發(fā)時間為20年.第三種方案為CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2連續(xù)氣驅(qū)方案.油井進行CO2吞吐，水井按原來的工作制度注水.CO2吞吐井的注氣速度為5 000 m3/d，周期注氣量為50 000 m3，燜井時間為25 d，開井生產(chǎn)時間為60 d，進行CO2吞吐開發(fā)10個周期后轉(zhuǎn)CO2連續(xù)氣驅(qū)，CO2連續(xù)氣驅(qū)注入?yún)?shù)與方案二相同，開發(fā)時間為20年.第四種方案為水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)，注氣井的注氣速度為20 000 m3/d，總注入量為72.1×104t，注水井的注入速度為20 m3/d，總注水量為73×104t.生產(chǎn)井井底流壓為7 MPa，進行定壓生產(chǎn)，關(guān)井氣油比為1 500 m3/m3，水氣交替段塞比為2∶1，注氣周期為6個月，開發(fā)時間為25年.第五種方案為CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2水氣交替驅(qū)方案.油井進行CO2吞吐，水井按原來的工作制度注水.CO2吞吐井的注氣速度為5 000 m3/d，周期注氣量為50 000 m3，燜井時間為25 d，開井生產(chǎn)時間為60 d，進行CO2吞吐開發(fā)10個周期后轉(zhuǎn)CO2水氣交替驅(qū)，CO2水氣交替驅(qū)注入?yún)?shù)與方案四相同，開發(fā)時間為25年.五種不同開發(fā)方案的預測結(jié)果如圖3～7所示.

從圖3可以看出，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)的累產(chǎn)油量和采出程度最高，驅(qū)油效果最好.CO2吞吐后轉(zhuǎn)連續(xù)氣驅(qū)和轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)比水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)的采出程度低，累產(chǎn)油量低，驅(qū)油效果差.表明對于低滲、低壓、低流度的復雜低滲油藏，直接進行CO2非混相驅(qū)的驅(qū)油效果要好于進行CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2非混相驅(qū)的效果.

圖3 不同開發(fā)方案產(chǎn)量預測柱狀圖

從圖4可以看出，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)的CO2累積注入量與累積產(chǎn)出量最少，而換油率最高.可以通過注入較少的CO2，而最大程度的提高原油采收率.CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2連續(xù)氣驅(qū)和轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)的采出程度雖然低于水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)，但換油率要高于水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)，CO2的利用率較高.這主要是由于CO2連續(xù)氣驅(qū)過程中CO2用量較大，并且由于CO2粘度和密度較小、流度較大，容易較早地突破到生產(chǎn)井，使體積波及效率降低，從而換油率較低.氣體過早突破會導致油井關(guān)井，降低驅(qū)油效率.

圖4 不同開發(fā)方案CO2利用情況柱狀圖

從圖5可以看出，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)和CO2吞吐后水氣交替驅(qū)的地層壓力保持在原始地層壓力附近.水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)和CO2吞吐后連續(xù)氣驅(qū)地層壓力較高，這主要是由于CO2連續(xù)氣驅(qū)過程中，氣體注入能力較大，能夠較快地補充油藏的能量.水驅(qū)的地層壓力保持水平最低，但地層壓力保持在飽和壓力以上，說明方案設(shè)計中油水井的工作制度比較合理.

圖5 不同開發(fā)方案地層壓力隨時間變化曲線

從圖6可以看出，水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)的含水率始終保持在較低水平，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)和CO2吞吐后轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū)的含水率始終保持在40%～50%之間，CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2連續(xù)氣驅(qū)的含水波動較大，但始終保持在50%以下，水驅(qū)的含水率較高，最終含水率為90.7%.說明CO2水氣交替驅(qū)可以有效控制含水上升和改善水油流度比，提高波及效率.

圖6 不同開發(fā)方案含水率隨時間變化曲線

從圖7可以看出，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)和CO2吞吐后水氣交替驅(qū)比水驅(qū)后CO2連續(xù)氣驅(qū)和CO2吞吐后連續(xù)氣驅(qū)的氣油比要低，波動范圍要小.說明CO2水氣交替驅(qū)可以很好的控制氣油流度比，防止氣體沿高深層突進而導致氣竄，增強其向低滲層的滲流和擴散，從而有效地驅(qū)替剩余油.

圖7 不同開發(fā)方案生產(chǎn)氣油比隨時間變化曲線

通過以上分析，對于復雜低滲油藏，水驅(qū)后CO2非混相水氣交替驅(qū)的采出程度和換油率最高，能夠使地層壓力保持在原始地層壓力附近，使含水率和氣油比保持在較低水平，因此推薦研究區(qū)塊采用方案四進行開發(fā).推薦開發(fā)方案指標預測如圖8所示.

從圖7和圖8可以看出，水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)采出程度隨著時間的增加呈上升趨勢，但增加的幅度逐漸減小.研究區(qū)塊產(chǎn)量在生產(chǎn)三年后開始出現(xiàn)遞減，產(chǎn)量逐漸減少，氣油比逐漸增加.至2026年，由于部分油井氣竄，導致氣油比上升，油井達到關(guān)井氣油比而關(guān)井，油井關(guān)井數(shù)較多，產(chǎn)量下降幅度較大.此時可轉(zhuǎn)注水開發(fā)，使地層中的壓力場和飽和度場重新分布，提高體積波及系數(shù)，提高原油采收率.

圖8 水驅(qū)后CO2水氣交替驅(qū)開發(fā)指標預測曲線圖

4 結(jié)論

(1) 通過數(shù)值模擬細管實驗得到研究區(qū)塊最小混相壓力為29.8 MPa，與物理模擬實驗結(jié)果誤差僅為0.67%，驗證了所建組分數(shù)值模型的正確性.實驗表明原始地層壓力條件下注CO2為非混相驅(qū).

(2)通過不同開發(fā)方案對比分析，表明對于復雜低滲油藏，CO2水氣交替驅(qū)的采出程度和換油率最高，CO2吞吐后轉(zhuǎn)CO2非混相驅(qū)的采出程度雖然低于CO2連續(xù)氣驅(qū)，但換油率比CO2連續(xù)氣驅(qū)高，CO2的利用率較高.CO2水氣交替驅(qū)的地層壓力、含水率和氣油比保持較好，波動范圍較小.

(3)水驅(qū)后進行CO2水氣交替驅(qū)開發(fā)，注氣開發(fā)14年后，部分油井因氣油比上升而關(guān)井，導致產(chǎn)量下降.此時，可將關(guān)井油井轉(zhuǎn)注水開發(fā)，使飽和度場重新分布，提高采收率.

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【責任編輯：蔣亞儒】

Optimization of CO2immiscible injection in complex low permeability reservoir

LI Meng-meng1, LIAO Xin-wei1, LI Qi2, LU Ning3, SU Ze-zhong2

(1.College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 2.College of Petroleum Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China; 3.Shengli Oilfield, Sinopec, Dongying 257000, China)

The Niuquanhu reservoir in Tuha oil field belongs to the complex low permeability reservoir with low permeability,low formation pressure and low mobility.It has many development problems,such as high reservoir heterogeneity,high oil viscosity and low water displacement efficiency etc.CO2flooding has great advantages in the development of complex low permeability reservoir.Taking the east block of Niuquanhu reservoir for example,the type of CO2flooding was determined as immiscible injection through slim tube test.Based on the reservoir fluid fitting and production history matching,the compositional numerical model was established.Gas injection was optimized through production indexes comparison of different development plans.The results show that although the recovery degree of CO2continuous injection after CO2huff and puff is lower than that of continuous CO2flooding,the oil exchange ratio and utilization rate is higher than continuous CO2flooding.The recovery degree and oil exchange ratio of CO2WAG after water flooding is the best of the development plans.Moreover,the formation pressure,water cut and gas-oil ratio keeps within a reasonable range,which is favorable for the secondary water flooding.

complex low permeability reservoir; CO2immiscible flooding; slim tube test; gas injection mode; numerical simulation

2016-11-30 基金項目：國家重大科技專項項目(2011ZX05009)； 國家“973”計劃研究項目(2011CB707302)

李蒙蒙(1985-)，女，山東濰坊人，在讀博士研究生，研究方向：油藏工程

1000-5811(2017)02-0098-05

TE341

A