喻 鵬，楊付林，劉 遙，楊興業(yè)

(1北部灣大學(xué)石油與化工學(xué)院 2中石油青海油田分公司采油五廠 3中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院)

高凝油在我國遼河、大港等地皆有相當(dāng)?shù)膬?chǔ)量分布，特殊的油品及復(fù)雜的地質(zhì)條件常會(huì)給該類原油的常規(guī)驅(qū)替過程帶來一定阻力，甚至演變?yōu)殚_發(fā)瓶頸?；谠擁?xiàng)背景，CO2-EOR(CO2-Enhanced Oil Recovery)這類提高采收率的低碳型技術(shù)也越來越受到重視[1-4]，前期對(duì)于CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化的研究多集中于低滲油藏，莊永濤等結(jié)合三肇凹陷某斷塊-巖性油藏流體物性及地質(zhì)特點(diǎn)，進(jìn)行注氣方式、井網(wǎng)井距及流壓參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，使得注入難的問題得以解決，恢復(fù)采油程度達(dá)60%。付美龍等為了增加中高含水期區(qū)塊的開采效果，模擬了茨34塊水驅(qū)環(huán)境下稠油轉(zhuǎn)注CO2續(xù)驅(qū)規(guī)律，針對(duì)油井排液及氣水比等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，設(shè)計(jì)最佳驅(qū)替方案。但目前關(guān)于高凝油油藏水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)技術(shù)的研究較少。本文以大民屯凹陷高凝油典型區(qū)靜67-59塊為研究對(duì)象，將多指標(biāo)正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)同仿真模擬技術(shù)手段相結(jié)合，優(yōu)化區(qū)塊水驅(qū)后CO2續(xù)驅(qū)注采參數(shù)，評(píng)價(jià)EOR潛力。

一、地質(zhì)概況

原油類型主要為高凝油，地層原油黏度11.27 mPa·s，析蠟溫度56.47℃，凝固點(diǎn)達(dá)44.53℃～48.29℃，原油密度范圍0.85～0.87 g/cm3，含蠟范圍31.28%～45.57%，這種特殊的油品使其在常規(guī)水驅(qū)開發(fā)中溫敏效應(yīng)突顯。試驗(yàn)區(qū)至今仍延用冷水驅(qū)替方式，油藏綜合含水93.32%，采出程度僅23.58%，注水開發(fā)矛盾突出。區(qū)塊地層壓力20.36 MPa，原始飽和壓力7.85 MPa。

二、水驅(qū)后CO2驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

根據(jù)現(xiàn)有細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果，確定地層油最小混相壓力34.17 MPa，綜合考慮試驗(yàn)區(qū)實(shí)際地質(zhì)情況擬進(jìn)行非混相驅(qū)替模擬，通過模塊化數(shù)據(jù)格式的匹配完成了CO2驅(qū)替概念地質(zhì)模型構(gòu)型，基本計(jì)算參數(shù)如表1。模型網(wǎng)格步長25 m×25 m，總網(wǎng)格規(guī)模：32×27×35=30 240。

結(jié)合高凝油典型區(qū)試驗(yàn)斷塊現(xiàn)有資料，確定數(shù)值仿真計(jì)算進(jìn)程中的原油擬組分，劈分結(jié)果見表2。

表1 仿真計(jì)算基本參數(shù)

表2 原油組分劈分示意表

1. 正交試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

CO2-WAG可有效削弱氣體指進(jìn)，重新分配油水流度。氣體入注速度、周期及段塞比等參數(shù)皆是交替驅(qū)進(jìn)程中的敏感參數(shù)，不當(dāng)?shù)亩稳燃案哳l次的周期往往易加大礦場(chǎng)施工工藝難度，而合理的氣體入注速度可提高掃油效果，過高的注速則可能導(dǎo)致流度比失衡，注氣壓力的升高同時(shí)還可能造成目的層破裂等情況干擾驅(qū)油進(jìn)程。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)靜67-59塊實(shí)際情況，優(yōu)選注氣時(shí)間、注氣周期、注氣速度、水氣交替段塞比及關(guān)井氣油比為主要研究因素，并將優(yōu)選的5個(gè)因素按照正交試驗(yàn)方案進(jìn)行正交設(shè)計(jì)，各指標(biāo)對(duì)應(yīng)3水平。多因素分配過程選用了L18(37)正交表[7]，空置兩列給出排列方案，進(jìn)而對(duì)各方案進(jìn)行模擬并輸出評(píng)價(jià)指標(biāo)(表3)。

表3 CO2-WAG驅(qū)續(xù)驅(qū)參數(shù)方案設(shè)計(jì)及模擬計(jì)算結(jié)果

2. 續(xù)驅(qū)方案多指標(biāo)綜合優(yōu)選

實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，計(jì)算指標(biāo)的最優(yōu)正交方案之間可能存在矛盾，因此在進(jìn)行綜合結(jié)果分析的同時(shí)應(yīng)該兼顧多項(xiàng)指標(biāo)，發(fā)揮各個(gè)指標(biāo)的優(yōu)勢(shì)并尋找到最佳優(yōu)化方案。選用考慮指標(biāo)權(quán)重的綜合評(píng)分法對(duì)此次的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，公式如下[8]：

(1)

式中：ωi—第i個(gè)指標(biāo)加權(quán)系數(shù)；si—第i個(gè)指標(biāo)對(duì)應(yīng)參考標(biāo)準(zhǔn)值，參考標(biāo)準(zhǔn)見表4。

Meshal Algharaib[9]等在設(shè)計(jì)中東地區(qū)目的儲(chǔ)層EOR的同時(shí)兼顧了碳封存效果，詮釋在增產(chǎn)的同時(shí)還需適量考量碳的滯留量。為發(fā)揮各項(xiàng)指標(biāo)優(yōu)勢(shì)，去除單角度干擾，探索設(shè)計(jì)此次參與計(jì)算的加權(quán)系數(shù)，其取值借鑒已施行封注評(píng)價(jià)試驗(yàn)的油藏(如吐哈油田牛圈湖典型區(qū)塊)經(jīng)驗(yàn)，擬通過后期現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果檢驗(yàn)其合理性：采出程度加權(quán)系數(shù)0.4，換油率加權(quán)系數(shù)0.4，CO2滯留率及地層壓力加權(quán)系數(shù)分別為0.12和0.08，結(jié)合正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案模擬結(jié)果，參考綜合評(píng)分標(biāo)準(zhǔn)對(duì)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行各指標(biāo)綜合評(píng)分。進(jìn)行極差分析得出區(qū)塊各因素對(duì)綜合指標(biāo)的影響秩序是：E>C>D>B>A，可以看出，關(guān)井氣油比、注氣速度及水氣交替段塞比這三個(gè)因素對(duì)工區(qū)續(xù)驅(qū)進(jìn)程影響較大(表5)。同時(shí)通過綜合計(jì)算得出靜67-59塊水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2水氣交替驅(qū)最佳注氣參數(shù)組合(A2B3C1D3E2)：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3。

表4 非混相驅(qū)替指標(biāo)綜合評(píng)分參考標(biāo)準(zhǔn)

表5 CO2-WAG非混相驅(qū)替指標(biāo)綜合評(píng)分結(jié)果

完成CO2-WAG續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化后，同樣選用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)法對(duì)靜67-59塊連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)設(shè)計(jì)模擬方案。選用L9(34)正交表，以注氣時(shí)間、注氣速度及關(guān)井氣油比作為主要因素，設(shè)計(jì)三水平。依據(jù)綜合評(píng)分結(jié)果，得到試驗(yàn)區(qū)連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)最優(yōu)方案：注氣年限20 a，注氣速度1×104m3/d，關(guān)井氣油比2 000 m3/m3。

三、EOR潛力評(píng)價(jià)對(duì)比

結(jié)合續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，以水轉(zhuǎn)氣續(xù)驅(qū)EOR為原則，在維持原有注采制度續(xù)驅(qū)方案基礎(chǔ)上增設(shè)兩組注CO2續(xù)驅(qū)方案，對(duì)不同方案提高試驗(yàn)區(qū)采收率潛力進(jìn)行評(píng)價(jià)對(duì)比[10]。

方案1：水驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計(jì)采油井定產(chǎn)，注水井維持原制度，注水時(shí)間20 a。

方案2：水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計(jì)注CO2速度1.5×104m3/d，CO2總體注入量43.81×104t，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，注氣周期8 mon，注氣時(shí)間20 a，采油井定壓，保持生產(chǎn)進(jìn)程流壓在飽和壓力之上。

方案3：連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計(jì)注CO2速度1×104m3/d，CO2總體注入量87.08×104t，氣油比2 000 m3/m3，注氣時(shí)間20 a，采油井定壓，保持生產(chǎn)進(jìn)程流壓在飽和壓力之上。

表6 不同續(xù)驅(qū)方式預(yù)測(cè)指標(biāo)對(duì)比

圖1 不同續(xù)驅(qū)方案預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

針對(duì)以上3種驅(qū)替方案進(jìn)行模擬預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)結(jié)果見表6。連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)及水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)兩種續(xù)驅(qū)方案下的采出程度均較高，續(xù)驅(qū)開發(fā)過程中對(duì)地層壓力的保持較水驅(qū)續(xù)驅(qū)也更為穩(wěn)定(圖1a)，但連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)的換油率卻遠(yuǎn)低于水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)，主要原因在于前者的高氣油比使其在相近采出程度下累積注氣量更高，從而導(dǎo)致了CO2利用率的下降(圖1b)。氣油比的攀升導(dǎo)致部分采油井關(guān)井，增產(chǎn)速度變緩，為更高效地驅(qū)除殘油，可對(duì)區(qū)塊進(jìn)行二次水驅(qū)續(xù)驅(qū)開發(fā)，重新打開氣體占據(jù)孔道，以達(dá)到通油增產(chǎn)的目的。

四、結(jié)論

(1)采用正交排列法進(jìn)行CO2-WAG驅(qū)替參數(shù)方案設(shè)計(jì)，結(jié)合數(shù)值模型輸出采出程度、CO2滯留率等指標(biāo)，通過計(jì)算綜合評(píng)分的極差貢獻(xiàn)，發(fā)現(xiàn)影響研究區(qū)水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)的主要影響因素為關(guān)井氣油比、注氣速度及段塞比。

(2)設(shè)計(jì)不同驅(qū)替模擬方案對(duì)比水驅(qū)續(xù)驅(qū)，水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)和連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)開發(fā)效果，結(jié)果表明，CO2驅(qū)在試驗(yàn)區(qū)塊高含水后有著較大的驅(qū)油潛力，連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)及水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)采出程度高且對(duì)研究區(qū)地層壓力的保持效果較好，但高油氣比及累計(jì)注氣量導(dǎo)致前者換油率偏低。

(3)結(jié)合試驗(yàn)區(qū)不同續(xù)驅(qū)方案EOR潛力評(píng)價(jià)結(jié)果，找到最佳CO2-WAG驅(qū)替方案，擬利用參數(shù)設(shè)計(jì)在現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用效果印證方案的合理性：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，為更高效地驅(qū)除殘油，建議在20 a后可對(duì)區(qū)塊進(jìn)行水驅(qū)續(xù)驅(qū)再開發(fā)，以期打開氣體占據(jù)孔道，為原油提供新的流動(dòng)路徑提高采收率。