鄂爾多斯盆地油溝區(qū)長(zhǎng)4+51低滲透油藏二氧化碳驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)

齊春民 李瑞冬 朱世東 劉立虎 李金靈

1.延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠；2.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院；3.石油石化污染物控制與處理國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；4.陜西省油氣田環(huán)境污染與儲(chǔ)層保護(hù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

吳起油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，屬于典型的低滲透油田(一般低滲透油層滲透率為 (10～50)×10-3μm2、特低滲透油層滲透率為(1～10)×10-3μm2、超低滲透油層滲透率為 (0.1～1)×10-3μm2)，豐度低，單井產(chǎn)能低。該油田在開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)量遞減速度快、中后期注水開(kāi)發(fā)效果差［1］，且陜北水源不足，開(kāi)采難度加大［2］。碳捕獲、利用與封存是一項(xiàng)綠色環(huán)保的驅(qū)油技術(shù)［3］，該技術(shù)既可實(shí)現(xiàn)CO2的地質(zhì)埋存，又可提高原油采收率，兼具技術(shù)、經(jīng)濟(jì)和社會(huì)多重效益。延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司在陜北地區(qū)就約有12×108t的石油地質(zhì)儲(chǔ)量適宜CO2驅(qū)油與封存，其中鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組致密砂巖油藏是實(shí)施CO2埋存和提高采收率技術(shù)攻關(guān)的良好實(shí)驗(yàn)田。以吳起油田油溝長(zhǎng)4+51小層油藏為例，從其前期的儲(chǔ)層物性勘測(cè)、混相注入壓力設(shè)計(jì)，到驅(qū)油效果評(píng)價(jià)與預(yù)測(cè)，以及后期的風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)評(píng)估，系統(tǒng)地開(kāi)展了CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)研究，為進(jìn)一步開(kāi)展CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)、探索CO2驅(qū)在陜北低滲透油藏的適用性提供參考。

1 試驗(yàn)井組概況

相對(duì)注水開(kāi)采，注氣開(kāi)采可取得好的驅(qū)油效果［4］，而且在常規(guī)注氣中，CO2最易與原油混相。向油藏注入CO2既能降低溫室效應(yīng)［5］，而且還可有效降低原油黏度、溶解儲(chǔ)層中膠質(zhì)［6］、提高砂巖儲(chǔ)層酸化效果［7］、消除儲(chǔ)層水敏和水鎖傷害［8］，呈現(xiàn)出比水驅(qū)采油更明顯的技術(shù)優(yōu)勢(shì)［9］。

鄂爾多斯盆地中部吳起地區(qū)油溝油區(qū)長(zhǎng)4+51油藏儲(chǔ)層砂巖連片發(fā)育，連續(xù)性好，儲(chǔ)層構(gòu)造簡(jiǎn)單，裂縫不發(fā)育，儲(chǔ)層發(fā)育較好，平面分布穩(wěn)定，區(qū)內(nèi)斷層不發(fā)育，油層連通性好，無(wú)邊水、底水、氣頂。選取吳 38-11、吳 38-21、吳 38-111、吳 38-112、吳 38-28共計(jì)5個(gè)井組進(jìn)行CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。為了計(jì)算長(zhǎng)4+51探明儲(chǔ)量，對(duì)全油田長(zhǎng)4+51層170多口井進(jìn)行了儲(chǔ)層解釋?zhuān)搮^(qū)含油面積14.8 km2，含油飽和度55%，原始飽和壓力 5.4 MPa，溶解氣油比 45.6 m3/t，原油黏度2.38 mPa·s，密度0.7816 g/cm3，原油體積系數(shù)1.329，儲(chǔ)層砂巖平均厚度 7.69 m，孔隙度12.8%，滲透率 0.783×10-3μm2，屬于超低滲透油層。用容積法計(jì)算的油溝油區(qū)長(zhǎng)4+51探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量為563.13×104t。根據(jù)油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)，對(duì)5個(gè)注CO2氣驅(qū)井組進(jìn)行試驗(yàn)，受益油井24口，平均油層厚度10 m，控制儲(chǔ)量面積2.72 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為 130×104t。

2 試驗(yàn)方案

2.1 最小混相壓力測(cè)定

依據(jù)SY/T 6573-2016《最低混相壓力細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定法》，采用細(xì)管實(shí)驗(yàn)測(cè)定目標(biāo)區(qū)CO2驅(qū)油最小混相壓力，注入1.2 PV時(shí)的原油采出程度大于90%，而且隨著驅(qū)替壓力的升高，驅(qū)油效率沒(méi)有明顯的增加，并在觀察窗中可以觀察到混相流體(即在CO2氣和其之前的油墻間不存在明顯的界面)。確定最小混相壓力的方法是在保證細(xì)管實(shí)驗(yàn)實(shí)現(xiàn)混相和非混相驅(qū)替各有3次的情況下，繪制各次細(xì)管實(shí)驗(yàn)注入1.2 PV時(shí)的原油采出程度與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線(xiàn)圖，非混相段與混相段曲線(xiàn)的交點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的壓力即為最小混相壓力(MMP)［10］。

實(shí)驗(yàn)油為吳起油溝長(zhǎng)4+51油層原油。驅(qū)替氣為工業(yè)級(jí)CO2氣體。實(shí)驗(yàn)裝置為美國(guó)CORELAB公司的細(xì)管裝置和加拿大HYCAL公司的巖心驅(qū)替裝置，整個(gè)系統(tǒng)主要由注入系統(tǒng)、巖心夾持系統(tǒng)和采出系統(tǒng)組成，3個(gè)系統(tǒng)為獨(dú)立的板塊結(jié)構(gòu)，其中巖心夾持器為實(shí)驗(yàn)的關(guān)鍵部分，其主要組成設(shè)備為一維長(zhǎng)細(xì)管、中間容器、高壓驅(qū)替泵、配樣器、恒溫烘箱、回壓閥、氣量計(jì)等。一維細(xì)長(zhǎng)管(模擬巖心)為一個(gè)用石英砂(170～230目)填充的不銹鋼盤(pán)管，內(nèi)徑 3.8 mm、長(zhǎng)度 20 m，平均滲透率 0.94×10-3μm2，孔隙度13%，將其置于恒溫箱中，用填砂細(xì)管的目的是模擬油藏儲(chǔ)層多孔介質(zhì)狀態(tài)，以便在流動(dòng)過(guò)程中為注入氣和原油的混合及多次接觸提供一種介質(zhì)。最小混相壓力測(cè)定實(shí)驗(yàn)流程示意圖［11］如圖1所示，該裝置的最高工作壓力及溫度為55 MPa和150 ℃。

圖1 最小混相壓力測(cè)定實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Flow chart of minimum miscible pressure determination test

2.2 CO2氣體碳同位素值δ13C的測(cè)定

對(duì)CO2氣體碳同位素值δ13C的測(cè)定是一種鑒別有機(jī)成因和無(wú)機(jī)成因CO2的有效方法［12］，通過(guò)測(cè)量注入井周邊采油井周?chē)鶦O2氣體碳同位素值δ13C，可確定注入的CO2是否有泄漏風(fēng)險(xiǎn)以及泄漏程度。在CO2注入過(guò)程中添加CO2氣體碳同位素值δ13C，在二氧化碳注入?yún)^(qū)塊土壤中收集二氧化碳?xì)怏w，使用激光拉曼光譜儀對(duì)混合氣體樣品進(jìn)行顯微激光拉曼測(cè)試分析，進(jìn)行同位素值δ13C的測(cè)量。

2.3 SF6氣相示蹤劑監(jiān)測(cè)

SF6因其與CO2在物理性質(zhì)上具有最相近的特性，所以，本研究中選擇SF6作為低滲透儲(chǔ)層CO2驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的示蹤劑。在CO2注入過(guò)程中添加SF6氣相示蹤劑，對(duì)反九點(diǎn)井網(wǎng)上的16口一線(xiàn)受益井伴生氣進(jìn)行取樣，采用選配高靈敏度熱導(dǎo)檢測(cè)器的GC9890A/T型氣相色譜儀對(duì)SF6示蹤氣體進(jìn)行檢測(cè)分析。

3 施工參數(shù)設(shè)計(jì)

3.1 CO2驅(qū)油最小混相壓力(MMP)

依據(jù)SY/T 6573-2016，在6個(gè)驅(qū)替壓力下完成注CO2驅(qū)細(xì)長(zhǎng)管實(shí)驗(yàn)，其驅(qū)替1.2 PV時(shí)的原油采出程度與驅(qū)替壓力的關(guān)系如圖2所示。

圖2 CO2驅(qū)最小混相壓力(MMP)的確定Fig.2 MMP map of in-place oil with injected CO2

從圖2中可以看出，非混相段的切線(xiàn)與混相段的切線(xiàn)相交，該交點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的壓力為17.8 MPa，由此可判定CO2與吳38-272井地層原油達(dá)到混相的最小混相壓力為17.8 MPa，這也是決定能否形成混相驅(qū)的關(guān)鍵性因素之一。驅(qū)替壓力若小于17.8 MPa，采出程度相對(duì)較低，隨著驅(qū)替壓力的增加，采出程度明顯提高，此過(guò)程為非混相驅(qū)替過(guò)程；當(dāng)驅(qū)替壓力達(dá)到17.8 MPa時(shí)，由于注入氣與流體達(dá)到動(dòng)態(tài)混相，相對(duì)于未混相條件，驅(qū)替效率大幅度提高，達(dá)到93%；驅(qū)替壓力繼續(xù)增大，采出程度增加幅度變緩，此時(shí)的驅(qū)油機(jī)理為完全混相驅(qū)替。

3.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化

油溝油區(qū)吳38井區(qū)長(zhǎng)4+5油藏油層平均破裂壓力為28 MPa，因此，注入井最大井底流壓應(yīng)小于28 MPa。注水井轉(zhuǎn)注CO2時(shí)，井內(nèi)流體為氣液混合流體，流體平均密度為 0.75～0.8 g/cm3，注 CO2時(shí)靜液柱壓力為 15～16 MPa，摩阻損失小于 0.5 MPa。根據(jù)流體力學(xué)理論計(jì)算可獲得井口最大注CO2壓力(油壓)為15.5 MPa。另外，根據(jù)該油藏特征，最終確定井口的實(shí)際液態(tài)CO2注入壓力為8 MPa，注入流量為 0.6 t/h。

4 施工效果分析

4.1 注CO2前后地層壓力對(duì)比

對(duì)油溝試驗(yàn)井區(qū)內(nèi)的受益油井采用井下壓力恢復(fù)試井的方法來(lái)獲取不同開(kāi)發(fā)階段的地層壓力，該井區(qū)原始地層壓力為15 MPa，2005年8月開(kāi)始采用衰竭式開(kāi)采模式，至2008年8月地層壓力降至8.7 MPa。2008年9月開(kāi)始轉(zhuǎn)入注水開(kāi)發(fā)，屬于滯后注水開(kāi)發(fā)模式，至2014年9月地層壓力恢復(fù)至9.8 MPa。2014年10月開(kāi)始進(jìn)行注CO2礦場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)，至2017年1月注氣后地層壓力升至10.5 MPa?？梢?jiàn)，原始地層壓力因油氣開(kāi)采而大幅度降低，水驅(qū)開(kāi)發(fā)后地層能量得到補(bǔ)充。而轉(zhuǎn)注CO2后，地層壓力進(jìn)一步回升，說(shuō)明注CO2能使地層能量得到有效的補(bǔ)充并且補(bǔ)充穩(wěn)定。

4.2 CO2驅(qū)油效果

圖3為5個(gè)試驗(yàn)井組注氣見(jiàn)效前后產(chǎn)液、產(chǎn)油量變化柱狀圖。由圖3a可見(jiàn)注CO2后試驗(yàn)井組的產(chǎn)液量增加，由圖3b可知產(chǎn)油量大幅度提高，其中受益井組最大增油量為3.84 t(如38-11井)，最大增油幅度為68.98%(如38-111井組)。對(duì)比圖3a和圖3b發(fā)現(xiàn)產(chǎn)出液含水率明顯降低。

圖3 注CO2實(shí)驗(yàn)井組注氣見(jiàn)效前后產(chǎn)液、產(chǎn)油量Fig.3 Comparison of liquid production rate and oil production rate before and after the response of CO2 flooding in the test well groups

根據(jù)前期的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，擬合可得曲線(xiàn)遞減趨勢(shì)，其注氣井組月產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量擬合曲線(xiàn)如圖4所示，其擬合曲線(xiàn)方程均為無(wú)量綱的7次多項(xiàng)式：y=C+B1x+B2x2+B3x3+B4x4+B5x5+B6x6+B7x7，其中C為常數(shù)、B1～B7為系數(shù)、x為時(shí)間、y為產(chǎn)油量，R2值分別為 0.989 4 和 0.996 2。自 2014年9月開(kāi)始注氣，2年后共累計(jì)注入液態(tài) CO28 900 t，產(chǎn)油量比注水時(shí)同比增加2 935.6 t，其注入液態(tài)CO2量與提高原油產(chǎn)量體積比值(換油比)為3.03∶1。如果該井組不注氣，預(yù)測(cè)30年產(chǎn)量，到2043年底累計(jì)產(chǎn)油 39.04×104t。根據(jù)國(guó)內(nèi)外 CO2驅(qū)油效果經(jīng)驗(yàn)，預(yù)計(jì)可提高原油采收率10%，以該井區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量130×104t進(jìn)行計(jì)算，試驗(yàn)井區(qū)實(shí)施 CO2驅(qū)增產(chǎn)13×104t，到 2043年后可累計(jì)產(chǎn)油 52.04×104t。

圖4 注氣井組月產(chǎn)量和累計(jì)產(chǎn)油量擬合曲線(xiàn)Fig.4 Fitting curve of monthly production and cumulative oil production of CO2 flooding well groups

4.3 實(shí)施區(qū)CO2泄露監(jiān)測(cè)

利用δ13C同位素對(duì)注入CO2前后的本底濃度等值線(xiàn)分布進(jìn)行分析，結(jié)果表明，注入CO2前后的本底濃度基本無(wú)差別，說(shuō)明CO2未向地表泄露。與此同時(shí)，于2016年10月在38-28注氣井組采用SF6氣相示蹤劑監(jiān)測(cè)，測(cè)試周期為3個(gè)月，通過(guò)與背景濃度對(duì)比，未發(fā)現(xiàn)示蹤劑峰值，這充分說(shuō)明CO2在儲(chǔ)層中的推進(jìn)速度緩慢［7］、且均速，未發(fā)生CO2突進(jìn)和竄流現(xiàn)象，CO2在儲(chǔ)層中的推進(jìn)效應(yīng)良好。

5 結(jié)論

(1)對(duì)于油溝油區(qū)長(zhǎng)4+51低滲透油藏，CO2與其原油的最小混相壓力為17.8 MPa，設(shè)計(jì)井口最大注入壓力為 15.5 MPa，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注入壓力為 8 MPa，CO2注入流量為 0.6 t/h。

(2)CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)表明，注氣井組原油產(chǎn)量上升，含水率下降，證明在陜北特低滲透油藏實(shí)施和推廣CO2驅(qū)提高原油采收率技術(shù)具有可行性和經(jīng)濟(jì)性。

(3)儲(chǔ)層天然裂縫和優(yōu)勢(shì)水驅(qū)通道的存在嚴(yán)重影響著CO2驅(qū)油效果，對(duì)CO2在裂縫中竄逸的監(jiān)測(cè)與控制將是CO2驅(qū)的關(guān)鍵，建議利用納米型或改性淀粉封堵技術(shù)控制CO2竄逸。