高凝油油藏水驅(qū)后CO2驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化及潛力評價

喻 鵬，楊付林，劉 遙，楊興業(yè)

(1北部灣大學(xué)石油與化工學(xué)院 2中石油青海油田分公司采油五廠 3中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院)

高凝油在我國遼河、大港等地皆有相當(dāng)?shù)膬α糠植迹厥獾挠推芳皬?fù)雜的地質(zhì)條件常會給該類原油的常規(guī)驅(qū)替過程帶來一定阻力，甚至演變?yōu)殚_發(fā)瓶頸?；谠擁棻尘埃珻O2-EOR(CO2-Enhanced Oil Recovery)這類提高采收率的低碳型技術(shù)也越來越受到重視[1-4]，前期對于CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化的研究多集中于低滲油藏，莊永濤等結(jié)合三肇凹陷某斷塊-巖性油藏流體物性及地質(zhì)特點，進行注氣方式、井網(wǎng)井距及流壓參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計，使得注入難的問題得以解決，恢復(fù)采油程度達60%。付美龍等為了增加中高含水期區(qū)塊的開采效果，模擬了茨34塊水驅(qū)環(huán)境下稠油轉(zhuǎn)注CO2續(xù)驅(qū)規(guī)律，針對油井排液及氣水比等參數(shù)進行了優(yōu)化，設(shè)計最佳驅(qū)替方案。但目前關(guān)于高凝油油藏水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)技術(shù)的研究較少。本文以大民屯凹陷高凝油典型區(qū)靜67-59塊為研究對象，將多指標正交試驗設(shè)計同仿真模擬技術(shù)手段相結(jié)合，優(yōu)化區(qū)塊水驅(qū)后CO2續(xù)驅(qū)注采參數(shù)，評價EOR潛力。

一、地質(zhì)概況

原油類型主要為高凝油，地層原油黏度11.27 mPa·s，析蠟溫度56.47℃，凝固點達44.53℃～48.29℃，原油密度范圍0.85～0.87 g/cm3，含蠟范圍31.28%～45.57%，這種特殊的油品使其在常規(guī)水驅(qū)開發(fā)中溫敏效應(yīng)突顯。試驗區(qū)至今仍延用冷水驅(qū)替方式，油藏綜合含水93.32%，采出程度僅23.58%，注水開發(fā)矛盾突出。區(qū)塊地層壓力20.36 MPa，原始飽和壓力7.85 MPa。

二、水驅(qū)后CO2驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

根據(jù)現(xiàn)有細管實驗測試結(jié)果，確定地層油最小混相壓力34.17 MPa，綜合考慮試驗區(qū)實際地質(zhì)情況擬進行非混相驅(qū)替模擬，通過模塊化數(shù)據(jù)格式的匹配完成了CO2驅(qū)替概念地質(zhì)模型構(gòu)型，基本計算參數(shù)如表1。模型網(wǎng)格步長25 m×25 m，總網(wǎng)格規(guī)模：32×27×35=30 240。

結(jié)合高凝油典型區(qū)試驗斷塊現(xiàn)有資料，確定數(shù)值仿真計算進程中的原油擬組分，劈分結(jié)果見表2。

表1 仿真計算基本參數(shù)

表2 原油組分劈分示意表

1. 正交試驗方案設(shè)計

CO2-WAG可有效削弱氣體指進，重新分配油水流度。氣體入注速度、周期及段塞比等參數(shù)皆是交替驅(qū)進程中的敏感參數(shù)，不當(dāng)?shù)亩稳燃案哳l次的周期往往易加大礦場施工工藝難度，而合理的氣體入注速度可提高掃油效果，過高的注速則可能導(dǎo)致流度比失衡，注氣壓力的升高同時還可能造成目的層破裂等情況干擾驅(qū)油進程。根據(jù)試驗區(qū)靜67-59塊實際情況，優(yōu)選注氣時間、注氣周期、注氣速度、水氣交替段塞比及關(guān)井氣油比為主要研究因素，并將優(yōu)選的5個因素按照正交試驗方案進行正交設(shè)計，各指標對應(yīng)3水平。多因素分配過程選用了L18(37)正交表[7]，空置兩列給出排列方案，進而對各方案進行模擬并輸出評價指標(表3)。

表3 CO2-WAG驅(qū)續(xù)驅(qū)參數(shù)方案設(shè)計及模擬計算結(jié)果

2. 續(xù)驅(qū)方案多指標綜合優(yōu)選

實踐經(jīng)驗表明，計算指標的最優(yōu)正交方案之間可能存在矛盾，因此在進行綜合結(jié)果分析的同時應(yīng)該兼顧多項指標，發(fā)揮各個指標的優(yōu)勢并尋找到最佳優(yōu)化方案。選用考慮指標權(quán)重的綜合評分法對此次的計算結(jié)果進行分析評價，公式如下[8]：

(1)

式中：ωi—第i個指標加權(quán)系數(shù)；si—第i個指標對應(yīng)參考標準值，參考標準見表4。

Meshal Algharaib[9]等在設(shè)計中東地區(qū)目的儲層EOR的同時兼顧了碳封存效果，詮釋在增產(chǎn)的同時還需適量考量碳的滯留量。為發(fā)揮各項指標優(yōu)勢，去除單角度干擾，探索設(shè)計此次參與計算的加權(quán)系數(shù)，其取值借鑒已施行封注評價試驗的油藏(如吐哈油田牛圈湖典型區(qū)塊)經(jīng)驗，擬通過后期現(xiàn)場應(yīng)用效果檢驗其合理性：采出程度加權(quán)系數(shù)0.4，換油率加權(quán)系數(shù)0.4，CO2滯留率及地層壓力加權(quán)系數(shù)分別為0.12和0.08，結(jié)合正交試驗設(shè)計方案模擬結(jié)果，參考綜合評分標準對試驗區(qū)進行各指標綜合評分。進行極差分析得出區(qū)塊各因素對綜合指標的影響秩序是：E>C>D>B>A，可以看出，關(guān)井氣油比、注氣速度及水氣交替段塞比這三個因素對工區(qū)續(xù)驅(qū)進程影響較大(表5)。同時通過綜合計算得出靜67-59塊水驅(qū)后轉(zhuǎn)CO2水氣交替驅(qū)最佳注氣參數(shù)組合(A2B3C1D3E2)：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3。

表4 非混相驅(qū)替指標綜合評分參考標準

表5 CO2-WAG非混相驅(qū)替指標綜合評分結(jié)果

完成CO2-WAG續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化后，同樣選用正交試驗設(shè)計法對靜67-59塊連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)設(shè)計模擬方案。選用L9(34)正交表，以注氣時間、注氣速度及關(guān)井氣油比作為主要因素，設(shè)計三水平。依據(jù)綜合評分結(jié)果，得到試驗區(qū)連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)最優(yōu)方案：注氣年限20 a，注氣速度1×104m3/d，關(guān)井氣油比2 000 m3/m3。

三、EOR潛力評價對比

結(jié)合續(xù)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，以水轉(zhuǎn)氣續(xù)驅(qū)EOR為原則，在維持原有注采制度續(xù)驅(qū)方案基礎(chǔ)上增設(shè)兩組注CO2續(xù)驅(qū)方案，對不同方案提高試驗區(qū)采收率潛力進行評價對比[10]。

方案1：水驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計采油井定產(chǎn)，注水井維持原制度，注水時間20 a。

方案2：水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計注CO2速度1.5×104m3/d，CO2總體注入量43.81×104t，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，注氣周期8 mon，注氣時間20 a，采油井定壓，保持生產(chǎn)進程流壓在飽和壓力之上。

方案3：連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)。設(shè)計注CO2速度1×104m3/d，CO2總體注入量87.08×104t，氣油比2 000 m3/m3，注氣時間20 a，采油井定壓，保持生產(chǎn)進程流壓在飽和壓力之上。

表6 不同續(xù)驅(qū)方式預(yù)測指標對比

圖1 不同續(xù)驅(qū)方案預(yù)測結(jié)果對比

針對以上3種驅(qū)替方案進行模擬預(yù)測，預(yù)測結(jié)果見表6。連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)及水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)兩種續(xù)驅(qū)方案下的采出程度均較高，續(xù)驅(qū)開發(fā)過程中對地層壓力的保持較水驅(qū)續(xù)驅(qū)也更為穩(wěn)定(圖1a)，但連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)的換油率卻遠低于水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)，主要原因在于前者的高氣油比使其在相近采出程度下累積注氣量更高，從而導(dǎo)致了CO2利用率的下降(圖1b)。氣油比的攀升導(dǎo)致部分采油井關(guān)井，增產(chǎn)速度變緩，為更高效地驅(qū)除殘油，可對區(qū)塊進行二次水驅(qū)續(xù)驅(qū)開發(fā)，重新打開氣體占據(jù)孔道，以達到通油增產(chǎn)的目的。

四、結(jié)論

(1)采用正交排列法進行CO2-WAG驅(qū)替參數(shù)方案設(shè)計，結(jié)合數(shù)值模型輸出采出程度、CO2滯留率等指標，通過計算綜合評分的極差貢獻，發(fā)現(xiàn)影響研究區(qū)水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)的主要影響因素為關(guān)井氣油比、注氣速度及段塞比。

(2)設(shè)計不同驅(qū)替模擬方案對比水驅(qū)續(xù)驅(qū)，水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)和連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)開發(fā)效果，結(jié)果表明，CO2驅(qū)在試驗區(qū)塊高含水后有著較大的驅(qū)油潛力，連續(xù)注CO2驅(qū)續(xù)驅(qū)及水氣交替驅(qū)續(xù)驅(qū)采出程度高且對研究區(qū)地層壓力的保持效果較好，但高油氣比及累計注氣量導(dǎo)致前者換油率偏低。

(3)結(jié)合試驗區(qū)不同續(xù)驅(qū)方案EOR潛力評價結(jié)果，找到最佳CO2-WAG驅(qū)替方案，擬利用參數(shù)設(shè)計在現(xiàn)場的應(yīng)用效果印證方案的合理性：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，為更高效地驅(qū)除殘油，建議在20 a后可對區(qū)塊進行水驅(qū)續(xù)驅(qū)再開發(fā)，以期打開氣體占據(jù)孔道，為原油提供新的流動路徑提高采收率。