邊水斷塊油藏水平井組CO2協(xié)同吞吐注入量優(yōu)化實驗研究

王志興，趙鳳蘭，馮海如，宋黎光，李 妍，郝宏達

（1.中國石油大學（北京）非常規(guī)油氣科學技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

CO2吞吐技術(shù)是斷塊油藏有效的開發(fā)手段之一［1-4］。水平井CO2吞吐技術(shù)，一方面利用水平井段控制的高泄油面積，增加了注入氣與原油的接觸面積，改善油井周邊的滲流特性，進而降低近井地帶的滲流阻力；另一方面注入的CO2溶解并改變原油物性，增強原油流動性，同時注入氣在多孔介質(zhì)中形成的“賈敏效應”可以起到控抑邊底水的作用［5-10］。然而，單口水平井注氣吞吐作用范圍小，波及體積有限，控水增油有效期短，同時斷塊油藏不規(guī)則的井網(wǎng)分布限制了水平井單井注CO2控水增油效果［11-12］。結(jié)合邊水斷塊油藏實際開發(fā)井網(wǎng)部署特征，采用水平井組CO2協(xié)同吞吐的注氣方式，可進一步擴大注入氣在油藏內(nèi)的波及范圍，因此，有必要率先進行物理模擬方法，評價水平井組注氣吞吐的開發(fā)效果。針對冀東油田某淺層邊水作用斷塊油藏開發(fā)特征，利用自行設計的三維邊水斷塊油藏水平井組開發(fā)室內(nèi)模擬物理模型［13-14］，進行水平井組CO2吞吐物理模擬實驗，研究CO2注入量（簡稱注入量）對井組吞吐的影響效果并進行優(yōu)化，結(jié)合高溫高壓條件下CO2性質(zhì)及其與地層原油的相互作用特征，分析注入量對水平井組CO2吞吐控水增油效果的影響機理，以期為現(xiàn)場注入量優(yōu)化及效果分析提供基礎數(shù)據(jù)和理論依據(jù)。

1 實驗器材及方法

1.1 實驗器材

實驗儀器主要包括：恒溫箱、Teledyne 高精度ISCO 柱塞泵、手動計量泵、高溫高壓活塞容器、三維高壓徑向流巖心夾持器（圖1）、高精度氣體流量計量裝置、氣液分離裝置、高精度壓力傳感器及配套數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)軟件等，實驗設備及流程詳見文獻［10］。

實驗用油為冀東油田某淺層邊水斷塊油藏模擬油，由脫水原油與煤油復配得到，60 ℃下模擬油黏度為189 mPa·s，密度為0.89 g/cm3。實驗用水為冀東油田模擬地層水，總礦化度為937 mg/L，水型為NaHCO3型。實驗氣體為CO2，純度為99.99%。

圖1 三維高壓徑向流巖心夾持器及三維水平井組開發(fā)實物模型Fig.1 Core holder of 3D radius flow model under high-pressure and 3D actual model of horizontal well group

1.2 實驗方法

實驗溫度設定為60 ℃，回壓設置為1 MPa，4 組實驗的物理模型的基本物理參數(shù)如表1所示。具體實驗步驟為：①測量模型尺寸，計算視體積。②抽真空，飽和地層水，計算模型孔隙體積。③飽和模擬油，老化48 h，計算初始含油飽和度。④模擬邊水驅(qū)替至一口井含水率達到98%時關(guān)井，記錄油井的產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，計算模擬天然能量開采階段的采出程度。⑤3口水平井同時注入CO2，當監(jiān)測井（5#）壓力增至3 MPa時關(guān)井，悶井24 h。⑥3口水平井同時開井，且保持邊水恒壓注入，分別記錄每口井的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量及產(chǎn)氣量，當模型綜合含水率達到98%時關(guān)井，結(jié)束實驗。⑦本實驗條件下CO2注入量的記錄方法為通過測定監(jiān)測井的壓力來實現(xiàn)，即在相同初始壓力條件下同時注入CO2氣體，當監(jiān)測井的壓力達到實驗設計的數(shù)值時停止注氣，通過注入模型內(nèi)部氣體壓力計算CO2的注入量。其他注入量條件下監(jiān)測井的壓力分別為5，7.5和10 MPa。

表1 不同注入量下CO2吞吐實驗的物理模型參數(shù)Table1 Basic physical parameters of physical models of CO2huff and puff experiments with different injection volumes

CO2注入量計算方法為：通過監(jiān)測井壓力計算得到CO2的注入量，即在氣體容器體積固定的條件下，通過CO2狀態(tài)方程計算恒定體積容器內(nèi)注氣前后的密度差即可得到注入量。用密度表示的注入氣狀態(tài)方程為：

注氣前后恒定體積容器的密度差為：

本實驗條件下，CO2注入容器的容量為1 L，注氣質(zhì)量即為容器體積與注氣前后容器內(nèi)氣體密度差的乘積；同理，根據(jù)CO2狀態(tài)方程，計算得到的注氣質(zhì)量可轉(zhuǎn)換為實驗條件下的注氣體積以及標況下的注氣體積，其計算式為：

不同水平井組CO2吞吐實驗的注氣質(zhì)量和注氣體積如表2所示。

表2 不同水平井組CO2吞吐實驗注入量計算結(jié)果Table2 Calculated injection volumes of CO2huff and puff experiments for different horizontal well groups

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 不同注入量下水平井組吞吐悶井過程中壓力變化

悶井過程中，模型內(nèi)部壓力隨時間變化的關(guān)系分為迅速降低和平緩降低2 個階段（圖2）。60 ℃恒溫條件下，模型內(nèi)部3口水平井同時注氣，增加了氣體與原油的接觸面積，氣體與原油接觸更易溶解，模型內(nèi)部壓力迅速降低；隨著CO2在原油中溶解量的增加，模型內(nèi)部壓力降低幅度逐漸變小直至達到溶解平衡。當悶井初始壓力為3 MPa（對應注入量為0.07 PV）時，平衡壓力穩(wěn)定在1.71 MPa，降幅為1.29 MPa；當悶井初始壓力升至10 MPa（對應注入量為0.14 PV）時，平衡壓力為6.72 MPa，降幅為3.28 MPa。結(jié)果表明，隨著悶井初始壓力的升高，悶井過程中的壓力降幅增加，平衡壓力也相應升高，說明高壓條件下CO2在地層流體中的溶解量增加，同時溶解平衡壓力高有助于保持地層能量。

圖2 不同CO2注入量下水平井組吞吐悶井過程中壓力變化Fig.2 Pressure changes during soaking of CO2huff and puff in horizontal well group with different injection volumes

2.2 不同注入量下吞吐后生產(chǎn)動態(tài)分析

由悶井后的井組生產(chǎn)動態(tài)曲線可以看出：當注入量為0.07 PV 時，井組整體含水率由初期86.82%降至86.10%，降幅僅為0.72%；階段增油量為31.4 mL，累積產(chǎn)氣量為1 189 mL（后續(xù)產(chǎn)氣量未說明均為標況下產(chǎn)氣量）（圖3a），生產(chǎn)結(jié)束后邊水的等效注入體積為0.42 PV。當注入量增至0.10 PV 時，井組整體含水率由初期最高的82.13%降至79.59%，降幅為2.54%；階段增油量為70.6 mL，累積產(chǎn)氣量為2 625 mL（圖3b），生產(chǎn)結(jié)束后邊水的等效注入體積為0.52 PV。當井組吞吐注入量增至0.13 PV 時，井組整體含水率由初期的84.57%降至79.47%，降幅為5.10%，階段增油量為94.9 mL，累積產(chǎn)氣量為5 022 mL（圖3c），生產(chǎn)結(jié)束后等效注入總體積為0.60 PV。當井組吞吐的注入量進一步增至0.14 PV時，井組整體含水率由初期77.74%降至71.81%，降幅為5.93%，階段增油量為148.7 mL，累積產(chǎn)氣量為8 050 mL（圖3d），生產(chǎn)結(jié)束后邊水的等效注入體積為0.65 PV。

圖3 不同注入量下悶井后井組生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.3 Production curves of horizontal well group with different CO2injection volumes after soaking

對比不同注入量下井組生產(chǎn)動態(tài)曲線（圖3）可以看出，當注入量由0.07 PV增至0.14 PV時，井組控制范圍內(nèi)綜合含水率降幅由0.72%增至5.93%，吞吐后邊水注入體積也由0.42 PV 相應的增至0.62 PV，累積產(chǎn)油量由31.4 mL 增至148.7 mL，累積產(chǎn)氣量增幅最明顯，由1 189 mL增至8 050 mL?？梢?，通過提高井組CO2吞吐的注入量方式，能夠降低井組綜合含水率，擴大井組綜合含水率降幅，增強CO2的控水效果，延長了注氣吞吐控水的有效期，增油效果顯著；但從產(chǎn)氣量角度分析，增加注入量，井組累積產(chǎn)氣量大幅增加，降低了注入氣的使用效率。杜勇等研究發(fā)現(xiàn)，增加注入量補充了地層的壓力，降低了油水界面［11，15］。此外，本實驗中增加了注氣吞吐的水平井數(shù)量，以井組形式同時注氣吞吐，同時提高了氣體的注入量，二者的結(jié)合促進了注入氣與地層流體接觸面積和作用范圍，使氣體的“賈敏效應”充分發(fā)揮，水相注入氣波及到的區(qū)域滲流阻力大幅增加，恢復生產(chǎn)后地層水不易重新快速推進，可有效抑制底水錐進，進而強化了CO2的控水效果。

2.3 不同注入量下采出程度增幅及氣體利用率

井組內(nèi)部各個水平井采出程度增幅結(jié)果（圖4）顯示，標況注入量為2.198 7 PV（對應注入量為0.07 PV，）時，遠離邊水的1#和2#水平井采出程度增幅分別為2.60%和2.02%，靠近邊水的3#水平井采出程度增幅為1.25%；當標況注入量增至13.803 5 PV時，1#，2#和3#水平井的采出程度增幅分別為10.36%，8.06% 和3.94%，相比前者分別增加了9.76%，4.04%和2.69%，可見，CO2協(xié)同吞吐的增油量主要來自水平井1#和2#，兩口井與3#相比距離邊水井（5#）較遠，剩余油分布較多。同時，實驗過程中存在15°的地層傾角［10］，邊水井5#位于最低位置，三口水平井形成了高（1#）、中（2#）、低（3#）三個不同高度的構(gòu)造部位，悶井過程中CO2在重力分異作用下，更容易波及較高部位的生產(chǎn)井。增加注入量，氣體向高部位聚集更多，進一步增加徑向流內(nèi)部CO2的波及范圍。

圖4 不同注入量下井組內(nèi)部各水平井采出程度增幅對比Fig.4 Comparison of recovery increase of each horizontal well with different CO2injection volumes

從注入量與井組整體的采出程度增幅和換油率關(guān)系（圖5）可以看出，標況注入量為13.803 5 PV時，井組采出程度增幅最高，為22.36%，高注入量獲得了高采出程度增幅，但結(jié)合不同注入量下井組生產(chǎn)動態(tài)曲線產(chǎn)氣結(jié)果（圖3）可知，累積產(chǎn)氣量隨注入量的增加而大幅度增長，注氣的經(jīng)濟性降低。與此同時，井組采出程度在標況注入量為9.719 4 PV的增幅比5.123 3 PV 的高6.87%，而僅比13.803 5 PV 的低4.21%，單位注氣體積的增油幅度降低。即標況注入量超過9.719 4 PV 后，換油率變化幅度不明顯，說明注入量增加，注入氣的利用率降低。由此看出，水平井組注氣吞吐注入量設計應平衡與采出程度增幅和注氣經(jīng)濟性的關(guān)系。

圖5 CO2注入量與水平井組采出程度增幅和換油率的關(guān)系Fig.5 Relationships among CO2injection volumes，recovery increase and oil exchange ratio of a horizontal well group

分析井組不同注入量下的吞吐效果可知，標況注入量為9.719 4 PV 時，井組增油效果相對理想，氣體利用率較高。當注入量較低時，地層能量補充不足，作用范圍有限，各部位生產(chǎn)井采出程度增幅有限，無法充分發(fā)揮水平井組協(xié)同吞吐的優(yōu)勢；當注入量過高時，注入氣將近井地帶的原油推至遠井端，孔隙多被自由氣和邊水占據(jù)，開井瞬間的高生產(chǎn)壓差導致產(chǎn)氣量激增，地層能量并未真正得到補充，氣體利用率較低。因此，只有合適的CO2注入量，地層能量得到補充，將突進的邊水推向遠井端，降低油水界面；在開井生產(chǎn)過程中，CO2在近井地帶運移速度適中，保證與剩余油充分接觸，發(fā)揮膨脹增能作用，使各部位生產(chǎn)井產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量均勻。本實驗條件下，水平井組最優(yōu)的注入量為0.13 PV。

2.4 不同注氣條件下CO2壓縮性

圖6 60 ℃下CO2等溫壓縮系數(shù)隨壓力的變化Fig.6 Change of CO2isothermal compressibility with experimental pressures at 60 ℃

本實驗條件下，CO2的注入量通過注氣壓力計算得到，分析實驗條件下氣體壓縮性與壓力的關(guān)系十分必要，因此選擇等溫壓縮系數(shù)與對應實驗條件下壓力的關(guān)系進行研究。結(jié)果（圖6）表明，當壓力由3 MPa 升高至10 MPa 時，CO2的等溫壓縮系數(shù)先大幅下降后緩慢升高；當注氣壓力為3～8.5 MPa時，CO2的等溫壓縮系數(shù)由0.377 16 MPa-1最低降至0.205 47 MPa-1，但當注氣壓力超過5 MPa 后降幅變緩，即CO2單位壓力下體積變化率降低；當注氣壓力超過8.5 MPa 后，等溫壓縮系數(shù)緩慢增大。因為，注氣壓力超過5 MPa后，CO2相態(tài)由氣態(tài)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槌R界狀態(tài)，物性也相應發(fā)生改變?，F(xiàn)場注CO2過程中，主要介于氣態(tài)與超臨界狀態(tài)之間，在等溫條件下，增加注入CO2的壓力，氣體壓縮性降低，使注氣過程的能量損失減小，促進氣體進入地層深處。

2.5 CO2含量對地層原油物性的影響

為進一步分析CO2注入量對井組吞吐效果的影響，進行了高壓物性實驗，分析CO2含量與地層原油高壓物性的關(guān)系。由表3可見，地層條件下，原油體積膨脹系數(shù)隨溶解原油中的CO2含量增加而升高，當CO2含量達到30 mol%時，原油體積膨脹系數(shù)增至1.083 5。增加CO2注入量，地層原油體積膨脹更明顯。同時，注入CO2后，地層條件下原油的飽和壓力最高升至9.389 MPa，氣油比增至35.5 m3/m3。通過提高注氣壓力增加注入量，更多CO2溶解在原油中，原油膨脹明顯。在吞吐開井生產(chǎn)階段，壓力逐漸下降，溶解的氣體逐漸從原油中析出，形成的“泡沫油”降低了滲流阻力，增加原油流動性，最終促進原油流入井底。

表3 不同CO2含量下地層原油高壓物性變化Table3 PVT changes of in-place oil with different CO2mole fractions

3 結(jié)論

在模擬邊水作用的油藏條件下，水平井組CO2吞吐具有一定的控水增油效果，增加CO2注入量，含水率降幅明顯，產(chǎn)油量增加，產(chǎn)氣量隨之大幅增加，需優(yōu)化注入量以緩解井組控水增油與產(chǎn)氣量過高之間的矛盾。

注入量為0.13 PV（60 ℃，7.5 MPa）時的水平井組CO2吞吐的控水增油效果明顯高于注入量為0.10 PV時，同時產(chǎn)氣量明顯低于0.14 PV注入量時，且在高含油飽和度的生產(chǎn)井采出程度較高，因此，本實驗條件下水平井組CO2最優(yōu)注入量為0.13 PV，既保證了注入氣控水增油效果，氣體利用率也相對合理。

對應注氣條件下（60 ℃，7.5MPa），CO2的等溫壓縮系數(shù)最低，即注氣過程中能量損失最小，進而能波及更深更廣的范圍；CO2含量越大，地層原油膨脹越明顯，飽和壓力增加，溶解氣油比升高，原油流動性增強，從而使更多原油流出地層。

符號解釋

p——實驗壓力，MPa；MCO2——CO2摩爾質(zhì)量，g/mol；Z——氣體壓縮因子；ρCO2——CO2密度，g/cm3；R——氣體常數(shù)，J/（mol·K），取值為8.314；T——溫度，K；Δρ——注氣前后容器密度差，g/cm3；ρ1——注氣前容器密度，g/cm3；ρ2——注氣后容器密度，g/cm3；p1，p2——注氣前、后容器壓力，MPa；Z1，Z2——注氣前、后氣體壓縮因子；V——注入氣體積，mL；mCO2——CO2質(zhì)量，g。