CO2三元復合吞吐影響因素分析
——以曙光油田杜229斷塊為例

盧 艷，喻高明，宋剛祥，袁小平

(長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

CO2三元復合吞吐影響因素分析
——以曙光油田杜229斷塊為例

盧 艷，喻高明，宋剛祥，袁小平

(長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

針對不同活性劑注入濃度、CO2和蒸汽注入量、油藏黏度等影響CO2三元復合吞吐效果的因素進行數(shù)值模擬研究。研究結(jié)果表明，在一定范圍內(nèi)，累積采出程度隨表面活性劑濃度增大而增大，但表面活性劑濃度增大到一定值后對吞吐效果的影響不大；CO2注入量越大，周期采出程度和周期油汽比增加幅度越大，當CO2注入量超過一定值后，周期采出程度和周期油汽比的增幅不大；隨著蒸汽注入量的減少，周期采出程度變化不大，而周期油汽比有較大幅度增加；CO2三元復合吞吐技術(shù)更適合于超稠油油藏的開發(fā)。

超稠油；三元復合吞吐；蒸汽吞吐

稠油蒸汽吞吐井隨吞吐輪次增加，開采效果變差，而CO2三元復合吞吐技術(shù)具有調(diào)剖、溶解、降粘、提高油層能量等綜合作用[1]，能夠有效改善稠油在地層中的流動性，從而提高油層的動用程度，提高稠油油藏采收率，最終實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)的目標。在利用該技術(shù)時，蒸汽的注入使油層溫度升高，黏度下降；CO2和表面活性劑助劑對蒸汽吞吐起輔助作用，從而改善吞吐效果[2-3]。筆者針對活性劑注入濃度、CO2和蒸汽注入量、油藏黏度等影響CO2三元復合吞吐效果的因素進行研究，分析了吞吐效果對各個因素的敏感性，以便為稠油開采中應用該技術(shù)提供參考。

1 建立模型

曙光油田曙一區(qū)興隆臺油層是一較大寬緩鼻狀構(gòu)造，其中杜229斷塊是四周被斷層圍限且向東傾伏的斷鼻構(gòu)造。油藏埋深840～940m，油層有效厚度38.2m，孔隙度30.4%，滲透率1.32×10-3μm2，20℃時原油密度1.0023g/cm3，50℃時原油黏度7.76×104mPa·s，屬于超稠油油藏。

選擇位于曙光油田南部超稠油區(qū)杜229塊的一個井組(共9口井)作為研究對象，采用CMG軟件進行數(shù)值模擬。平面上，X方向布9個網(wǎng)格，Y方向布9個網(wǎng)格，網(wǎng)格間距24m。為了確切反映垂向上的非均質(zhì)性，充分暴露層間矛盾，真實地反映不滲透或低滲透夾層在油藏開發(fā)中的作用，根據(jù)地層沉積旋回及夾層的分布特點，在縱向上將該油組劃分為9層，模型網(wǎng)格節(jié)點數(shù)為9×9×5=405。

2 影響因素分析

模擬計算了不同活性劑注入濃度、不同CO2注入量、不同周期蒸汽注入量和不同油藏黏度對CO2三元復合吞吐的影響。模擬時選取注采參數(shù)如下：井底蒸汽干度0.7，注汽強度16.7t/(m·d)，燜井3d，產(chǎn)液速度3.13m3/(m·d)，周期注汽量130t/m。分別注入不同量的CO2、表面活性劑和蒸汽，吞吐5個周期，利用數(shù)值模擬研究吞吐效果對于各個因素的敏感性。

1)活性劑濃度 在設(shè)定油藏溫度、壓力條件下，模擬原油黏度50000mPa·s，吞吐5個周期，各方案模型每周期蒸汽和CO2注入量相同，活性劑濃度分別選用1‰、3‰和5‰。生產(chǎn)指標模擬結(jié)果如圖1所示。

圖1 表面活性劑濃度與累積采出程度關(guān)系曲線

由圖1可知，在蒸汽、CO2注入量一定的情況下，隨著表面活性劑濃度的增加，累積采出程度逐漸上升，驅(qū)替效果變好，這是因為表面活性劑的注入能夠降低原油與地層巖石之間的界面張力，提高洗油效果和降低原油黏度，而CO2注入時形成的泡沫相具有調(diào)剖作用，可以提高吞吐過程中熱量的波及系數(shù)，從而提高采油量[4-5]。此外，當表面活性劑濃度達到5‰后累積采出程度不再變化，其原因是表面活性劑與地層原油的接觸體積有限所致。

2)CO2注入量 為了探究CO2三元復合吞吐中合理的CO2注入量，設(shè)計CO2注入量分別為蒸汽注入量的5%、10%和15%的方案進行數(shù)值模擬，生產(chǎn)指標模擬結(jié)果分別如圖2和圖3所示。從圖2和圖3可以看出，從第1周期至第2周期，周期采出程度和油汽比快速增加，第2周期后周期采出程度和油汽比變化不大，且周期采出程度和油汽比隨著CO2注入量的增大而增大，其原因是吞吐時注入油層中的CO2與原油充分接觸以改善其性質(zhì)，從而增加周期采出程度和油汽比。此外，當CO2注入量超過一定值后，周期采出程度和油汽比的增幅不大，這是由于CO2在原油中溶解能力有一定限度，因而對吞吐效果的影響有限[6]。

圖2 不同CO2注入量下周期數(shù)與周期采出程度的關(guān)系 圖3 不同CO2注入量下周期數(shù)與油汽比的關(guān)系

3)蒸汽注入量 分別設(shè)計在原始蒸汽注入量基礎(chǔ)上下降10%和20%的蒸汽注入量的方案，與原始蒸汽注入量方案進行對比，生產(chǎn)指標模擬結(jié)果如圖4和圖5所示。由圖4和圖5可知，在同一蒸汽注入量下，從第1周期至第2周期，周期采出程度和油汽比快速增加，第2周期后周期采出程度和油汽比變化不大；在同一周期下，隨著蒸汽注入量的減少，周期采出程度變化不大，而油汽比逐漸增加，并且增加幅度相對較大。

圖4 不同蒸汽注入量下周期數(shù)與生產(chǎn)指標關(guān)系曲線

4)油藏黏度 為了解CO2三元復合吞吐對各類稠油油藏的開發(fā)效果，利用數(shù)值模擬對2類不同稠油油藏(黏度分別為5500mPa·s和50000mPa·s)展開研究。生產(chǎn)指標數(shù)值模擬結(jié)果如圖5所示。從圖5可看出，稠油油藏黏度越高，其周期采出程度和周期油汽比的增加幅度越大，因而CO2三元復合吞吐技術(shù)更適合于超稠油油藏。

圖5 不同原油黏度下周期數(shù)與生產(chǎn)指標關(guān)系曲線

3 結(jié) 論

1)在一定范圍內(nèi)，累積采出程度隨表面活性劑濃度增大而增大，但表面活性劑濃度增大到一定值后對吞吐效果的影響不大。

2)CO2注入量越大，周期采出程度和周期油汽比增加幅度越大，當CO2注入量超過一定值后，周期采出程度和周期油汽比的增幅不大。

3)隨著蒸汽注入量的減少，周期采出程度變化不大，而周期油汽比有較大幅度增加。

4)CO2三元復合吞吐技術(shù)更適合于超稠油油藏的開發(fā)。

[1]陳良，張慶，蔣宇，等.稠油不加熱技術(shù)技術(shù)現(xiàn)狀與應用探討[J].天然氣與石油，2010，28(1)：6-9.

[2]王麗，卜祥福，伍銳東.CO2混相驅(qū)提高原有采收率的研究現(xiàn)狀及發(fā)展前景[J].石油化工應用，2010，29(2-3)：4-7.

[3]歐陽傳湘，閆利恒，姚夢多，等.超稠油三元復合吞吐物理模擬實驗研究[J].新疆石油天然氣，2007，3(4)：40-43.

[4]王麗潔，李成芹，孟強.曙一區(qū)中深層稠油油藏改善高周期吞吐效果技術(shù)對策[J].石油地質(zhì)與工程，2008，22(6)：30-32.

[5]孟科全，唐曉東，鄒雯炆，等.稠油降粘技術(shù)研究進展[J].天然氣與石油，2009，27(3)：30-34.

[6]沈德煌，張義堂，張霞，等.稠油油藏蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)注CO2吞吐開采研究[J].石油學報，2005，26(1)：83-86.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.026

TE357.4

A

1673-1409(2012)12-N081-03