柳贊北區(qū)中低滲油藏CO2驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用

曹亞明，鄭家朋，李晨毓

付治軍，孫桂玲，孫蓉 （中石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山063000）

CO2驅(qū)在美國、加拿大等國家已經(jīng)成為一項重要且成熟的提高原油采收率的方法［1～3］，其中美國是CO2驅(qū)發(fā)展最快的國家，自20世紀80年代以來，CO2驅(qū)項目已遍布13個州和墨西哥灣。CO2驅(qū)油技術(shù)具有成功率高、風險低的特點，成為三次采油技術(shù)中最具潛力的提高采收率方法之一［4，5］。國內(nèi)的CO2驅(qū)油技術(shù)起步較晚，但這項技術(shù)礦場應(yīng)用成本相對較低，提高采收率幅度大，仍具有很大的吸引力，先后在大慶、勝利、江蘇、吉林等油田開展了室內(nèi)研究和礦場試驗［6］。冀東油田中、深層油藏儲層物性差，水驅(qū)油效率低；部分區(qū)塊注水壓力高，存在注不進水的問題，依靠天然能量開發(fā)，采收率低；為提高中、深層油藏采收率，在柳贊北區(qū)斷層根部，實施了CO2驅(qū)先導性試驗，取得了良好效果。

1 試驗區(qū)概況

試驗區(qū)位于柳贊油田北部，靠近斷層根部，是柏各莊斷層下降盤斷鼻構(gòu)造帶的一部分，地層傾角較大，接近35～45°，屬層狀斷塊構(gòu)造巖性油藏。區(qū)塊主要發(fā)育沙河街組三段3亞段 （Es33）Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油組，其中Ⅳ油組2層作為試驗區(qū)目的層，平均孔隙度19．5%，平均滲透率381mD；試驗區(qū)綜合含水率29．9%，累計采油3．16×104t，地質(zhì)儲量采油速度2．6%，地質(zhì)儲量采出程度9．14%。

試驗區(qū)油井投入生產(chǎn)后，長期處于彈性開采，地層能量嚴重不足，油井平均日產(chǎn)液低于10t，油層中部深度為2500m，平均動液面在2000m左右，注水開發(fā)后，因儲層物性差，水敏性強，注水困難，試驗區(qū)注水井水驅(qū)動用程度僅為36．32%，動用程度較低。

2 CO2驅(qū)物理模擬研究

混相驅(qū)物模裝置引進美國RUSKA公司的裝置。所用的地層原油樣品是用LB1-15-20井地面油／氣樣品在室內(nèi)配制成的柳北地層油；CO2注入氣樣品購自北京分析儀器廠，純度為99．95%；地層水和注入水樣品均取自油田現(xiàn)場。

圖1 柳北區(qū)不同壓力下注CO2驅(qū)油試驗

圖2 柳北區(qū)注CO2最小混相壓力試驗

試驗結(jié)果如圖1、2所示，在各個試驗壓力下原油采收率隨著時間增加呈線性增加趨勢，達到氣竄后，增加幅度急劇下降，原油采收率趨于穩(wěn)定。通過原油的最終采收率隨壓力的變化，分別做非混相和混相時的直線，兩條直線的交點所對應(yīng)的壓力即為在該油藏溫度下注CO2時的最小混相壓力，約為28．18MPa。目前試驗區(qū)地層壓力21．8MPa，達不到混相條件，但隨著注氣量不斷增加，地層壓力不斷提高，近井地帶能夠達到混相。

3 方案優(yōu)化設(shè)計

3.1 地質(zhì)模型建立

選擇柳贊北區(qū)斷層根部油藏作為試驗區(qū)，進行數(shù)模計算分析，模擬區(qū)面積0．62km2，地質(zhì)儲量193．2×104t，模擬層選?、粲徒M2層下6個小層，建立模型網(wǎng)格數(shù)為25×15×5＝303666，如圖3所示。模擬區(qū)邊水不活躍，以人工注水為主。在模擬地層儲量與動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上，按照目前井網(wǎng)和工作制度預測水驅(qū)采收率為24．54%．

根據(jù)注氣方案的初選結(jié)果，進行CO2驅(qū)、水氣交替驅(qū) （HWAG）開發(fā)調(diào)整方案的數(shù)值模擬研究，開展適應(yīng)性分析，優(yōu)選最佳的驅(qū)替方案。

3.2 單井合理日注量

柳北油藏注采井距不到200m，平均為130m，注氣量過大，容易氣竄；若注入量太低，地層能量補充太慢，單井產(chǎn)量提高困難；注入量低，地層壓力起不來，（近）混相驅(qū)難以實現(xiàn)，通過研究不同注入量對應(yīng)油井產(chǎn)油量和地層壓力的變化，來確定最佳注入量。

試驗結(jié)果表明，單井日注氣在10～20t時的產(chǎn)量曲線差別不大 （圖4），當日注量達到30t后產(chǎn)量增加10t，產(chǎn)量曲線明顯高于日注量20t的情形，并且日注30t和40t的產(chǎn)量曲線接近重合；從地層壓力變化情況 （圖5）看，單井日注氣在30t以上時，地層壓力能夠升高6MPa，增幅明顯，能夠?qū)崿F(xiàn)近混相驅(qū)，這是日注氣30t產(chǎn)量較20t時明顯提高的原因。綜上所述，建議單井日注CO2量應(yīng)高于30t，以實現(xiàn)近混相驅(qū)。

圖3 柳北試驗區(qū)地質(zhì)模型

圖4 不同注氣量下的產(chǎn)油量情況

圖5 不同注氣量下的地層壓力變化

3.3 注氣方式研究

研究了連續(xù)氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)2種注入方式，連續(xù)注氣的氣油比升高快，水氣交替能控制流度比，抑制氣竄，擴大波及體積，并能大幅度降低注氣成本。圖6為連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)的氣油比隨注氣時間變化曲線，水氣交替驅(qū)的氣油比約為連續(xù)氣驅(qū)的50%，所以水氣交替驅(qū)可以作為一種防氣竄技術(shù)。

3.4 累計注氣量確定

為了選擇經(jīng)濟合理的注入量，研究了CO2注入量對注氣效果的影響。由于柳北油藏注采井距小，注氣量過大，容易氣竄；若注入量太低，地層能量補充太慢，單井產(chǎn)量提高困難；注入量低，地層壓力起不來，（近）混相驅(qū)難以實現(xiàn)。因此，存在著一個合理的累計注氣量，使得經(jīng)濟上最優(yōu)，技術(shù)上可行。

根據(jù)數(shù)值模擬，到2021年，擴大區(qū)整體換油率約0．32t／t；如圖7、8，從累計產(chǎn)量曲線看，2021年左右產(chǎn)量增長也明顯放緩。此時CO2累計注入量0．17HCPV （連續(xù)注氣到2021年的累計注入量為0．51HCPV，由于前面已優(yōu)化推薦了1個月氣和2個月水交替注入方式，故氣體的累計注入量為0．51／3＝0．17HCPV）。

圖6 2種注氣方式的氣油比

4 CO2驅(qū)現(xiàn)場試驗認識

4.1 地層能量升高

注氣后在油層中部壓力由10．18MPa上升到24．2MPa，說明注氣后地層能量得到了有效補充：注氣前注不進水的地方，地層能量虧空比較嚴重；注氣后，地層能量逐步恢復，壓降變緩。當CO2注入量達到一定程度時，井底附近壓力升至32MPa以上，超過最小混相壓力，在井底局部范圍內(nèi)，驅(qū)替方式由非混相驅(qū)逐漸過渡到混相驅(qū)。

4.2 生產(chǎn)井見氣特征

圖7 累計產(chǎn)量變緩趨勢

圖8 擴大區(qū)整體換油率變化情況

見氣井主要分布于油藏的較高部位，重力分異作用迫使CO2優(yōu)先進入油藏高部位，形成次生氣頂，氣頂中的氣驅(qū)替剩余油至附近油井，造成高部位井很快見效。分析發(fā)現(xiàn)，試驗區(qū)內(nèi)高部位油井比低部位油井平均見效早4個月以上，但有效期較短。見氣后油井產(chǎn)量下降很快，采取周期生產(chǎn)方式，即油井間開間關(guān)，有利于CO2在地層中與原油充分接觸和溶解，油井產(chǎn)量有所恢復。

4.3 增油降水效果分析

試驗區(qū)共有一線油井14口，截至2014年5月，有10口井相繼見到增油效果，見效率71．4%。注氣前試驗區(qū)日產(chǎn)油35．1t，含水率51．4%；注氣后，地層能量逐漸恢復，注氣見效后，初期日產(chǎn)油57t，含水率31．1%，高峰期日產(chǎn)油達到60t，含水率最低降至23%，考慮遞減累計增油2．6×104t，采收率提高2．5個百分點，CO2換油率為0．84t／t。

5 結(jié)論與認識

1）柳贊北區(qū)CO2驅(qū)為非混相驅(qū)替，但隨著注氣量的增加，注氣井井底附近壓力逐漸升高，近井地帶逐漸由非混相驅(qū)替過渡到混相驅(qū)。同時，高傾角油藏下，依靠重力分異作用，CO2驅(qū)會啟動新的水驅(qū)未波及的儲層，提高波及系數(shù)，從而進一步提高采收率。

2）柳贊北區(qū)通過轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，由CO2驅(qū)代替水驅(qū)，取得了較好的開發(fā)效果，地層能量逐漸增加，區(qū)塊的綜合含水率下降，產(chǎn)油量上升，為油田同類型油藏的開發(fā)提供了較好的借鑒。

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