特高含水油藏CO2氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化方法

范 虎

(中海石油研究總院，北京 100028)

特高含水油藏CO2氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化方法

范 虎

(中海石油研究總院，北京 100028)

影響CO2氣水交替驅(qū)開發(fā)效果的參數(shù)較多，為了得到最佳開發(fā)效果，以特高含水開發(fā)階段的A井組為研究對象，運用數(shù)值模擬方法，對該井組CO2氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化，建立了一套CO2氣水交替驅(qū)、提高采收率注入?yún)?shù)優(yōu)化的思路和方法。結(jié)果表明：實施CO2氣水交替驅(qū)能使高含水井含水率下降5～10個百分點，增加產(chǎn)油，并保持地層壓力穩(wěn)定，維持油井長時間經(jīng)濟有效生產(chǎn)。

特高含水油藏；CO2氣水交替驅(qū)；開發(fā)機理；參數(shù)優(yōu)化

目前常規(guī)注水油田開發(fā)后期含水普遍很高，對于難采儲量來說，開發(fā)難度越來越大，CO2混相驅(qū)是一種提高特高含水油田采收率的有效方法[1-4]。 單純氣驅(qū)存在嚴重氣竄而影響開采效果，致使氣驅(qū)應(yīng)用受到極大限制，為了改善氣驅(qū)波及效率低的局面，現(xiàn)多采用氣水交替的注入方法，CO2氣水交替驅(qū)是最有效和應(yīng)用最廣泛的一種技術(shù)[5-6]。CO2氣水交替注入既可充分利用混相驅(qū)的優(yōu)勢,又可減少CO2驅(qū)的指進,擴大波及面積[7-9]。本文以油田一個井組為研究對象，運用數(shù)值模擬方法，開展CO2氣水交替驅(qū)井組注入?yún)?shù)優(yōu)化研究工作，建立了一套CO2氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化的思路和方法，對CO2氣水交替驅(qū)提高采收率研究具有一定的指導(dǎo)意義。

1 室內(nèi)機理研究

對注CO2氣驅(qū)地層流體相態(tài)進行擬合，并且通過重餾分特征化、組分歸并得到7個擬組分的組成，為后面進行注CO2數(shù)值模擬提供合理的流體PVT參數(shù)場。

細管實驗法能給出具有重復(fù)性的精確結(jié)果, 也是國內(nèi)外公認確定混相壓力的理想方法。細管實驗法是測定最小混相壓力的一種常用方法, 它比較符合油層多孔介質(zhì)中油氣驅(qū)替過程的特征, 并能排除不利的流度比、黏性指進、重力分離和巖性非均質(zhì)等因素所帶來的影響[10-11]。對目前地層原油樣品進行注天然氣的細管驅(qū)替實驗研究，五次細管驅(qū)替實驗測試數(shù)據(jù)表明，CO2與目前地層原油可形成混相，最小混相壓力為18.42 MPa，此時原油的采出程度為90.01%，具體情況見表1。

表1 混相驅(qū)細管實驗測試結(jié)果

為了優(yōu)選研究區(qū)塊后續(xù)提高采收率的開發(fā)方式，通過建立機理模型，進行了開發(fā)方式優(yōu)選。模擬方案分三種開發(fā)方式：繼續(xù)注水、連續(xù)注氣、氣水交替注入，預(yù)測15年，然后對比累計產(chǎn)油量和含水率的變化情況。從驅(qū)替結(jié)果可以看出，氣水交替驅(qū)替效果比繼續(xù)注水和連續(xù)注氣都好，可以使含水井高含水率明顯降低，有效提高水驅(qū)波及體積，能夠較大幅度提高水區(qū)油藏采收率(圖1)，因此，本油藏采用氣水交替注入方式。

2 地質(zhì)模型建立及注入?yún)?shù)設(shè)計

應(yīng)用Petrel三維地質(zhì)建模軟件，建立CO2氣水交替驅(qū)三維地質(zhì)模型，采用Eclipse300組分模型器模擬，縱向上劃分為 5個模擬層，平面上網(wǎng)格維數(shù)為116×151。該油藏屬巖性構(gòu)造油藏，構(gòu)造比較簡單，油層內(nèi)部結(jié)構(gòu)比較均勻，分選好，油層中部深度2 380 m，油層平均厚度6.5 m,地層溫度83.5 ℃，原始地層壓力22.31 MPa，孔隙度為27.5%，滲透率為720×10-3μm2，屬于中孔、高滲儲層；地層原油密度為0.76 g/cm3，原油黏度為1.92 mPa·s，油層物性好，原油地下黏度小，原油在油層中的流動性能好。模型選取一個A井組，其中，注入井1口，生產(chǎn)井6口，控制儲量88.5×104t,目前綜合含水已達97.74%，處于特高含水廢棄開發(fā)階段。

圖1 不同開發(fā)方式累積產(chǎn)油量和含水率變化情況

本文通過論證、評價和篩選，對下面6個注入?yún)?shù)進行優(yōu)化：①CO2注入速度；②CO2首段塞注入大小；③CO2段塞數(shù)；④水注入速度；⑤CO2注入前后段塞比；⑥氣水段塞比。根據(jù)正交設(shè)計原則, 設(shè)計6水平6參數(shù)的優(yōu)化方案。為了比較每個注入?yún)?shù)在不同條件下的開發(fā)效果，優(yōu)選出每個工作參數(shù)最優(yōu)注入情況，選用累積產(chǎn)油量和累計噸CO2氣換油率作為參數(shù)優(yōu)選評價標(biāo)準(zhǔn)。在注入條件不同的情況下，模擬每個工作參數(shù)實施CO2氣水交替驅(qū)措施，氣水交替注入周期結(jié)束后注水，預(yù)測15年后的開發(fā)動態(tài)指標(biāo)，優(yōu)選出注入?yún)?shù)。

3 CO2氣水交替優(yōu)化方法

3.1 CO2注入速度優(yōu)化

CO2注入速度指單位時間向油層中注入CO2(地面條件下)的質(zhì)量，注氣速度直接影響前緣的推進速率。針對A井組，不同CO2注入速度開發(fā)15年，其開發(fā)設(shè)計參數(shù)見表2，開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比情況見圖2。隨著CO2注入速度的增加，累計產(chǎn)油量隨之增加，累計噸CO2氣換油率隨之下降；注氣速度偏低不足以維持油層壓力穩(wěn)定，混相所需氣體不足，不能達到措施要求；但注氣速度過大，將會導(dǎo)致垂直和水平波及效果較差，造成氣體過早突破，增產(chǎn)效果不明顯，使采收率降低，不能達到技術(shù)經(jīng)濟最佳。從圖3可以看出，當(dāng)CO2注入速度大于60 t/d，井組累計產(chǎn)油量增加逐漸減緩，換油率下降也變緩，綜合對比，優(yōu)選CO2注入速度60 t/d。

圖2 不同注氣速度開發(fā)指標(biāo)預(yù)測結(jié)果

表2 CO2注入速度開發(fā)設(shè)計參數(shù)

方案設(shè)計參數(shù)模擬方案號碼F01F02F03F04F05F06F07交替CO2注氣速度/(t·d-1)30405060708090交替注水速度/(m3·d-1)220220220220220220220交替注氣時間/月6666666交替注水時間/月6666666CO2段塞數(shù)目/個6666666CO2首段塞與后續(xù)CO2段塞比值1111111氣段塞與水段塞比值1111111注入氣中CO2含量/%100100100100100100100設(shè)計壓力保持水平/MPa19191919191919首段塞燜井時間15151515151515后段塞燜井時間7777777

3.2 CO2首段塞注入大小優(yōu)化

首段塞注入大小指CO2氣水交替驅(qū)第一個周期中CO2注入時間的長短。首段塞注入時間長短直接影響到整個氣水交替過程。針對A井組，不同CO2首段塞注入大小開發(fā)15年，設(shè)計方案時，CO2注入速度用前面優(yōu)選出的數(shù)據(jù)，即60 t/d，其它參數(shù)優(yōu)選時方法相同。開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比情況見圖3，從中可以看出，當(dāng)CO2首段塞注入大小為6個月時，累計產(chǎn)油量增加最快，同時換油率下降最慢，因此優(yōu)選CO2首段塞注入時間為6個月。

3.3 CO2段塞數(shù)優(yōu)化

段塞數(shù)(周期數(shù))指CO2氣水交替驅(qū)氣水交替注入次數(shù)，段塞數(shù)控制混相時間，直接影響驅(qū)油效率。針對A井組，不同CO2段塞數(shù)開發(fā)15年，開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比情況見圖4。如果交替周期增加，則起驅(qū)替作用的主要是氣體和液體單獨進行，由于氣體和液體的密度、黏度等性質(zhì)存在很大的區(qū)別，會致使它們之間的流動通道不同，氣體流向小孔道與原油混相后流入大孔道，注水將大孔道的油驅(qū)替出來，從而達到擴大波及體積、提高驅(qū)油效率的目的。然而隨著周期數(shù)的增加、氣體突破，增油量反而不明顯。從對比圖可以看出，當(dāng)段塞數(shù)大于6時，累計產(chǎn)油量增加逐漸減緩，換油率下降也變緩，所以優(yōu)選CO2段塞數(shù)為6個段塞，即6個周期數(shù)。

圖3 不同首段塞開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對比結(jié)果

圖4 不同周期數(shù)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對比結(jié)果

3.4 水注入速度優(yōu)化

水注入速度指CO2氣水交替驅(qū)中單位時間向油層中注入水(地面條件下)的體積，水注入速度直接影響混相效果。針對A井組，不同水注入速度開發(fā)15年，開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比見圖5。從中可看出，隨著“水注入速度”的增加，累計產(chǎn)油量和累計噸CO2氣換油率都是先增后降。注水速度低，不能穩(wěn)定油層壓力，達不到措施要求；但注水速度過大，將會導(dǎo)致微觀驅(qū)替較差，造成注入水突進，油井過早水淹，反而會降低產(chǎn)量，降低采收率。從圖5可看出，當(dāng)注水速度為240 m3/d，開發(fā)效果達到最佳，所以優(yōu)選水注入速度240 m3/d。

3.5 CO2注入前后段塞比優(yōu)化

CO2注入前后段塞比指CO2氣水交替驅(qū)中首段塞CO2注入時間與后續(xù)段塞CO2注入時間的比值。因為前面已經(jīng)優(yōu)選了首段塞CO2注入時間(CO2首段塞注入大小)，所以需要優(yōu)選的是后續(xù)段塞CO2注入時間長短。針對A井組，不同“CO2注入前后段塞比(≈后續(xù)注氣時間長短)”開發(fā)15年，開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比情況見圖6。隨著“后續(xù)注氣時間長短”的增加，累計產(chǎn)油量隨之下降，換油率隨之增加。后續(xù)注氣時間長短直接影響后續(xù)段塞的混相時間和氣水交替驅(qū)油的有效持續(xù)性。從圖6可以看出，當(dāng)CO2注入前后段塞比大于3，即后續(xù)注氣時間小于3個月時，累計產(chǎn)油量增量變小，換油率下降變慢，所以優(yōu)選CO2注入前后段塞比為2，即后續(xù)段塞CO2注入時間3個月。

圖5 不同水注入速度開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對比結(jié)果

圖6 不同前后段塞比開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對比結(jié)果

3.6 氣水段塞比優(yōu)化

氣水段塞比指CO2氣水交替驅(qū)一個段塞中CO2注入時間與水注入時間比值。氣水段塞比直接影響注入氣體能否完全和原油形成混相、注氣段塞的穩(wěn)定性，以及注采平衡，其最終目的是達到氣水交替好的驅(qū)油效果，提高區(qū)域原油采收率。因為前面已經(jīng)優(yōu)選了CO2注入時間長短，所以需要優(yōu)選的是水注入時間長短。針對A井組，不同氣水段塞比開發(fā)15年，開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測情況見圖7。從中可以看出，隨著氣水段塞比的增加，累計產(chǎn)油量和換油率都是先增加，后變得平穩(wěn)略有下降，在比值為1.0時，增加最快，所以優(yōu)選氣水段塞比為1.0，即后續(xù)段塞注3個月氣3個月水。

4 最優(yōu)方案結(jié)果及評價

根據(jù)上述優(yōu)化結(jié)果，A井組CO2氣水交替驅(qū)提高采收率推薦方案：CO2注入速度60 t/d，CO2首段塞注入大小為6個月；CO2段塞數(shù)6個段塞；水注入速度240 m3/d；CO2注入前后段塞比為2；氣水段塞比1。預(yù)測結(jié)果：15年累計產(chǎn)油5.85×104t，比實施一直注水方案所采出的油量1.82×104t多出4.03×104t，采出程度大幅提升。目前該井組采出程度為53.88%，預(yù)計采收率60.49%，提高采出程度達6.61%。增油效果非常好，換油率達到1.53，換油效率高，實施氣水交替后產(chǎn)氣和產(chǎn)油持續(xù)快速上升；3年后氣體突破，交替注入周期也已結(jié)束，實施注水，產(chǎn)氣和產(chǎn)油持續(xù)下降。實施氣水交替后含水率下降明顯，從水驅(qū)結(jié)束后的98.5%下降到94%，后由于交替注入結(jié)束后開始注水，含水上升，但是上升很慢，最后維持在98%左右，使趨于報廢的井含水下降，產(chǎn)油上升，重新得到利用，大大延長生產(chǎn)井壽命，獲得比較好的氣水交替驅(qū)油效果，而且地層壓力保持穩(wěn)定。

圖7 開發(fā)動態(tài)指標(biāo)預(yù)測對比結(jié)果

5 結(jié)論

(1)實施氣水交替驅(qū)可以使高含水井含水率下降5～10個百分點，產(chǎn)油迅速上升，地層壓力保持穩(wěn)定，且能維持很長時間的經(jīng)濟有效生產(chǎn)，最終提高原油采收率。所以特高含水油藏可以通過開展CO2氣水交替驅(qū)較大幅度提高采收率，是注水開發(fā)后期提高采收率的有效手段。

(2)CO2氣水交替提高采收率數(shù)值模擬研究的技術(shù)路線是首先進行室內(nèi)機理研究，包括CO2氣水交替可行性研究、地層流體高壓PVT擬合、細管及長巖心驅(qū)替實驗?zāi)M，接著進行數(shù)值模擬建模及地質(zhì)儲量和生產(chǎn)歷史擬合，研究剩余油分布，然后對試驗區(qū)進行CO2氣水交替開發(fā)方案優(yōu)選、CO2氣水交替工作參數(shù)優(yōu)選，最后進行注CO2氣水交替開發(fā)方案設(shè)計預(yù)測及評價。

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)03-0135-04

2014-08-11

范虎，工程師，碩士，1985年生，2012年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣藏工程及數(shù)值模擬方面的研究。

中國石油科技創(chuàng)新基金項目(2008D-5006-02-04)資助。

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