致密油藏定向井CO2驅提高采收率技術研究與應用

龔麗榮,孫彥春,周夢雨,盧家亭,趙 耀,朱春艷

(1.中國石油冀東油田公司 勘探開發(fā)研究院,河北 唐山 063004;2.中國石油冀東油田 信息中心，河北 唐山 063004; 3.中國石油冀東油田 陸上作業(yè)區(qū),河北 唐山 063004)

致密油藏屬于非常規(guī)油氣藏,在儲層中油氣連片分布,沒有明顯的圈閉和蓋層的界限,無統(tǒng)一的油、氣、水界面和壓力系統(tǒng),流體組分差異較大,儲層滲透率小于或等于0.1×10-3μm2。隨著致密油儲量比例的逐年增長,在我國石油工業(yè)中,致密油藏的勘探開發(fā)具有越來越重要的戰(zhàn)略性地位,目前此類油藏已成為我國石油工業(yè)儲量接替的重要領域,將是實現我國原油產量增長的重要支撐,致密油藏的高效開發(fā)是今后相當長的一個時期內的重要戰(zhàn)略目標[1-3]。注水開發(fā)在致密油藏的應用過程中,時常面臨著注入壓力高、注水不見效等問題。由于氣體具有易流動、可降低原油黏度、降低界面張力和使原油體積膨脹等作用,學者開始探討致密油藏注氣開發(fā)的可行性。目前,國內外的科研機構已經將注氣工藝視為除了熱采等提高原油采收率措施之外的首選,與傳統(tǒng)的注水驅替相比較,注氣混相驅替更有可為,平均提高采收率約為16.40%[4-6]。

1 研究區(qū)概況

M區(qū)塊為致密油藏,儲層物性較差,孔隙度、滲透率低,儲層平均孔隙度為17%,儲層主體覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2。由于儲層孔喉細小(主流半徑集中在1 μm),注水啟動壓力高(0.2 MPa/m),難以建立有效驅替,導致M區(qū)塊大部分油井因無能量補充已失效或處于低產階段,M區(qū)塊急需轉變開發(fā)方式,改善開發(fā)效果,提高采收率。

2 致密油藏注CO2提高采收率機理

2.1 CO2驅油機理

研究區(qū)塊屬于致密油藏,目前仍處于開發(fā)早期,油藏采出程度低,基本不含水,有利于CO2驅注采工藝的實施油藏埋深在3 500～3 900 m,原始地層壓力39～58 MPa,壓力系數1.2～1.53,地飽壓差大,地層易與CO2形成混相。

CO2混相驅作為提高石油采收率的重要方法之一,其基本原理是將注入的CO2在油藏地質條件下和原油達到混相,主要通過消除相間界面張力和孔隙介質的毛管力以降低油藏內殘余油飽和度,進而達到提高原油采收率的目的[7-9]。在CO2混相驅替過程中,其最重要的提高采收率機理是通過抽提原油中的輕質成分,實現油氣混相,大幅度降低毛細管力,提高原油流動性[10-12]。其次,CO2注入可以溶蝕地層部分礦物成分,以使其疏通微小孔喉,孔隙變大,連通性變好,明顯改善巖心滲透性。此外，注入CO2過程中原油體積膨脹,可有效補充地層能量。

2.2 CO2混相驅油室內評價

2.2.1 地層原油注CO2相態(tài)試驗

針對研究區(qū)地層油,在地層溫度下進行CO2膨脹實驗,目的是研究CO2注入后對流體的相態(tài)影響。將CO2按照物質的量的百分數為0%、10%、20%、30%、40%、50%、60%及70%加入到原油中,每次加氣后逐漸加壓使CO2氣體在油中充分溶解達到單相,測定CO2對原油飽和壓力、膨脹系數、原油黏度及密度的影響。試驗結果表明:(1)隨著注入CO2量的增加,地層原油飽和壓力逐漸升高,表明地層油對CO2有較強的溶解能力;(2)隨著原油中溶解CO2量的增多,地層油體積膨脹系數增大,表明CO2具有較強的膨脹地層原油的能力;(3)隨著原油中溶解的CO2量的增加,地層油黏度降低,表明CO2對地層油有很好的降黏效果,可以改善地層油的流動性;(4)CO2注入后,隨注入CO2比例逐漸增大,地層原油性質逐漸變好,其輕質組分逐漸增多,重質組分相對減少。因此,地層原油密度也逐漸減小。

2.2.2 地層原油注CO2最小混相壓力試驗

為探索研究區(qū)注CO2提高采收率的可行性,開展注CO2的最小混相壓力測定。實驗壓力共選擇了6組,其中,21、23、25 MPa下的原油采出程度分別為65.02%、74.08%、82.93%,屬于非混相狀態(tài)。而其他3組壓力,27、29、31 MPa下的原油采出程度分別為90.36%、94.36%、96.66%,屬于混相狀態(tài)。

根據原油的最終采出程度隨壓力的變化,分別做非混相和混相時的直線,兩條直線的交點所對應的壓力即為在該油藏溫度下注CO2時的最小混相壓力,約為26.5 MPa,如圖1所示,其中VP為孔隙體積。

圖1 M區(qū)注CO2最小混相壓力實驗

2.2.3 全直徑長巖心驅替試驗

針對研究區(qū)實際巖心(57.05 cm),在地層溫度下,開展長巖心驅替試驗,對該組巖心先進行水驅,在含水率達到100%時,停止注水,開始注CO2,這時水驅的驅替效率為45.99%。隨著CO2注入量的增加,驅替效率增加,此后氣油比急速上升,隨著CO2注入量的繼續(xù)注入,驅替效率不再增加,水驅后CO2混相驅最終的驅替效率為84.77%,水驅后CO2驅驅替效率比水驅提高了38.7%,如圖2所示。

圖2 M區(qū)水驅后轉CO2驅采收率曲線

3 CO2混相壓裂試驗方案

基于CO2混相驅油機理及室內實驗結果,結合研究區(qū)實際油藏情況,開展CO2混相驅先導試驗方案,試驗致密油藏定向井能量補充開發(fā)方式,提高單井產量,最終提高致密油藏采收率的目的。

3.1 試驗區(qū)的優(yōu)選

基于以下選區(qū)原則開展試驗區(qū)優(yōu)選:儲層連通性好,剩余儲量規(guī)模大;對應油井數多,便于壓裂效果評價;井況簡單,工藝實施難度小。優(yōu)選研究區(qū)M9井區(qū)為試驗井組,該井組砂體規(guī)模較大,砂體寬帶200～350 m,砂體厚度2～17.4 m,井間砂體連通率45%～72%。該試驗區(qū)共6口井(1注5采),控制地質儲量41.5×104t。

3.2 開發(fā)技術政策優(yōu)化

基于試驗區(qū)地質特征,建立數值模擬地質模型,開展試驗區(qū)歷史擬合,基于油藏數值模擬技術開展CO2混相驅壓裂技術政策優(yōu)化[13-14]。

3.2.1 壓裂前置段塞介質優(yōu)選

分別設置CO2、水基壓裂前置段塞方案與基礎方案(水驅),對比3 a后累計產油變化,結果顯示壓裂方案優(yōu)于基礎方案,前置CO2段塞效果優(yōu)于水基壓裂方案(圖3)。從單井日產油曲線也可以看出,前置CO2段塞效果最優(yōu)(圖4)。

圖3 不同注入介質階段累計產油曲線

圖4 單井日產油曲線

3.2.2 注入量優(yōu)化

(1)數值模擬法。設置不同CO2注入量,模擬不同注入量下的增油量。得到CO2注入VP數與增油量的關系曲線(圖5),結果表明注入0.08HCPV后,采出程度增加幅度明顯變緩,且壓力系數恢復到原始地層壓力系數,因此確定注入量為0.08HCPV,折合地面注入量為3 300 m3。

圖5 不同注入體積與增油量折線圖

(2)物質平衡法。根據物質平衡法,得到壓力系數與注入量關系曲線(圖6),壓力系數為1.3時,對應注入量為3 400 m3。

圖6 不同壓力系數對應注入量折線圖

綜合數值模擬法和物質平衡法及外溢量,最終確定液態(tài)CO2注入量為3 500 m3。

3.2.3 注入速度優(yōu)化

設置注入速度分別為500、1 000、1 500、2 000 m3/d,對比階段末的采出程度,結果顯示(圖7),隨著注入速度增加,采出程度逐漸升高,當注入速度達到1 500 m3/d后,采出程度增量逐漸降低,因此選取注入速度1 500 m3/d為最優(yōu)注入速度,因此采用壓裂車組快速注入CO2。

圖7 不同注入速度采出程度增幅變化曲線

3.2.4 年平均單井日產油論證

設置初期日產油量分別為4、6、8、10 t/d 4個方案研究合理單井日產油。結果表明(圖8),隨著日產油量增加,累計產油量逐漸增加,當日產油量達到8 t/d后增加幅度變緩,確定合理的日產油量為8 t/d。

圖8 單井日產油對應采出程度曲線

3.2.5 混相壓裂驅替輪次

通過計算不同驅替輪次下的增油量研究合理的驅替輪次。結果表明,隨著壓裂驅替輪次增加,增油量逐漸減小(圖9),根據油田壓裂措施增油界限圖版判斷(圖10),油價60美元/桶、措施費用500萬時對應的增油界限為2 237 t,確定混相壓裂驅替輪次為4輪次。

圖9 不同輪次增油量對比圖

圖10 壓裂措施增油界限圖版

3.2.6 方案設計與比選

基于相同注入量,針對M9井組設置5個比選方案,如表2所示。方案一無措施基礎方案;方案二為注入井M9井混相壓裂,對應油井無措施;方案三為注入井M9井混相壓裂,油井M9-1、M9-2井混相壓裂;方案四為注入井M9井混相壓裂,油井M9-3、M9-4井混相壓裂;方案五為注入井M9井混相壓裂,油井M9-1、M9-2、M9-3、M9-4井混相壓裂。通過對比5個方案階段末的采出程度,確定最優(yōu)方案。

數值模擬結果顯示方案二即水井混相壓裂,油井不壓裂效果最好,井組預測階段末期采出程度最高達到10.7%,較目前采出程度提高了7.9%,投入產出比為1∶2.06,主要是該井組采出程度低,連通性好,建立井間驅替可有效提高儲量動用程度,增加單井產量。方案一即按目前開發(fā)方式繼續(xù)生產的基礎方案效果最差,預測階段末期采出程度僅為4.9%。這主要是因為按當前開發(fā)方式生產,油井完全依靠彈性能量開發(fā),加上地層天然能量不足,采油速度低,生產效益差(表2)。

表2 不同方案技術經濟評價結果表

3.2.7 指標預測

針對最優(yōu)方案開展指標預測,評價期內M9井組CO2混相壓裂方案累計產油3.27×104t,階段末采出程度10.7%,提高采收率7.9%;較基礎方案增油2.19×104t,平均單井累計增油0.4×104t,采出程度較基礎方案提高5.2%。

4 CO2混相壓裂現場應用

2018年9月M區(qū)塊實施CO2混相壓裂——吞吐現場試驗井1口(M9-11井),注入液態(tài)CO2450 m3,折合地下體積0.02HCPV。該井增油效果明顯,截止到目前累計增油2 213 t,投入產出比1∶1.8。該井注氣8天后鄰井M9-11井見效,有效期約20 d,增油106 t。

5 結 論

(1)注CO2驅主要通過壓裂快速注入CO2,達到降低原油滲流阻力、降低啟動壓力梯度,以達到補充能量、提高驅替效率,提高油田開發(fā)效益的目的。

(2)根據該研究區(qū)地質特征,進行CO2驅技術政策論證,確定注入井注入液態(tài)二氧化碳3 500 m3,注入速度1 500 m3/d,驅替4輪次,壓裂后單井產能8噸。預計M9井組可有效提高采收率7.9%,該項研究成果對同類油藏改善開發(fā)效果具有指導意義。