斷塊油藏水平井組CO2協(xié)同吞吐效果評價及注氣部位優(yōu)化實驗研究

王志興，趙鳳蘭*，侯吉瑞，郝宏達

1 中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京 102249

2 石油工程教育部重點實驗室，北京 102249

3 溫室氣體封存和石油開采利用北京市重點實驗室，北京 102249

0 引言

CO2吞吐技術具有適用油藏類型多、投資少、見效快的優(yōu)點，是提高采收率的有效方法之一。CO2氣體與原油接觸后迅速溶解其中，使得原油黏度降低、體積膨脹，進而增強原油流動性[1-4]。研究表明，水平井注二氧化碳吞吐技術，可增大油井與油層的接觸面積和過流斷面，增大注入氣與原油接觸面積，擴大波及體積，改善油井周邊地帶的滲流特性[5-7]。

數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，截止2015年10月底，冀東油田在斷塊油藏應用水平井CO2吞吐技術，吞吐354井次，有效率89.3%，累計增油量157 433 t，單井平均增油量456 t，累計降水量1 456 458 t，控水增油作用明顯[8]。現(xiàn)場單口水平井注CO2吞吐過程中，出現(xiàn)了鄰近水平井產油量增加、含水率下降的現(xiàn)象，即一口水平井注氣多口生產井見效的協(xié)同效應，但水平井CO2吞吐的協(xié)同方式和作用機理尚不明確。針對這一問題，本文根據(jù)目標斷塊油藏的特征，建立了模擬地層傾角的水平井組三維物理模型，并在此基礎上進行了注氣構造部位對水平井組CO2吞吐協(xié)同效果影響的評價實驗，明確了不同構造部位水平井CO2協(xié)同吞吐的作用機制，進一步為現(xiàn)場水平井CO2吞吐工藝優(yōu)化和實施提供理論基礎。

1 三維物理模型設計與制作

依據(jù)實際斷塊油藏構造特征，按照相似準則設計制作了邊水作用下的水平井組三維物理模型。三維物理模型相關參數(shù)與現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)對比如表1所示。三維物理模型設計圖如圖1所示，模型分為上下兩層，呈正韻律分布，上層滲透率為500×10-3μm2，下層滲透率為1000×10-3μm2。實驗過程中，模型與水平面的傾角為15°，模擬地層傾角。模型內部設計5口井，位于模型中心的井1為直井，井底位于高滲層中部，監(jiān)測實驗過程模型內部壓力。井5為直井，井底處于高滲層中部，通過恒壓注水模擬邊水能量。由于模型有一定傾角，水平井4、水平井2以及水平井3分別代表了3個不同構造部位，即井4位于模型中下部，水平段趾端靠近邊水，模擬構造低部位生產井；井2位于模型中上部，模擬構造中部位生產井；井3位于模型頂部，水平段距離邊水較遠，模擬構造高部位生產井。

2 實驗部分

2.1 實驗設備

KDHW-Ⅱ型恒溫箱、HAS-200HSB高壓恒速恒壓泵、手動計量泵、真空泵、活塞容器、高壓徑向流巖心夾持器、回壓閥、六通閥、氣體流量計量裝置、液體收集裝置、高精度壓力傳感器及配套數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)軟件等，實驗設備流程如圖2所示。其中，徑向流巖心夾持器能夠提供最高20 MPa軸向壓力和18 MPa徑向壓力，模擬實際地層壓力情況，并通過調節(jié)夾持器卡槽位置實模擬0～90°地層傾角。

2.2 實驗材料

實驗用油：目標區(qū)塊脫氣脫水原油與煤油復配的模擬油，60 ℃下模擬油黏度為189 mPa·s，密度為0.89 g/cm3。

實驗用水：模擬地層水，總礦化度為937 mg/L，水型為NaHCO3型。

實驗氣體：CO2，純度為99.99%。

三維物理模型采用石英砂人工壓制，直徑40 cm，厚度4.5 cm。

表1 模型基本數(shù)據(jù)與實際地層數(shù)據(jù)對比Table 1 Demonstration of parameters between the actual reservoir and the physical model

圖1 水平井組三維物理模型示意圖Fig. 1 Demonstration of the 3D physical model with horizontal well group

圖2 水平井組CO2吞吐實驗流程圖Fig. 2 Experimental set-up of CO2 huff and puff by horizontal well group

2.3 實驗步驟

(1)打磨模型至表面平整，并干燥，計量物理模型視體積。

(2)模型表面涂防腐層，干燥后放入徑向流巖心夾持器，加軸壓和圍壓。

(3)待徑向流巖心夾持器內部壓力穩(wěn)定后，抽真空12 h，飽和地層水，計算物理模型孔隙體積。

(4)將徑向流巖心夾持器放入60 ℃恒溫箱中，飽和油并老化24 h，計算物理模型含油飽和度。

(5)井5連接回壓閥(回壓設定為7.5 MPa)并連接恒壓恒速泵，開啟恒壓恒速泵啟用恒壓模式注水，低部位井(井4)、中部位井(井2)、高部位井(井3)同時開井，待低、中、高部位水平井組中任意一口井含水率達到98%時，水驅結束。

(6)選取對應構造部位的水平井注CO2，至井1壓力升至7.5 MPa時停止注入，燜井24 h。

(7)井5繼續(xù)恒壓注水，同時開啟低、中、高部位水平井(P-4、P-2、P-3井)，回壓設定為1 MPa，記錄井1壓力變化數(shù)據(jù)以及各井的產油量、產液量等生產數(shù)據(jù)，待低、中、高部位水平井綜合含水率達到98%時關井，結束實驗。

3 實驗結果與討論

3.1 水平井組CO2協(xié)同吞吐效果

不同構造部位注CO2協(xié)同吞吐實驗采出程度結果如圖3所示。低部位注氣采出程度增幅是18.51%，為3組實驗最高，中部位注氣次之，為16.91%，高部位注氣采出程度增幅為14.74%。其中，低部位注氣，對應3口井采出程度增幅分別為7.18%、6.35%和4.58%，中、高部位增幅明顯；高部位注氣，對應3口井采出程度增幅分別為3.23%、4.93%和6.57%。結果表明，單一構造部位注氣吞吐，模型整體井組采出程度均有所提高，具有良好的增油效果。同時，單一部位注氣時，注氣井不僅具有增油效果，生產井組其余兩口生產井采出程度同時增加，呈現(xiàn)出協(xié)同增油效果現(xiàn)象。但隨吞吐部位的升高，模型水平井組采出程度增幅逐漸降低，注氣井對鄰近井增油的協(xié)同效果逐漸減弱。

不同構造部位注CO2協(xié)同吞吐注氣與產氣統(tǒng)計結果如表2所示，低構造部位井(P-4)注氣時，對應的中部位和高部位的兩口水平井產氣量分別為40.86%和26.65%，氣體多在中、高部位產出，表明注入氣能從低部位向中、高部位擴散，重力分異作用明顯。高構造部位井注氣(P-3)時，高部位生產井累計產氣百分比為54.81%，大量氣體在高部位產出，而中、低部位兩口水平井產氣比例遠小于高部位，表明大部分氣體存留在高部位，氣頂作用明顯。換油率方面，低構造部位注氣最高，為1.73 g/g；高構造部位注氣最低，為1.47 g/g。結合采出程度增幅及產氣量情況，說明低構造部位注氣時，重力分異作用明顯，氣體利用率高；反之，高構造部位注氣時，氣頂作用明顯，氣體利用率低。因此，在注氣量接近的條件下，注氣吞吐構造部位的不同，使得模型各構造部位產氣量差別明顯，氣體利用率各異。

圖3 單一部位注CO2吞吐實驗模型各部位提高采出程度Fig. 3 Recovery comparison of huff and puff in single horizontal well injection

3.2 不同構造部位水平井組CO2協(xié)同吞吐生產動態(tài)分析

3.2.1 低構造部位注CO2井組生產動態(tài)曲線分析

低部位水平井(P-4)注CO2，低、中、高部位生產井的瞬時產油量、瞬時產氣量以及瞬時含水率隨等效注入體積變化的生產動態(tài)曲線如圖4所示。

低構造部位水平井注氣時，低部位水平井生產動態(tài)變化規(guī)律如圖4所示。開井瞬時產氣量最高，油井開始產油，含水率降低了20.21%；邊水注入體積0.07～0.48 PV生產階段為吞吐有效期，產油量有兩個峰值，第一次是在含水率降至0%時，生產井周邊溶解的剩余油逐漸產出，第二次是在含水率62.02%左右，邊水和溶解氣共同提高了產油量；隨邊水侵入體積增加，產氣量不明顯，產油量逐漸增加，分析認為，由于低部位水平井井段較長，注入氣波及體積較大，動用了未被邊水波及的剩余油；邊水注入體積0.78 PV生產階段后，含水率維持在90%以上，產油量增幅放緩。

對于中部位水平井(圖5)生產階段初期，含水率升高接近100%，是由于燜井階段部分邊水被注入氣驅替至井周圍；邊水注入體積0.07～0.35 PV生產階段，含水率降幅最大，達27.82%，產氣量與含水率變化相反，產油量最高點由于流動性差異延后；邊水注入體積0.35～0.85 PV生產階段，隨邊水侵入體積增加，溶解氣量逐漸減少，含水率升高至85.71%左右，瞬時產油變化規(guī)律類似于低部位生產井，此階段為邊水作用時期；邊水注入體積超過0.85 PV后，含水率升高幅度逐漸縮小，維持在90%以上，產油量不明顯。

對于高部位水平井(圖6)，開井生產初期，產氣量變化規(guī)律與另外兩口生產井相似，說明低構造部位的注入氣在燜井階段時上升至高部位，推動了部分邊水，使含水率升高了27.20%，后迅速降低；邊水注入體積0.35 PV前的生產階段，含水率和產氣量逐漸降低，產油量直線增加；邊水注入體積0.35 PV后的生產階段，產氣量不明顯，含水率曲線上升較慢，產油量逐漸下降。

表2 水平井組CO2協(xié)同吞吐注采氣統(tǒng)計Table 2 Gas produced and injected from different horizontal wells

圖4 低部位水平井(P-4)Fig. 4 Horizontal well in the low portion (P-4)

圖5 中部位水平井(P-2)Fig. 5 Horizontal well in the middle portion (P-2)

圖6 高部位水平井(P-3)Fig. 6 Horizontal well in the high portion (P-3)

低構造部位注氣時，注氣井靠近邊水體，注入氣推動部分邊水上升至中、高部位，使較高部位含水率在生產初期上升，隨后迅速回落，模型整體含水率呈下降趨勢，氣體抑制邊水作用明顯。生產過程中，中、高部位原油伴隨氣體產出，不僅動用了邊水未波及的剩余油，而且波及到了較高部位的剩余油，說明氣體波及體積增加。在生產階段后期，各部位產油量降幅平緩，含水率變化不明顯，說明油水不利流度比得到一定程度的改善。

3.2.2 中部位注CO2吞吐生產動態(tài)曲線分析

中部位水平井(井2)注CO2，低、中、高部位生產井的瞬時產油量、瞬時產氣量以及瞬時含水率隨等效注入體積變化的生產動態(tài)曲線如圖7、圖8、圖9所示。

對于低部位水平井(圖8)，生產初期瞬時產油量逐漸增加，產氣量最高，含水率降低了27.19%，由于注入氣井位于中部位，含水率下降幅度小，控水作用減弱；邊水注入體積0.08～0.48 PV生產階段，產油量由最高點逐漸下降，受邊水影響，產氣量呈波動下降，含水率降至最低；邊水注入體積超過0.48 PV后，產油和產氣量不明顯，含水率緩慢上升至90%，邊水作用加強，油井逐漸水淹，最終含水率超過95%。

對于中部位水平井(圖8)，開井初期瞬時產油量逐漸升高，含水率降幅為10.99%；邊水注入體積0.08～0.32 PV生產階段，產油量最高，產氣量驟減，含水率直線下降至0，為吞吐見效階段；邊水注入體積0.32～0.65 PV生產階段，隨邊水侵入體積增加，瞬時產油量也呈線性遞減，溶解氣量減少，含水率呈線性升高至78.29%，油氣水三相同產；邊水注入體積超過0.65 PV后，油氣產量逐漸下降，含水率逐漸升高幅度縮小，維持在90%以上。

對于高部位水平井(圖9)，在生產初期階段，與中部位水平井相比吞吐增油效果滯后，瞬時產氣量僅次于中部位井，含水率降幅為9.37%，由于開井瞬間地層能量釋放過快，剩余油流動性下降，導致增油時間滯后，后續(xù)邊水補充，增油效果得以發(fā)揮，注入氣上升波及至高部位，降低了生產井的含水率；邊水注入體積超過0.57 PV后，油氣產量緩慢減低，含水率增加幅度減緩，說明邊水作用開始生效，最終至生產結束。

中構造部位注氣時，氣體波及至低部位水平井，一定程度上抑制了邊水的突進，但控水持續(xù)時間較短；在重力分異作用下氣體向上波及到高部位，產氣量升高，瞬時含水率能降至0，產油量較多，對高部位的協(xié)同效果明顯。

圖7 低部位水平井(P-4)Fig. 7 Horizontal well in the low portion (P-4)

圖8 中部位水平井(P-2)Fig. 8 Horizontal well in the middle portion (P-2)

3.2.3 高部位注CO2吞吐生產動態(tài)曲線分析

高部位水平井(井4)注CO2，低、中、高部位生產井的瞬時產油量、瞬時產氣量以及瞬時含水率隨等效注入體積變化的生產動態(tài)曲線如圖10、圖11、圖12所示。

圖9 高部位水平井(P-3)Fig. 9 Horizontal well in the high portion (P-3)

圖10 低部位水平井(P-4)Fig. 10 Horizontal well in the low portion (P-4)

對于低部位水平井(圖10)，生產初期瞬時產油量增加，產氣量相對較少，說明部分注入氣擴散至低部位，含水率降低了11.05%；邊水注入體積0.35～0.75 PV生產階段，產油量呈線性下降，含水率緩慢上升至90%，油井逐漸水淹；生產后期，含水率超過95%，油氣產量較少。

圖11 中部位水平井(P-2)Fig. 11 Horizontal well in the middle portion (P-2)

圖12 高部位水平井(P-3)Fig. 12 Horizontal well in the high portion (P-3)

對于中部位水平井(圖11)，邊水注水體積0.09～0.40 PV生產階段，瞬時產油量呈“幾”字變化，且在高產氣量時，含水率降至最低，降幅為40.30%，此時油氣水同產；邊水注入體積超過0.40 PV后，產油量逐漸降低，產出油呈乳化狀分散在水中，瞬時產氣量逐漸下降，由于距邊水較遠，含水率增幅小于低部位水平井。

對于高部位水平井(圖12)，邊水注水體積0.09～0.61 PV生產階段，產油曲線與產氣曲線變化規(guī)律相似，均呈“幾”字型，但產油曲線最高點落后于產氣曲線，且開井初期瞬時產氣量為586 mL，含水率降幅為86.40%，控水增油效果顯著；邊水注入體積超過0.52 PV后，油氣產量不明顯，含水率迅速上升。

高部位注氣，由于注氣部位遠離邊水，中低部位水平井含水率降幅低，恢復快，抑制控水效果差；高部位水平井產氣量較高，補充的地層能量消耗快，氣體利用率不高。

3.3 斷塊油藏水平井CO2協(xié)同吞吐控水增油機理分析

(1)水平井注氣增大氣體與原油接觸面積

與直井相比，水平井生產井段長，泄油面積大，油井單井產量高，產能優(yōu)于直井[9]。因此，采用水平井注氣吞吐的方式增加了氣體與油層接觸面積，擴大了CO2氣體與地層流體相互作用的范圍。除此之外，相同注氣壓力下，水平井注氣量高，氣體在油層中的波及體積增加。采用水平井注氣，向上波及到了構造高部位，向下抑制了邊水突進，達到了控水增油的效果。

(2)重力分異作用

吞吐過程中注氣壓力高于井底流壓，壓差作用下推動氣體進入地層。由于地層流體與CO2存在密度差異，氣體向構造高部位運移，且斷塊油藏中的地層傾角增強了氣體向上運移趨勢，進而補充高部位的地層能量，故實驗中注氣部位越低，增油量越高，氣體利用越充分，與現(xiàn)場水平井吞吐效果相符[10]，即油層中下部的CO2吞吐增油量高于油層上部的CO2吞吐的增油量。本實驗條件下，重力分異作用是水平井CO2吞吐呈現(xiàn)出的協(xié)同效果的主要原因。

(3)CO2氣體替水作用

注入氣在油層運移過程中，水相滲流阻力低于油相，CO2首先進入水相，到達油水界面后，CO2沿油水界面擴散，將突進的邊水推向遠井端，最終降低了油井周邊地層含水飽和度。本實驗條件下，開井生產過程中，各構造部位水平井含水率均有不同程度下降，注氣壓水錐效果明顯。

(4)CO2改善了油水流度比

在壓水錐基礎上，氣體的賈敏效應增加了水相在注氣波及范圍內的滲流阻力，故恢復生產后，后續(xù)邊水注入過程中，生產井含水率上升速率減緩。CO2的替水作用降低了原油在多孔介質中的滲流阻力，且溶解了CO2的原油黏度降低，流動性增強，使得近井地帶的含油飽和度增加[11-13]。實驗中開井生產階段，在含水率開始降低時，各部位油井產油量相應增加，含水率上升緩慢，油水不利流度比得到改善。

(5)封閉斷塊油藏適合注氣挖潛

模擬的目標斷塊油藏內斷層發(fā)育且具有一定邊水能量，斷層走向與邊水體形成了半封閉體[14]。受斷層遮擋作用影響，邊水波及范圍有限，區(qū)塊整體采出程度低。水平井注氣可迅速補充半封閉斷塊油藏的地層壓力，擴大邊水未波及到的區(qū)域，且斷塊油藏的封閉性使補充能量得到保持并高效利用[15]。

4 結論

(1) 設計的水平井組物理模型，能夠在室內條件下模擬現(xiàn)場水平井組CO2吞吐過程中出現(xiàn)的協(xié)同效應。

(2) 受邊水作用的斷塊油藏，單口水平井注CO2吞吐，產水量下降，產油量增加，鄰近的水平生產井同樣出現(xiàn)含水率下降，產油量增加的現(xiàn)象，呈現(xiàn)出協(xié)同效應。

(3) 靠近邊水的低構造部位水平井注氣吞吐，向下抑制邊水突進，降低油井含水率，提高油井產油量；向上波及高構造部位的水平井，進而增強水平井井組吞吐控水增油效果，協(xié)同效果最明顯。

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