LZ油田CO2驅(qū)改善開發(fā)效果實(shí)踐

王 婧

LZ油田CO2驅(qū)改善開發(fā)效果實(shí)踐

王 婧

（中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇 泰州 225300）

LZ油田阜二段油藏具有儲(chǔ)層薄、特低滲、強(qiáng)非均質(zhì)性、及弱邊水驅(qū)動(dòng)的特征。油藏經(jīng)壓裂改造后能獲得一定產(chǎn)能，但遞減大；注水開發(fā)后，油井見效快水竄亦快，油藏進(jìn)入低速低效開發(fā)。通過數(shù)模量化表征油水分布規(guī)律，開展CO2驅(qū)改善開發(fā)效果研究，通過數(shù)模進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化，確定最優(yōu)實(shí)施方案。礦場初期實(shí)踐表明取得了較好增產(chǎn)效果，采油速度明顯上升，預(yù)計(jì)最終提高采收率6.4%。

特低滲； 水竄通道； 油水分布； CO2驅(qū)；提高采收率

LZ油田阜二段油藏是典型的特低滲、層狀弱邊水油藏，儲(chǔ)層薄、非均質(zhì)性強(qiáng)、主要含油層系為Ⅲ油組4、7小層。油藏需經(jīng)壓裂改造才能獲得一定產(chǎn)能，但隨后快速遞減；轉(zhuǎn)注水開發(fā)后，油井見效水竄快，或直接水竄，油藏進(jìn)入低速低效開發(fā)。CO2驅(qū)是目前低滲油藏應(yīng)用成熟的開發(fā)技術(shù)，應(yīng)用數(shù)模的方法量化表征油水分布特征，采用現(xiàn)有注采井網(wǎng)，通過數(shù)模進(jìn)行開發(fā)方式、注采參數(shù)優(yōu)化，預(yù)測最優(yōu)實(shí)施方案。礦場實(shí)施完成3注5采CO2驅(qū)井網(wǎng)，低速注入，先注后采，方案實(shí)施近1年，已取得較好的增油效果，采油速度明顯上升，預(yù)計(jì)最終提高油藏采收率6.4%。

1 研究區(qū)塊概況

1.1 地質(zhì)概況

LZ油田阜二段油藏為一被北東東向和北東向兩條斷層夾持的多油層斷鼻油藏，為典型的特低滲、層狀弱邊水油藏，含油面積1.07 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量36.65×104t，標(biāo)定采收率10.96%；主要發(fā)育三角洲前緣亞相的水下分支河道河口壩、遠(yuǎn)砂壩和前三角洲亞相的席狀砂等微相。主要含油層系為阜二段Ⅲ油組4、7小層，為低孔、低滲－特低滲細(xì)喉型儲(chǔ)層，常溫、常壓系統(tǒng)，常規(guī)原油，具有中質(zhì)、中含硫的特點(diǎn)。

1.2 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

LZ油田于2006年投入開發(fā)，儲(chǔ)層致密自然產(chǎn)能低，油井經(jīng)壓裂改造后投產(chǎn)，總體呈現(xiàn)為構(gòu)造中部產(chǎn)量高，兩邊產(chǎn)量低。天然能量開發(fā)下產(chǎn)量遞減快，年遞減率30%～50%，能量衰竭很快。2007-2009年逐步建成4注6采注水開發(fā)井網(wǎng)，以低部位注水為主，井網(wǎng)控制程度86%。注水開發(fā)后注采響應(yīng)明顯，部分油井初期受效增油顯著，但短暫受效后很快水竄，大部分油井直接水竄，在方案實(shí)施前油田日產(chǎn)油0.39 t，綜合含水40.0%，累積產(chǎn)油2.74×104t，年采油速度0.003%，采出程度3.72%，因低速低效油井轉(zhuǎn)撈油生產(chǎn)，油田基本處于癱瘓狀態(tài)。

2 油水分布規(guī)律

2.1 油藏精細(xì)描述

根據(jù)CO2驅(qū)方案需要，在區(qū)域標(biāo)志層、區(qū)塊輔助標(biāo)志層的約束下，利用旋回-厚度對(duì)比法，對(duì)油田內(nèi)生產(chǎn)井重新進(jìn)行小層對(duì)比。阜二段主力層位于阜二段四尖峰下部，標(biāo)志層明顯，縱向上劃分統(tǒng)一，平面上東西向地層整體對(duì)比性較好，局部發(fā)育差。在地層對(duì)比與劃分的基礎(chǔ)上，由東北-西南邊界、東西方向邊界建立LZ油田地質(zhì)模型，面積約0.67 km2，包含12口井。按照地層對(duì)比劃分結(jié)果，采用平面10×10 m，縱向5個(gè)小層，建立地層體積模型。LZ油田整體構(gòu)造呈現(xiàn)北高南低趨勢，北部位于構(gòu)造高部位，整體形態(tài)具有較好繼承性?？紫抖?、滲透率模型相關(guān)性較好，Ⅲ油組4小層構(gòu)造北部孔滲性好于南部，中部好于東西部；Ⅲ油組7小層構(gòu)造東部孔滲性好于西部；總體Ⅲ油組7小層孔滲性好于4小層。復(fù)算地質(zhì)儲(chǔ)量36.1×104t，復(fù)合率較高，模型可靠。

2.2 油水分布表征

以LZ油田實(shí)際油藏情況為基礎(chǔ)、結(jié)合方案設(shè)計(jì)需求將地質(zhì)模型粗化形成65×14×5的網(wǎng)格體。首先開展地質(zhì)儲(chǔ)量擬合，誤差在5%之內(nèi)，精度達(dá)到要求。基于組分模型及巖石流體數(shù)據(jù)等建立數(shù)值模型，并結(jié)合LZ油藏動(dòng)態(tài)分析，進(jìn)行歷史擬合。全工區(qū)進(jìn)行歷史擬合，保持產(chǎn)液量一定，擬合全區(qū)累積產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量及日產(chǎn)水量（圖1、圖2），區(qū)塊整體產(chǎn)量呈下降趨勢，從2016年以后相對(duì)穩(wěn)定，但是整體日產(chǎn)油較低，單井歷史擬合率90%以上，形成科學(xué)完善的預(yù)測模型。在此基礎(chǔ)上，預(yù)測目前油水分布關(guān)系，與原始含油飽和度對(duì)比，構(gòu)造中部歷史水竄通道上飽和度有所降低，但整體含油飽和度仍較高，與油藏動(dòng)態(tài)吻合（圖3、圖4）。

圖1 LZ油田累油歷史擬合

圖2 L1-6累油歷史擬合

圖3 LZ油田原始So分布

圖4 LZ油田目前So分布

3 CO2驅(qū)方案研究

3.1 CO2驅(qū)機(jī)理

LZ油田油藏埋深2 080 m，原始地層壓力19.6 MPa，CO2驅(qū)很難達(dá)到整體混相。綜合考慮CO2降黏、增能、萃取、驅(qū)動(dòng)四方面的加和作用，以及CO2的酸化作用，通過改善井筒周圍地層滲透率改變潤濕性，使巖石轉(zhuǎn)向強(qiáng)親水；降低水相滲透率，CO2與油水的相互作用導(dǎo)致油水性質(zhì)呈現(xiàn)動(dòng)態(tài)變化，降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率。同時(shí)LZ油田前期為注水開發(fā)，水竄通道上含水飽和度高，注入的CO2能溶于水中，并快速穿透水膜，從而擴(kuò)大波及。

3.2 方案研究

以油藏本身特征為基礎(chǔ)，綜合考慮地面、井筒、經(jīng)濟(jì)等因素，采用主力含油區(qū)原3注5采的注采井網(wǎng)，以彈性開發(fā)為基礎(chǔ)方案，用數(shù)模的方法開展水驅(qū)開發(fā)、水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)三種開發(fā)方式的優(yōu)選。預(yù)測開發(fā)5年后，彈性開發(fā)油藏采收率6.74%，水驅(qū)開發(fā)油藏采收率9.45%，水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)油藏采收率13.1%，水驅(qū)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)油藏采收率最高（圖5、圖6）。

圖5 LZ油田不同開發(fā)方式下累產(chǎn)油預(yù)測

LZ油田油井大部分經(jīng)壓裂改造過，平均注采井距僅211 m，參考蘇北其他油田CO2驅(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，方案采用低速注氣、先注后采的方式，預(yù)測15年生產(chǎn)指標(biāo)，日注30 t方案采收率較日注15 t方案采收率高3.6%；換油率較日注15 t方案換油率低3.1%，油價(jià)60美元/桶下，經(jīng)營現(xiàn)金正流入，認(rèn)為日注氣30 t為最優(yōu)實(shí)施方案。

圖6 LZ油田不同CO2注入量下累產(chǎn)油預(yù)測

4 礦場實(shí)施及效果

LZ油田于2020年3月實(shí)施CO2驅(qū)開發(fā)，按照方案實(shí)施3注5采井網(wǎng)（圖7），單井日注氣10 t，初期油井燜井。

圖7 LZ油田CO2驅(qū)注采井網(wǎng)圖

方案實(shí)施5個(gè)月后，監(jiān)測油藏壓力為23.3 MPa，較原始?jí)毫ι蠞q3.5 MPa，油藏能量得到一定補(bǔ)充；1～7個(gè)月后，井網(wǎng)內(nèi)3口油井見CO2氣，伴隨壓力的上漲油井逐步開井，L1-4、L1-15受效增油顯著，日增油2.9～4.0 t，油田日產(chǎn)油由0.39 t上升至5.9 t，采油速度由0.003%上升至0.04%。截止發(fā)稿，累積增油420 t，下步實(shí)施注采耦合、氣水交替等制度調(diào)整，預(yù)計(jì)最終提高采收率6.4%。

5 結(jié) 論

1）CO2驅(qū)難以達(dá)到整體混相的油田，可發(fā)揮CO2降黏、增能、萃取、驅(qū)動(dòng)作用，同時(shí)還有酸化作用，改善井筒周圍地層滲透率從而改變潤濕性，使巖石轉(zhuǎn)向強(qiáng)親水；降低水相滲透率，CO2與油水的相互作用導(dǎo)致油水性質(zhì)呈現(xiàn)動(dòng)態(tài)變化特，降低殘余油飽和度，從而提高驅(qū)油效率。

2）注水開發(fā)已經(jīng)水竄的油藏，水竄通道上含水飽和度高，注入的CO2能溶于水中，并快速穿透水膜，從而起到擴(kuò)大波及的作用。

3）經(jīng)壓裂改造過的水驅(qū)油藏，考慮前期水竄通道已經(jīng)形成，采用低速注氣、先注后采的方式，能有效恢復(fù)地層能量、擴(kuò)大波及，從而提高油藏產(chǎn)量。

［1］湯勇，杜志敏，孫雷，等. CO2在地層水中溶解對(duì)驅(qū)油過程的影響[J]. 石油學(xué)報(bào)，2011 (02).

［2］陳祖華. ZJD油田阜寧組大傾角油藏注 CO2方式探討[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2014 (06).

［3］陳祖華. 低滲透油藏CO2驅(qū)油開發(fā)方式與應(yīng)用[J]. 現(xiàn)代地質(zhì)，2015 (04).

［4］趙梓平，張寧波，朱宏綬，等. 臺(tái)興油田CO2驅(qū)細(xì)分開發(fā)提高采收率技術(shù)研究[J]. 復(fù)雜油氣藏，2016 (01).

［5］陳祖華，吳公益，錢衛(wèi)明. 蘇北盆地復(fù)雜小斷塊油藏注CO2提高采收率技術(shù)及應(yīng)用[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2020 (01).

［6］唐人選，梁珀，吳公益，等. 蘇北復(fù)雜斷塊油藏二氧化碳驅(qū)油效果影響因素分析及認(rèn)識(shí)[J]. 石油鉆探技術(shù)，2020 (01)．

Practice of Improving Development Effect of CO2Flooding in LZ Oilfield

(Taizhou Oil Production Plant of Sinopec Huadong Branch, Taizhou Jiangsu 225300, China）

The second formation of Funing in LZ Oilfield is characterized by thin reservoir, ultra-low permeability, strong heterogeneity and weak edge water drive. After fracturing, the reservoir can obtain a certain productivity, but the decrease is large. After the water injection development, the oil well response is quick and the water channeling is fast, and the oil reservoir enters low speed and low efficiency development. The distribution law of oil and water was quantitatively characterized by numerical modeling, and the development effect of CO2flooding was studied. The parameters were optimized by numerical modeling to determine the optimal implementation plan. The initial practice of the oil field showed that good stimulation effect was achieved, and the oil recovery rate increased significantly. It was estimated that the final recovery factor would be increased by 6.4%.

Extra low permeability; Water breakthrough channel; Distribution of oil and water; CO2flooding; Enhanced oil recovery

2021-02-02

王婧（1986-），女，江蘇省泰州市人，工程師，碩士，2012年畢業(yè)于成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)地質(zhì)專業(yè)，研究方向：油田開發(fā)。

TE357

A

1004-0935（2021）03-0413-03