冀東油田淺層非均質(zhì)油藏CO2驅(qū)數(shù)值模擬與方案設計

曹亞明，鄭家朋，孫蓉 （中石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北 唐山063000）

鄭立朝 （中石油冀東油田分公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北 唐山063000）

CO2驅(qū)油技術(shù)作為一種有效的提高采收率方法，國外早在20世紀60和70年代已經(jīng)應用于油田開發(fā)[1～3]。近年來，隨著低滲透油藏不斷投入開發(fā)，在我國吉林油田、大慶油田、中原油田、勝利油田、江蘇油田進行現(xiàn)場試驗，取得了較好的效果[4～6]。冀東油田高淺北Ng6油藏從2010年起實施了CO2吞吐技術(shù)，取得了較好增油效果，但隨著吞吐輪次的增加，增油效果逐漸變差。通過實施CO2驅(qū)油技術(shù)試驗，探索出淺層非均質(zhì)油藏提高采收率新途徑，也為改善淺層邊底水油藏開發(fā)效果，提供借鑒。

1 CO2驅(qū)提高原油采收率的原理

CO2驅(qū)提高原油采收率作用可以分為CO2混相作用和CO2非混相作用。由于高淺北Ng6油藏原油為普通稠油，地層壓力低，達不到混相條件，屬于非混相驅(qū)。主要作用機理：降低原油黏度，使原油膨脹，降低界面張力，溶解氣驅(qū)，乳化作用及降壓開采。CO2在油中的溶解度隨壓力的增加而增加，當壓力降低時，CO2從飽和CO2的原油中溢出并驅(qū)動原油，形成溶解氣驅(qū)；由CO2形成的自由氣飽和度可以部分代替油藏中的殘余油[7]。

2 試驗區(qū)概況

試驗區(qū)位于冀東油田高淺北Ng6油藏主體高部位，巖性疏松，屬于辮狀河高孔高滲砂巖儲層，存在邊底水，面積0.45km2，平均滲透率1242mD，平均孔隙度26.6%；原油屬于未飽和常規(guī)稠油，地層原油黏度90.34mPa·s，地面原油密度0.9562g/cm3，油藏溫度65℃，油藏類型是構(gòu)造巖性層狀底水油藏，平均地層壓力18.23MPa。

2.1 存在問題

高淺北區(qū)Ng6油藏非均質(zhì)性比較嚴重，優(yōu)勢滲流通道較發(fā)育。目前存在問題：油水黏度比高，底水錐進現(xiàn)象嚴重；油藏綜合含水持續(xù)升高，遞減率居高不下，產(chǎn)量快速下降；現(xiàn)有井網(wǎng)和驅(qū)替方式下采收率低，采出程度低，至2012年12月累計生產(chǎn)原油4.64×104t，綜合含水率96.8%，采出程度10.9%。

2.2 CO2驅(qū)可行性分析

高淺北Ng6油藏具有一定的物質(zhì)基礎，試驗區(qū)采出程度較低，井間仍有較大的剩余油潛力；井網(wǎng)較完善，能夠利用現(xiàn)有井形成有效的注采井網(wǎng)；試驗區(qū)進行過CO2吞吐施工，取得了較好的效果，為下步進行CO2驅(qū)提供借鑒。

3 CO2驅(qū)方案參數(shù)優(yōu)化設計

選用CMG軟件進行數(shù)值模擬，建立試驗區(qū)模型 （圖1），研究的目的層為新近系館陶組（Ng）6層，共劃分為20個模擬層。模擬區(qū)同時也考慮邊底水的影響，在模型的邊部和下部設置邊底水。采用直角網(wǎng)格系統(tǒng)劃分網(wǎng)格，建立的模型網(wǎng)格數(shù)為136×59×20＝160480。在高淺北區(qū)Ng6油藏試驗區(qū)歷史擬合的基礎上，對部分井生產(chǎn)情況進行調(diào)整，數(shù)值模擬區(qū)包括25口采油井，無注水井，其中2口注氣井。

3.1 驅(qū)替方式優(yōu)選

圖1 油藏數(shù)值模擬模型示意圖

在歷史擬合的基礎上，根據(jù)目前地下流體分布和壓力分布，對試驗區(qū)預測了20年。若以99.2%為經(jīng)濟極限含水率，預測邊底水驅(qū)最終采收率為13.07%，結(jié)果見表1。

模擬對比CO2連續(xù)氣驅(qū)、注CO2的氣水交替及CO2＋泡沫的交替注入驅(qū)替方式下開發(fā)效果，并與邊底水驅(qū)方案進行對比。由結(jié)果可知，CO2連續(xù)氣驅(qū)、氣水交替驅(qū)和CO2＋泡沫驅(qū)的最終采收率均高于邊底水驅(qū)，其中CO2＋泡沫驅(qū)提高采收率幅度最大，見圖2。分析原因，試驗區(qū)為疏松砂巖油藏，優(yōu)勢滲流通道發(fā)育，在注氣過程中，容易發(fā)生氣竄，導致氣驅(qū)效果下降，泡沫體系可以有效封堵氣竄通道，延長發(fā)生氣竄時間，進一步提高采收率，建議選擇CO2＋泡沫交替注入方式。

表1 驅(qū)替方式對氣驅(qū)效果的影響

3.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化設計

通過模擬計算對CO2驅(qū)方案進行了影響因素分析和優(yōu)化設計，主要討論了段塞大小、注入速度、單井注入?yún)?shù)等因素的影響。

3.2.1 注入總量優(yōu)化

圖2 不同驅(qū)替方式下的含水率隨采出程度的變化

設計注入CO2＋泡沫體系總注入量計算結(jié)果如圖3、4所示。在相同的時間內(nèi)，設計注入總量分別為0.035、0.04、0.05、0.06、0.08、0.10HCPV （烴類孔隙體積），共6個CO2驅(qū)方案。計算結(jié)果表明：在疏松砂巖模型下，注入段塞越大，注氣量越多，氣驅(qū)波及體積越大，開發(fā)效果越好；但隨著注入倍數(shù)的增加，提高采收率增加幅度逐漸減少，換油率減小。綜合指數(shù)存在最優(yōu)值，根據(jù)數(shù)值模擬計算結(jié)果，推薦注入段塞為0.055HCPV。

圖3 提高采收率、換油率隨注入量變化曲線

圖4 開發(fā)效果綜合指數(shù)隨注入量的變化曲線

3.2.2 注入速度優(yōu)化

設計單井日注入速度分別為10、20、30、40、50、60t共6個方案，計算結(jié)果如圖5所示?？梢钥闯觯簡尉兆庠?0～40t時的提高采收率差別不大；當日注量超過40t的提高采收率幅度明顯下降?？紤]到現(xiàn)場施工的可行性，該試驗區(qū)合理注入速度為30～40t/d，選擇平均單井日注入量為35t，則2口井日總注入量為70t。

3.3 CO2驅(qū)最優(yōu)方案預測

在歷史擬合的基礎上，根據(jù)目前地下流體分布和壓力分布，應用優(yōu)化的高淺北Ng6油藏CO2注入?yún)?shù)，對試驗區(qū)20年的開采效果進行了預測 （圖6、7）。結(jié)果是，在2032年試驗區(qū)平均含水率99.2%，最終采收率15.14%。與水驅(qū)相比，試驗區(qū)井組內(nèi)采收率提高2.07%，最終提高采收率2.29%，增產(chǎn)原油0.98×104t。

圖5 提高采收率隨單井日注入量變化曲線

圖6 CO2驅(qū)與水驅(qū)預測采出程度對比曲線

圖7 CO2＋泡沫驅(qū)與水驅(qū)預測產(chǎn)量對比曲線

4 結(jié)論

1）首次在冀東油田非均質(zhì)嚴重的疏松砂巖油藏實施CO2驅(qū)油施工，進行了防氣竄的優(yōu)化設計，以延緩發(fā)生氣竄的時間，提高氣驅(qū)效果。

2）高淺北Ng6油藏對CO2＋泡沫驅(qū)具有較好的適應性，對層間和層內(nèi)的大孔道進行有效封堵的同時，使CO2有效地驅(qū)替剩余油豐富的低滲透區(qū)域，提高開發(fā)效果。

3）數(shù)值模擬結(jié)果表明：對于高淺北Ng6疏松砂巖油藏，采用改進的CO2＋泡沫驅(qū)，可以大幅度提高采收率。

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