龔麗榮,孫彥春,周夢雨,盧家亭,趙 耀,朱春艷

(1.中國石油冀東油田公司 勘探開發(fā)研究院,河北 唐山 063004;2.中國石油冀東油田 信息中心，河北 唐山 063004; 3.中國石油冀東油田 陸上作業(yè)區(qū),河北 唐山 063004)

致密油藏屬于非常規(guī)油氣藏,在儲(chǔ)層中油氣連片分布,沒有明顯的圈閉和蓋層的界限,無統(tǒng)一的油、氣、水界面和壓力系統(tǒng),流體組分差異較大,儲(chǔ)層滲透率小于或等于0.1×10-3μm2。隨著致密油儲(chǔ)量比例的逐年增長,在我國石油工業(yè)中,致密油藏的勘探開發(fā)具有越來越重要的戰(zhàn)略性地位,目前此類油藏已成為我國石油工業(yè)儲(chǔ)量接替的重要領(lǐng)域,將是實(shí)現(xiàn)我國原油產(chǎn)量增長的重要支撐,致密油藏的高效開發(fā)是今后相當(dāng)長的一個(gè)時(shí)期內(nèi)的重要戰(zhàn)略目標(biāo)[1-3]。注水開發(fā)在致密油藏的應(yīng)用過程中,時(shí)常面臨著注入壓力高、注水不見效等問題。由于氣體具有易流動(dòng)、可降低原油黏度、降低界面張力和使原油體積膨脹等作用,學(xué)者開始探討致密油藏注氣開發(fā)的可行性。目前,國內(nèi)外的科研機(jī)構(gòu)已經(jīng)將注氣工藝視為除了熱采等提高原油采收率措施之外的首選,與傳統(tǒng)的注水驅(qū)替相比較,注氣混相驅(qū)替更有可為,平均提高采收率約為16.40%[4-6]。

1 研究區(qū)概況

M區(qū)塊為致密油藏,儲(chǔ)層物性較差,孔隙度、滲透率低,儲(chǔ)層平均孔隙度為17%,儲(chǔ)層主體覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2。由于儲(chǔ)層孔喉細(xì)小(主流半徑集中在1 μm),注水啟動(dòng)壓力高(0.2 MPa/m),難以建立有效驅(qū)替,導(dǎo)致M區(qū)塊大部分油井因無能量補(bǔ)充已失效或處于低產(chǎn)階段,M區(qū)塊急需轉(zhuǎn)變開發(fā)方式,改善開發(fā)效果,提高采收率。

2 致密油藏注CO2提高采收率機(jī)理

2.1 CO2驅(qū)油機(jī)理

研究區(qū)塊屬于致密油藏,目前仍處于開發(fā)早期,油藏采出程度低,基本不含水,有利于CO2驅(qū)注采工藝的實(shí)施油藏埋深在3 500～3 900 m,原始地層壓力39～58 MPa,壓力系數(shù)1.2～1.53,地飽壓差大,地層易與CO2形成混相。

CO2混相驅(qū)作為提高石油采收率的重要方法之一,其基本原理是將注入的CO2在油藏地質(zhì)條件下和原油達(dá)到混相,主要通過消除相間界面張力和孔隙介質(zhì)的毛管力以降低油藏內(nèi)殘余油飽和度,進(jìn)而達(dá)到提高原油采收率的目的[7-9]。在CO2混相驅(qū)替過程中,其最重要的提高采收率機(jī)理是通過抽提原油中的輕質(zhì)成分,實(shí)現(xiàn)油氣混相,大幅度降低毛細(xì)管力,提高原油流動(dòng)性[10-12]。其次,CO2注入可以溶蝕地層部分礦物成分,以使其疏通微小孔喉,孔隙變大,連通性變好,明顯改善巖心滲透性。此外，注入CO2過程中原油體積膨脹,可有效補(bǔ)充地層能量。

2.2 CO2混相驅(qū)油室內(nèi)評價(jià)

2.2.1 地層原油注CO2相態(tài)試驗(yàn)

針對研究區(qū)地層油,在地層溫度下進(jìn)行CO2膨脹實(shí)驗(yàn),目的是研究CO2注入后對流體的相態(tài)影響。將CO2按照物質(zhì)的量的百分?jǐn)?shù)為0%、10%、20%、30%、40%、50%、60%及70%加入到原油中,每次加氣后逐漸加壓使CO2氣體在油中充分溶解達(dá)到單相,測定CO2對原油飽和壓力、膨脹系數(shù)、原油黏度及密度的影響。試驗(yàn)結(jié)果表明:(1)隨著注入CO2量的增加,地層原油飽和壓力逐漸升高,表明地層油對CO2有較強(qiáng)的溶解能力;(2)隨著原油中溶解CO2量的增多,地層油體積膨脹系數(shù)增大,表明CO2具有較強(qiáng)的膨脹地層原油的能力;(3)隨著原油中溶解的CO2量的增加,地層油黏度降低,表明CO2對地層油有很好的降黏效果,可以改善地層油的流動(dòng)性;(4)CO2注入后,隨注入CO2比例逐漸增大,地層原油性質(zhì)逐漸變好,其輕質(zhì)組分逐漸增多,重質(zhì)組分相對減少。因此,地層原油密度也逐漸減小。

2.2.2 地層原油注CO2最小混相壓力試驗(yàn)

為探索研究區(qū)注CO2提高采收率的可行性,開展注CO2的最小混相壓力測定。實(shí)驗(yàn)壓力共選擇了6組,其中,21、23、25 MPa下的原油采出程度分別為65.02%、74.08%、82.93%,屬于非混相狀態(tài)。而其他3組壓力,27、29、31 MPa下的原油采出程度分別為90.36%、94.36%、96.66%,屬于混相狀態(tài)。

根據(jù)原油的最終采出程度隨壓力的變化,分別做非混相和混相時(shí)的直線,兩條直線的交點(diǎn)所對應(yīng)的壓力即為在該油藏溫度下注CO2時(shí)的最小混相壓力,約為26.5 MPa,如圖1所示,其中VP為孔隙體積。

圖1 M區(qū)注CO2最小混相壓力實(shí)驗(yàn)

2.2.3 全直徑長巖心驅(qū)替試驗(yàn)

針對研究區(qū)實(shí)際巖心(57.05 cm),在地層溫度下,開展長巖心驅(qū)替試驗(yàn),對該組巖心先進(jìn)行水驅(qū),在含水率達(dá)到100%時(shí),停止注水,開始注CO2,這時(shí)水驅(qū)的驅(qū)替效率為45.99%。隨著CO2注入量的增加,驅(qū)替效率增加,此后氣油比急速上升,隨著CO2注入量的繼續(xù)注入,驅(qū)替效率不再增加,水驅(qū)后CO2混相驅(qū)最終的驅(qū)替效率為84.77%,水驅(qū)后CO2驅(qū)驅(qū)替效率比水驅(qū)提高了38.7%,如圖2所示。

圖2 M區(qū)水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2驅(qū)采收率曲線

3 CO2混相壓裂試驗(yàn)方案

基于CO2混相驅(qū)油機(jī)理及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,結(jié)合研究區(qū)實(shí)際油藏情況,開展CO2混相驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)方案,試驗(yàn)致密油藏定向井能量補(bǔ)充開發(fā)方式,提高單井產(chǎn)量,最終提高致密油藏采收率的目的。

3.1 試驗(yàn)區(qū)的優(yōu)選

基于以下選區(qū)原則開展試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選:儲(chǔ)層連通性好,剩余儲(chǔ)量規(guī)模大;對應(yīng)油井?dāng)?shù)多,便于壓裂效果評價(jià);井況簡單,工藝實(shí)施難度小。優(yōu)選研究區(qū)M9井區(qū)為試驗(yàn)井組,該井組砂體規(guī)模較大,砂體寬帶200～350 m,砂體厚度2～17.4 m,井間砂體連通率45%～72%。該試驗(yàn)區(qū)共6口井(1注5采),控制地質(zhì)儲(chǔ)量41.5×104t。

3.2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化

基于試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特征,建立數(shù)值模擬地質(zhì)模型,開展試驗(yàn)區(qū)歷史擬合,基于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)開展CO2混相驅(qū)壓裂技術(shù)政策優(yōu)化[13-14]。

3.2.1 壓裂前置段塞介質(zhì)優(yōu)選

分別設(shè)置CO2、水基壓裂前置段塞方案與基礎(chǔ)方案(水驅(qū)),對比3 a后累計(jì)產(chǎn)油變化,結(jié)果顯示壓裂方案優(yōu)于基礎(chǔ)方案,前置CO2段塞效果優(yōu)于水基壓裂方案(圖3)。從單井日產(chǎn)油曲線也可以看出,前置CO2段塞效果最優(yōu)(圖4)。

圖3 不同注入介質(zhì)階段累計(jì)產(chǎn)油曲線

圖4 單井日產(chǎn)油曲線

3.2.2 注入量優(yōu)化

(1)數(shù)值模擬法。設(shè)置不同CO2注入量,模擬不同注入量下的增油量。得到CO2注入VP數(shù)與增油量的關(guān)系曲線(圖5),結(jié)果表明注入0.08HCPV后,采出程度增加幅度明顯變緩,且壓力系數(shù)恢復(fù)到原始地層壓力系數(shù),因此確定注入量為0.08HCPV,折合地面注入量為3 300 m3。

圖5 不同注入體積與增油量折線圖

(2)物質(zhì)平衡法。根據(jù)物質(zhì)平衡法,得到壓力系數(shù)與注入量關(guān)系曲線(圖6),壓力系數(shù)為1.3時(shí),對應(yīng)注入量為3 400 m3。

圖6 不同壓力系數(shù)對應(yīng)注入量折線圖

綜合數(shù)值模擬法和物質(zhì)平衡法及外溢量,最終確定液態(tài)CO2注入量為3 500 m3。

3.2.3 注入速度優(yōu)化

設(shè)置注入速度分別為500、1 000、1 500、2 000 m3/d,對比階段末的采出程度,結(jié)果顯示(圖7),隨著注入速度增加,采出程度逐漸升高,當(dāng)注入速度達(dá)到1 500 m3/d后,采出程度增量逐漸降低,因此選取注入速度1 500 m3/d為最優(yōu)注入速度,因此采用壓裂車組快速注入CO2。

圖7 不同注入速度采出程度增幅變化曲線

3.2.4 年平均單井日產(chǎn)油論證

設(shè)置初期日產(chǎn)油量分別為4、6、8、10 t/d 4個(gè)方案研究合理單井日產(chǎn)油。結(jié)果表明(圖8),隨著日產(chǎn)油量增加,累計(jì)產(chǎn)油量逐漸增加,當(dāng)日產(chǎn)油量達(dá)到8 t/d后增加幅度變緩,確定合理的日產(chǎn)油量為8 t/d。

圖8 單井日產(chǎn)油對應(yīng)采出程度曲線

3.2.5 混相壓裂驅(qū)替輪次

通過計(jì)算不同驅(qū)替輪次下的增油量研究合理的驅(qū)替輪次。結(jié)果表明,隨著壓裂驅(qū)替輪次增加,增油量逐漸減小(圖9),根據(jù)油田壓裂措施增油界限圖版判斷(圖10),油價(jià)60美元/桶、措施費(fèi)用500萬時(shí)對應(yīng)的增油界限為2 237 t,確定混相壓裂驅(qū)替輪次為4輪次。

圖9 不同輪次增油量對比圖

圖10 壓裂措施增油界限圖版

3.2.6 方案設(shè)計(jì)與比選

基于相同注入量,針對M9井組設(shè)置5個(gè)比選方案,如表2所示。方案一無措施基礎(chǔ)方案;方案二為注入井M9井混相壓裂,對應(yīng)油井無措施;方案三為注入井M9井混相壓裂,油井M9-1、M9-2井混相壓裂;方案四為注入井M9井混相壓裂,油井M9-3、M9-4井混相壓裂;方案五為注入井M9井混相壓裂,油井M9-1、M9-2、M9-3、M9-4井混相壓裂。通過對比5個(gè)方案階段末的采出程度,確定最優(yōu)方案。

數(shù)值模擬結(jié)果顯示方案二即水井混相壓裂,油井不壓裂效果最好,井組預(yù)測階段末期采出程度最高達(dá)到10.7%,較目前采出程度提高了7.9%,投入產(chǎn)出比為1∶2.06,主要是該井組采出程度低,連通性好,建立井間驅(qū)替可有效提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度,增加單井產(chǎn)量。方案一即按目前開發(fā)方式繼續(xù)生產(chǎn)的基礎(chǔ)方案效果最差,預(yù)測階段末期采出程度僅為4.9%。這主要是因?yàn)榘串?dāng)前開發(fā)方式生產(chǎn),油井完全依靠彈性能量開發(fā),加上地層天然能量不足,采油速度低,生產(chǎn)效益差(表2)。

表2 不同方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果表

3.2.7 指標(biāo)預(yù)測

針對最優(yōu)方案開展指標(biāo)預(yù)測,評價(jià)期內(nèi)M9井組CO2混相壓裂方案累計(jì)產(chǎn)油3.27×104t,階段末采出程度10.7%,提高采收率7.9%;較基礎(chǔ)方案增油2.19×104t,平均單井累計(jì)增油0.4×104t,采出程度較基礎(chǔ)方案提高5.2%。

4 CO2混相壓裂現(xiàn)場應(yīng)用

2018年9月M區(qū)塊實(shí)施CO2混相壓裂——吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)井1口(M9-11井),注入液態(tài)CO2450 m3,折合地下體積0.02HCPV。該井增油效果明顯,截止到目前累計(jì)增油2 213 t,投入產(chǎn)出比1∶1.8。該井注氣8天后鄰井M9-11井見效,有效期約20 d,增油106 t。

5 結(jié) 論

(1)注CO2驅(qū)主要通過壓裂快速注入CO2,達(dá)到降低原油滲流阻力、降低啟動(dòng)壓力梯度,以達(dá)到補(bǔ)充能量、提高驅(qū)替效率,提高油田開發(fā)效益的目的。

(2)根據(jù)該研究區(qū)地質(zhì)特征,進(jìn)行CO2驅(qū)技術(shù)政策論證,確定注入井注入液態(tài)二氧化碳3 500 m3,注入速度1 500 m3/d,驅(qū)替4輪次,壓裂后單井產(chǎn)能8噸。預(yù)計(jì)M9井組可有效提高采收率7.9%,該項(xiàng)研究成果對同類油藏改善開發(fā)效果具有指導(dǎo)意義。