特高含水油藏開發(fā)后期深部調(diào)驅(qū)+二氧化碳吞吐技術(shù)

劉道杰，史 英，軒玲玲，王玉靖，李曉萌

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

0 引 言

冀東南堡凹陷淺層油藏為天然水驅(qū)油藏，2005年油藏進(jìn)入高含水后，主要采用邊部調(diào)剖封堵邊水及內(nèi)部深部調(diào)驅(qū)實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，取得了顯著的控水增油效果。2009年，針對油井供液差的問題，在采出端開展了CO2吞吐礦場先導(dǎo)試驗(yàn)[1-6]，解決了單井含水高及供液差的問題，取得了較好的增產(chǎn)效果，但隨吞吐周期的增加，單井增油效果逐漸變差。利用數(shù)值模擬方法及分析壓降資料認(rèn)為，CO2吞吐僅動(dòng)用了半徑為30～50 m井區(qū)的剩余油，井間剩余油飽和度仍較高[7-10]。在綜合分析前期調(diào)剖調(diào)驅(qū)及CO2吞吐增油機(jī)理的基礎(chǔ)上，為挖潛井間剩余油，提出了深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐相結(jié)合的開發(fā)方式，即注入端采用深部調(diào)驅(qū)封堵優(yōu)勢滲流單元，采出端進(jìn)行CO2吞吐，既能擴(kuò)大驅(qū)替波及體積，也能提高驅(qū)油效率。同時(shí)，對深部調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)、CO2吐注入?yún)?shù)、深部調(diào)驅(qū)與吞吐注入時(shí)機(jī)、采液速度等指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，形成了深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐合理技術(shù)政策，為實(shí)現(xiàn)特高含水油藏降水增油提供了技術(shù)指導(dǎo)。

1 深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐機(jī)理研究

國內(nèi)外學(xué)者對調(diào)剖調(diào)驅(qū)及CO2吞吐機(jī)理的研究已經(jīng)比較成熟[11-15]，而對于深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐相互作用機(jī)理的研究未見報(bào)道。在前期CO2吞吐機(jī)理的基礎(chǔ)上，采用對比方法，建立油藏?cái)?shù)值模型，對深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐相互作用機(jī)理進(jìn)行研究。

1.1 壓力平衡機(jī)理

為對比生產(chǎn)過程中壓力場分布狀況，分別設(shè)計(jì)注水+CO2吞吐方案和深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐方案[16]。利用Eclipse軟件建立與實(shí)際油藏一致的模型，井距設(shè)置為125 m，網(wǎng)格步長為10.0 m×10.0 m×0.5 m，網(wǎng)格總數(shù)為45×30×10=13 500，模型孔隙度為31%，滲透率為2 000×10-3μm2。分別模擬注水+CO2吞吐與深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐過程的壓力分布場(圖1)。

圖1 不同方案壓力場分布

注入端注水過程中，采出端實(shí)施CO2吞吐，注入水無法封堵優(yōu)勢滲流通道，CO2吞吐容易形成氣竄(圖1a)，無法實(shí)現(xiàn)蹩壓，不能實(shí)現(xiàn)CO2吞吐降黏增油的作用。若注入端進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)，通過注入大量調(diào)驅(qū)劑封堵注采井間的優(yōu)勢滲流通道，采出端進(jìn)行吞吐能夠形成高壓區(qū)而不產(chǎn)生氣竄(圖1b)，可有效增加CO2與原油的接觸，達(dá)到降黏增油的目的。

1.2 有效擴(kuò)大波及體積機(jī)理

1.2.1 深部調(diào)驅(qū)有效擴(kuò)大平面波及體積

對比注水+CO2吞吐方案與深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐方案[17-19]，分別模擬生產(chǎn)3 a后2個(gè)模型的平面剩余油分布情況(圖2)，對比不同方案平面波及體積。由圖2可知：由于注水+CO2吞吐方案注入水無法封堵優(yōu)勢滲流單元，平面波及程度僅為0.493；

圖2 不同方案生產(chǎn)3a后平面剩余油分布

采用深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐方案，調(diào)驅(qū)井能夠有效封堵優(yōu)勢通道，改變液流方向，擴(kuò)大平面波及范圍，平面波及程度擴(kuò)大至0.652。

1.2.2 深部調(diào)驅(qū)提高縱向波及體積

分別模擬2個(gè)模型生產(chǎn)3 a后的縱向剩余油分布情況(圖3)。由圖3可知：采用注水+CO2吞吐生產(chǎn)3 a后，油層頂部仍存在一定的剩余油；采用深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐方案生產(chǎn)3 a后，油層縱向上驅(qū)替較均勻，頂部剩余油較少。

圖3 不同方案生產(chǎn)3a后縱向剩余油分布

2 深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化

為保障深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐現(xiàn)場應(yīng)用效果，需優(yōu)化該項(xiàng)技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用的開發(fā)技術(shù)指標(biāo)。綜合應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)、油藏工程理論、物模實(shí)驗(yàn)及礦場統(tǒng)計(jì)方法等，對調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)、CO2吞吐參數(shù)及主要開發(fā)指標(biāo)等進(jìn)行了優(yōu)化。

2.1 調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)

2.1.1 調(diào)驅(qū)注入量

利用調(diào)驅(qū)劑注入量數(shù)值模型，模擬調(diào)驅(qū)劑注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.04、0.06、0.08、0.10、0.12、0.14、0.16、0.18時(shí)的增油量。結(jié)果表明，隨調(diào)驅(qū)劑注入量增加，增油量先快速提高，當(dāng)超過0.10倍后，模型增油量逐漸變緩，因此，推薦調(diào)驅(qū)劑注入量為0.10倍孔隙體積。

2.1.2 調(diào)驅(qū)注入速度

設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)注入速度需綜合考慮注入井控制范圍內(nèi)的剩余油潛力、歷史調(diào)驅(qū)調(diào)剖速度、優(yōu)勢滲流通道發(fā)育級(jí)別及注入油層厚度等因素，針對性設(shè)計(jì)每口井調(diào)驅(qū)注入速度，平均單井調(diào)驅(qū)注入速度為80～100 m3/d。

2.2 CO2吞吐注入?yún)?shù)

2.2.1 CO2注入量

分別利用水平井橢圓柱體模型和定向井橢球體模型[20]，計(jì)算水平井(短軸半徑取2.5 m，長軸半徑取5.0～8.0 m)和定向井(短軸半徑取2.5 m，長軸半徑取20.0～30.0 m)注入CO2量，得到水平井和定向井注入CO2量分別為436、392 t。利用數(shù)值模擬方法，設(shè)計(jì)CO2注入量為200、300、400、500、600、700、800 t，模擬累計(jì)增油量和換油率的關(guān)系(圖4)。由圖4可知：當(dāng)CO2注入量超過400 t后，累計(jì)增油量增幅及換油率下降幅度變緩。綜合體積法與數(shù)模法計(jì)算結(jié)果，推薦CO2吞吐注入量為400 t。

圖4 注入量與累計(jì)增油量和換油率關(guān)系曲線

2.2.2 注入速度

在低于破裂壓力的前提下，較快的注入速度可提高CO2在油層中的運(yùn)移速度，擴(kuò)大波及體積，但注入速度過快，可能導(dǎo)致井口刺漏及鄰井氣竄；較慢的注入速度可以保證原油與注入氣充分溶解，但會(huì)延長施工時(shí)間，增加施工費(fèi)用。因此，確定CO2注入速度為3～5 t/h最佳。

2.2.3 悶井時(shí)間

設(shè)計(jì)悶井時(shí)間分別為10、20、30、40、50 d，模擬不同悶井時(shí)間的累計(jì)增油量，研究悶井時(shí)間對吞吐效果的影響(表1)。模擬結(jié)果表明，隨悶井時(shí)間的增加，累計(jì)增油量逐漸增加，但當(dāng)悶井時(shí)間超過30 d后，增油幅度逐漸變緩，綜合考慮悶井后壓力變化及CO2與原油充分溶解時(shí)間，推薦吞吐后悶井時(shí)間為30～40 d。

表1 悶井時(shí)間與累計(jì)增油量關(guān)系

2.2.4 產(chǎn)液量

模擬開井后產(chǎn)液量對吞吐增油量的影響及產(chǎn)液量對開井含水率的影響，推薦吞吐后初期產(chǎn)液量為8～10 t/d，后期可通過將產(chǎn)液量提高至10～15 t/d，維持單井產(chǎn)量。

2.2.5 吞吐時(shí)機(jī)

利用數(shù)值模型，設(shè)計(jì)注入調(diào)驅(qū)劑孔隙體積倍數(shù)分別為0.00、0.03、0.04、0.06、0.10時(shí)，模擬油井開始吞吐的累計(jì)增油量。結(jié)果表明：當(dāng)調(diào)驅(qū)劑注入量為0.04倍孔隙體積時(shí)，對采油井實(shí)施吞吐，油井累計(jì)增油量最高。

2.3 主要開發(fā)技術(shù)政策

計(jì)算不同非均質(zhì)系數(shù)和不同油層厚度下井底流壓變化關(guān)系，確定合理井底流壓為14.0～15.5 MPa，生產(chǎn)壓差為0.5～2.0 MPa，采油速度為0.5%～0.6%，采液速度為6%～10%。

3 實(shí)例應(yīng)用

針對油藏存在的問題，2016年8月，油藏應(yīng)用深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐技術(shù)，部署區(qū)含油面積為1.85 km2，控制原油地質(zhì)儲(chǔ)量為113.7×104t，方案設(shè)計(jì)11口注入井，其中，7口調(diào)驅(qū)井用于封堵優(yōu)勢滲流通道和改變液流方向，設(shè)計(jì)注入調(diào)驅(qū)劑為18.30×104m3；4口調(diào)剖井用于封堵邊部優(yōu)勢滲流通道，設(shè)計(jì)注入調(diào)剖劑為3.30×104m3。設(shè)計(jì)32口采油井，其中，25口吞吐井，平均單井注入CO2量為420 t(考慮CO2外溢，注入量增加20 t)。截至2017年10月，油藏綜合含水下降至85.7%，下降12.4個(gè)百分點(diǎn)，動(dòng)液面下降130 m，平均單井增油2.1 t/d，累計(jì)增油1.82×104t，采收率提高1.6個(gè)百分點(diǎn)，油藏頂部含油飽和度較調(diào)驅(qū)前平均下降2.3個(gè)百分點(diǎn)，表明深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐有效動(dòng)用了油層頂部剩余油，提高了縱向波及體積。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1) 深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐技術(shù)通過調(diào)剖調(diào)驅(qū)封堵優(yōu)勢滲流單元，可擴(kuò)大油藏縱向及平面波及體積，挖潛水淹路徑繞流區(qū)剩余油；同時(shí)，也能夠抑制CO2氣竄，建立井間壓力平衡，提高CO2吞吐驅(qū)油效率，實(shí)現(xiàn)降水增油。

(2) 綜合應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)、油藏工程理論、物模實(shí)驗(yàn)及礦場統(tǒng)計(jì)方法等，優(yōu)化了深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐實(shí)施過程中的調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)、CO2吞吐參數(shù)及主要開發(fā)指標(biāo)，為礦場試驗(yàn)應(yīng)用提供了參考依據(jù)。

(3) 實(shí)例應(yīng)用表明，深部調(diào)驅(qū)+CO2吞吐技術(shù)能夠有效降低特高含水油藏含水，改善油藏開發(fā)效果。該項(xiàng)技術(shù)可作為同類特高含水油藏開發(fā)后期降水增油的實(shí)用性對策，具有較好的推廣應(yīng)用前景。

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