特低滲透油藏CO2 混相驅(qū)和非混相驅(qū)水氣交替注采參數(shù)優(yōu)化

李 敏，關(guān) 華，胡世勇，王 鑫，李 齊，袁少民

（1.大慶油田勘探開發(fā)研究院 黑龍江省油層物理及滲流力學重點實驗室，黑龍江 大慶163712；2.西南石油大學，成都 610500）

我國低滲透油藏資源十分豐富，但可動用程度不足50%[1-2]。特低滲透油藏儲層物性致密，非均質(zhì)嚴重[3-4]，注水開發(fā)效果差，而氣體比水更容易進入小的孔隙[5-6]，采用注氣提高這類油藏的采收率[7-8]，可以有效改善開發(fā)效果[9]。

國內(nèi)外的研究和生產(chǎn)實踐表明，注CO2驅(qū)可以提高采收率15%～25%[10]。2010 年EOR 調(diào)查報告[11]顯示，美國正在運行的混相驅(qū)項目有109 個，相比2008 年增加8 個，原油產(chǎn)量也大幅增加，且極少數(shù)淺層二疊系盆地為非混相；2011 年，Li 等人[12]對水驅(qū)困難的高89-1 油藏，提出CO2混相驅(qū)進行室內(nèi)膨脹測試、細管實驗及長巖芯驅(qū)替實驗，并采用數(shù)值模擬進行優(yōu)選參數(shù)發(fā)現(xiàn)CO2混相驅(qū)能有效提高采收率。但國內(nèi)實施的CO2驅(qū)多數(shù)為非混相驅(qū)，2015 年陳征等人[13]建立基于支持向量機的CO2非混相驅(qū)效果預(yù)測方法，對腰英臺油田CO2非混相驅(qū)進行預(yù)測表明其增產(chǎn)效果不明顯。

注氣達到混相比非混相的驅(qū)替效果好，對于非均質(zhì)比較嚴重的特低滲油藏，無論是混相還是非混相驅(qū)，開發(fā)到一定階段注氣效果會減弱，因此為了提高開發(fā)效果后續(xù)多采用水氣交替的注入方式生產(chǎn)，交替注入一定孔隙體積的CO2和水，可以有效提高波及效率，達到更好的開發(fā)效果[14-16]。水氣交替注采參數(shù)對CO2驅(qū)的開發(fā)效果影響較大[17-20]，但傳統(tǒng)的單因素分析方法不能定量描述各注采參數(shù)對開發(fā)效果的影響程度。該研究以大慶油田貝14 區(qū)塊和樹101 區(qū)塊特低滲油藏為研究對象，采用經(jīng)濟學評價方法，對CO2混相驅(qū)和非混相驅(qū)過程中的水氣比、注氣速度、水氣交替時間和水氣交替時機進行了研究，得到了最優(yōu)化的組合方案。

1 區(qū)域概況

貝14 區(qū)塊平均有效孔隙度13.49%，平均滲透率1.12 mD，地層原油密度0.769 g/cm3，黏度4.70 mPa·s，體積系數(shù)1.069 5，原始飽和壓力3.5 MPa，地面脫氣原油密度0.838 9 g/cm3，油層原始地層壓力17.6 MPa，壓力系數(shù)0.99，地層溫度為71.0 ℃，地溫梯度4.2 ℃/100 m，屬較高地溫梯度特低滲透油藏。

樹101 區(qū)塊平均孔隙度10%，平均滲透率1 mD，原始飽和壓力4.94 MPa，原始氣油比22.8 m3/t，體積系數(shù)1.108，地層原油黏度3.6 mPa·s，油層溫度變化區(qū)間為94.4～106.1 ℃，平均98.5 ℃，地溫梯度5.1 ℃/100 m，屬于正常溫度特低滲透油藏。

2 個區(qū)塊都面臨注水難的問題，采用CO2驅(qū)后，開發(fā)效果得到了明顯改善。

2 數(shù)值模擬模型的建立

考慮貝14 和樹101 工區(qū)實際的地質(zhì)構(gòu)造特征，在平面上建立角點網(wǎng)格模型，其中貝14 區(qū)塊縱向上根據(jù)小層性質(zhì)劃分為26 層，東西向、南北向和縱向最終網(wǎng)格劃分為143×106×26，模型總有效網(wǎng)格數(shù)為230 620 個，平面上網(wǎng)格大小為16 m；樹101 區(qū)塊縱向上根據(jù)小層性質(zhì)劃分為49 層，東西向、南北向和縱向最終網(wǎng)格劃分為92×112×49，模型總有效網(wǎng)格數(shù)為41 972 個，平面上網(wǎng)格大小為24 m×23 m，貝14區(qū)塊和樹101 區(qū)塊的有效厚度、孔隙度、滲透率等參數(shù)則根據(jù)地質(zhì)及油藏描述等資料離散到模型網(wǎng)格。同時，為了使模型更加接近區(qū)塊實際，模型采用擬合后的PVT 建立組分模型進行研究。

應(yīng)用ECLIPSE 模擬軟件中的PVTi 模塊，將貝14油藏流體按照組分相近的原則，劃分為9個擬組分：N2，CO2，C1，C2+，C4+，C10+，C15+，C25+，C43+；將樹101 劃分為10 個擬組分：N2，CO2，C1，C2+，C5+，C7+，C10+，C13+，C18+，C23+。各組分的摩爾分數(shù)如表1 和表2 所示。通過細管實驗，得到貝14 區(qū)塊屬于混相驅(qū)，樹101 區(qū)塊屬于非混相驅(qū)。

表1 貝14 區(qū)塊各組分摩爾分數(shù)Table1 Mole fraction of components in block Bei14

表2 樹101 各組分摩爾分數(shù)Table2 Mole fraction of components in block S101

3 CO2 驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

3.1 注氣方式的優(yōu)選

目前，CO2驅(qū)油是提高原油采收率的有效手段之一，特別是特低滲透油藏，CO2驅(qū)油有明顯的優(yōu)勢。但是連續(xù)CO2驅(qū)會出現(xiàn)氣體波及效率低、突破早的情況，水氣交替驅(qū)中的水可以起到一定的調(diào)剖作用，改善開發(fā)效果。

根據(jù)實際油藏的地質(zhì)特征，結(jié)合注水難開發(fā)的特點，針對混相驅(qū)的貝14 和非混相驅(qū)的樹101，對連續(xù)注氣和水氣交替進行了研究。水氣交替的段塞為0.01HCPV、水氣體積比1：1、水氣交替時間注1 月水注1 月氣、水氣交替時機為氣油比達到150 m3/t 時進行水氣交替。連續(xù)注氣和水氣交替兩種方法各自生產(chǎn)20 年的生產(chǎn)指標如表3 所示。

表3 不同注氣方式的生產(chǎn)指標Table3 Production indexes of different gas injection modes

從表3 中可以看出，在相同注氣量的前提下，2 個區(qū)塊的水氣交替采收率均大于連續(xù)注氣，連續(xù)注氣可能導致生產(chǎn)井過早氣竄，油藏中剩余油較多；水氣交替由于水的存在，起到了一定的調(diào)剖作用，能夠提高氣體的波及體積。水氣交替的注入方式改善了特低滲透油藏的開發(fā)效果。因此，2 個區(qū)塊的CO2驅(qū)的注入方式優(yōu)選為水氣交替。

3.2 經(jīng)濟評價法及注采參數(shù)優(yōu)化

3.2.1 經(jīng)濟評價及模擬結(jié)果

對于CO2驅(qū)水氣交替注入技術(shù)，水氣比、注氣速度、水氣交替時間和水氣交替時機是影響開發(fā)效果的重要因素。該方案中模型的工作制度為先注氣達到指定的氣油比然后進行水氣交替，其中生產(chǎn)井始終保持井底流壓5 MPa 生產(chǎn)，注入井最高注入壓力為40 MPa，注入速度、水氣交替周期等按方案設(shè)計中的參數(shù)值。對于CO2混相驅(qū)，水氣比為1:1，2:1，3:1 和4:1，注氣速度為5 m3/d，10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d 和35 m3/d，氣油比達到50 m3/t，150 m3/t，250 m3/t 時，注入井開始水氣交替，交替時間為注1 個月水1 個月氣、注2 個月水1 個月氣、注3 個月水1 個月氣、注2 個月水2 個月氣、注3 個月水2 個月氣、注3 個月水3 個月氣。對于CO2非混相驅(qū)，氣油比達到150 m3/t，250 m3/t，350 m3/t 時，注入井開始水氣交替，其他和混相驅(qū)一樣。為了分析CO2驅(qū)的開發(fā)效果，確定了累計產(chǎn)油量和利潤2 個評價指標。其中，累計產(chǎn)油量是評價CO2驅(qū)開發(fā)效果的技術(shù)指標，而利潤是評價CO2驅(qū)效果的直接經(jīng)濟指標。對這40 套方案進行數(shù)值模擬計算和經(jīng)濟評價，得到對應(yīng)的模擬結(jié)果，見表4 和表5。

表4 混相驅(qū)模擬結(jié)果Table4 Simulation results of miscible flooding

表5 非混相驅(qū)模擬結(jié)果Table5 Simulation results of immiscible flooding

續(xù)表5

3.2.2 參數(shù)優(yōu)化

對CO2混相驅(qū)，首先是對注氣速度的優(yōu)化，選取水氣交替體積比1:1 和4:1，對水氣交替時間為注1 月水注1 月氣、水氣交替時機為氣油比達到50 m3/t時進行水氣交替，對6 個注氣速度10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d，35 m3/d 進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖1 和圖2 所示。

圖1 水氣交替體積比1:1 時不同注氣速度下的利潤變化圖Fig.1 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 1:1

從圖1 看出，當注氣速度為25 m3/d 后，曲線下降平緩；從圖2 中可以看出，當注氣速度為25 m3/d 后，曲線上升變平緩，所以，結(jié)合油田開發(fā)過程中實際的注氣情況，優(yōu)選最佳速度為25 m3/d。

然后，按照注氣速度為25 m3/d、水氣交替時間為注1 月水注1 月氣、水氣交替時機為氣油比達到50 m3/t 時進行水氣交替，對4 個水氣交替體積比1:1，2:1，3:1 和4:1 進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖3 所示。

圖2 水氣交替體積比為4:1 時不同注氣速度下的利潤變化圖Fig.2 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 4:1

圖3 注氣速度為25 m3/d 時不同水氣交替體積比下的利潤變化圖Fig.3 Profit change chart under different volume ratio of water and gas alternation when gas injection speed is 25 m3/d

從注氣速度為25 m3/d 時不同水氣交替體積比下的利潤變化曲線來看，不同水氣交替體積比對利潤的變化有很大的影響，隨著水氣交替體積比增大，生產(chǎn)利潤不斷增加。當水氣交替體積比為4:1 時，利潤最大。所以，綜合考慮可以得到水氣交替體積比4:1是適合貝14 區(qū)塊開發(fā)的最優(yōu)水氣交替體積比。

按照注氣速度為25 m3/d、水氣交替體積比4:1、水氣交替時機為氣油比達到50 m3/t 時進行水氣交替，對6 個水氣交替時間為注1 個月水1 個月氣、注2個月水1 個月氣、注3 個月水1 個月氣、注2 個月水2 個月氣、注3 個月水2 個月氣、注3 個月水3個月氣進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖4 所示。

當注氣時間相同都為1 個月時，注水的時間越長利潤越大；當注水的時間相同都為3 個月時，注氣的時間越長，利潤越小。所以，貝14 區(qū)塊水氣交替最佳時長為注3 個月水、注1 個月氣。

圖4 注氣速度25 m3/d、體積比4:1 時不同水氣交替時間的利潤變化圖Fig.4 Profit change chart of different water gas alternation time with gas injection speed of 25 m3/d and volume ratio of 4:1

按照注氣速度為25 m3/d、水氣交替體積比4:1、水氣交替時間為注3 個月水注1 個月氣，對3 個水氣交替時機即氣油比達到50 m3/t，150 m3/t 和250 m3/t 時，用水氣交替進行2個周期的模擬研究，結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同水氣交替時機下的利潤變化圖Fig.5 Profit change chart under different water and gas alternation opportunities

隨著注入時氣油比增加，利潤逐漸減少，因此注氣時機為氣油比50 m3/t 時是最佳的交替時機。

綜合上述分析，貝14 的注采參數(shù)優(yōu)選結(jié)果如表6 所示。

表6 貝14 注采參數(shù)優(yōu)選結(jié)果Table6 Optimization results of injection production parameters of Bei14

對于CO2非混相驅(qū)，和混相驅(qū)優(yōu)選的方式相同，首先是對注氣速度的優(yōu)化，選取水氣交替體積比1:1 和4:1，對水氣交替時間為注1 個月水注1 個月氣、水氣交替時機為氣油比達到350 m3/t 時進行水氣交替，對7 個注氣速度5 m3/d，10 m3/d，15 m3/d，20 m3/d，25 m3/d，30 m3/d，35 m3/d 進行2 個周期的模擬研究。結(jié)果如圖6 和圖7 所示。

從圖6 和圖7 看出，當注氣速度約為20 m3/d 時，曲線趨于平緩下降，所以，結(jié)合油田開發(fā)過程中實際的注氣情況，優(yōu)選最佳速度為20 m3/d。

然后，按照注氣速度為20 m3/d、水氣交替時間為注1 個月水注1 個月氣、水氣交替時機為氣油比達到350 m3/t 時進行水氣交替，對4 個水氣交替體積比1:1，2:1，3:1 和4:1 進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖8 所示。

圖6 水氣交替體積比為1:1 時不同注氣速度下的利潤變化圖Fig.6 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 1:1

圖7 水氣交替體積比為4:1 時不同注氣速度下的利潤變化圖Fig.7 Profit change chart under different gas injection speed when water gas volume ratio is 4:1

圖8 注氣速度為20 m3/d 時不同水氣交替體積比下的利潤變化圖Fig.8 Profit change chart under different volume ratio of water and gas alternation when gas injection speed is 20 m3/d

從注氣速度為20 m3/d 時不同水氣交替體積比下的利潤變化曲線來看，不同水氣交替體積比對利潤的變化有很大的影響，水氣交替體積比1:1 時利潤達到最大，超過1:1 時，隨著水氣交替體積比增大，生產(chǎn)利潤不斷增加。所以，綜合考慮可以得到水氣交替體積比1:1 是適合樹101 區(qū)塊開發(fā)的最優(yōu)水氣交替體積比。

按照注氣速度為20 m3/d、水氣交替體積比1:1、水氣交替時機為氣油比達到350 m3/t 時進行水氣交替，對6 個水氣交替時間為注1 個月水注1 個月氣、注2 個月水1 個月氣、注3 個月水1 個月氣、注2 個月水2 個月氣、注3 個月水2 個月氣、注3 個月水3個月氣進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖9 所示。

圖9 注氣速度20 m3/d、體積比1:1 時不同水氣交替時間的利潤變化圖Fig.9 Profit change chart of different water gas alternation time when gas injection speed is 20 m3/d and volume ratio is 1:1

當注氣時間相同都為1 個月時，注水的時間越長利潤越大；當注水的時間相同都為3 個月時，注氣的時間越長，利潤越小。所以，貝14 區(qū)塊水氣交替最佳時長為注1 個月水、注1 個月氣。

按照注氣速度為20 m3/d、水氣交替體積比1:1、水氣交替時間為注1 個月水注1 個月氣，對3 個水氣交替時機即氣油比達到150 m3/t，250 m3/t 和350 m3/t時進行2 個周期的模擬研究，結(jié)果如圖10 所示。

圖10 不同水氣交替時機下的利潤變化圖Fig.10 Profit change chart under different water and gas alternation opportunities

當氣油比小于250 m3/t 時，隨著注入時氣油比增加，利潤逐漸增加；當氣油比大于250 m3/t 時，隨著注入時氣油比增加，利潤逐漸減小；氣油比為250 m3/t 時利潤達到最大，因此注氣時機為氣油比250 m3/t 時是最佳的交替時機。

綜合上述分析，樹101的注采參數(shù)優(yōu)選結(jié)果見表7。

表7 樹101 注采參數(shù)優(yōu)選結(jié)果Table7 Optimization results of injection production parameters of shu101

4 結(jié)語

對于特低滲透油藏，注CO2驅(qū)可以很好地改善開發(fā)效果。無論是CO2混相驅(qū)還是非混相驅(qū)，水氣交替都比連續(xù)CO2驅(qū)的效果好，通過優(yōu)選水氣交替體積、水氣交替周期、水氣交替時機等參數(shù)可以得到適合區(qū)塊開發(fā)的最優(yōu)參數(shù)。從方案優(yōu)選的結(jié)果來看，水氣交替CO2混相比非混相驅(qū)的注入氣量要小。該研究為現(xiàn)場CO2驅(qū)的方案編制提供了理論指導和技術(shù)支持。