瑪湖凹陷致密礫巖油藏CO2異步吞吐提高采收率

鄧振龍，王鑫，譚龍，張記剛，陳超，宋平

（中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

隨著油氣勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，非常規(guī)油氣資源日益引起高度重視[1]。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷非常規(guī)油氣資源豐富，其三疊系百口泉組主要發(fā)育致密礫巖油藏，儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)[2-4]。采用水平井體積壓裂的方式開發(fā)，存在產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大、采收率低的問題[5]，亟需探索增能穩(wěn)產(chǎn)新技術(shù)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與礦場實(shí)踐均表明，CO2吞吐可有效提高油氣采收率[6-9]。由于CO2優(yōu)越的超臨界性質(zhì)，其驅(qū)油能力優(yōu)于天然氣、N2、空氣和煙道氣等[10]。與其他技術(shù)相比，CO2吞吐適用范圍廣，且成本低，見效快[11-12]。前人主要從2個(gè)方面對CO2吞吐效果影響因素進(jìn)行了研究，一方面是油藏及原油性質(zhì)，包括含油飽和度、儲(chǔ)集層滲透率、原油黏度等[13-15]，認(rèn)為儲(chǔ)集層厚度和滲透率與CO2吞吐效果呈正相關(guān)，但滲透率越大，增油幅度越小[16]；另一方面是注采參數(shù)及相關(guān)工藝，包括注入速度、燜井時(shí)間、水平井水平段長等[17-19]。有學(xué)者通過開展CO2吞吐實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在低于最小混相壓力時(shí)，采收率隨注入壓力的升高而升高，當(dāng)壓力高于最小混相壓力時(shí)，提高注入壓力，采收率增幅基本不變[20]。此外，周期注氣量、注氣速度、燜井時(shí)間等都是影響單井吞吐效果的重要因素[21]。前人從可行性研究與水平井現(xiàn)場試驗(yàn)2 方面分析了瑪湖凹陷致密礫巖油藏CO2吞吐提高采收率的效果[22-23]，但吞吐模式以同步吞吐為主，關(guān)于CO2異步吞吐的研究甚少。CO2異步吞吐通過改變吞吐井與鄰井的井間生產(chǎn)壓差，提高井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度，從而提高原油采收率。本文選取瑪湖凹陷M13-3井百口泉組致密礫巖巖心，開展雙巖心并聯(lián)、測壓點(diǎn)串聯(lián)的CO2異步吞吐實(shí)驗(yàn)，對比分析不同注采參數(shù)下的原油采收率，為該類油藏CO2異步吞吐開發(fā)提供借鑒。

1 CO2異步吞吐機(jī)理

CO2吞吐是目前較為常用的提高油藏產(chǎn)量的開發(fā)方式，通過向油層注入CO2，隨后燜井，使CO2與地層中原油充分接觸并發(fā)生反應(yīng)，補(bǔ)充地層能量后再開井生產(chǎn)[24]。

CO2異步吞吐是通過CO2注氣井組的“注—采—燜”相互配合，提高井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度的開發(fā)方式，包括4個(gè)階段（圖1）：第一階段，1、3、5井注氣，2、4井關(guān)井；第二階段，1、3、5井燜井，2、4井生產(chǎn)；第三階段，2、4井注氣，1、3、5 井關(guān)井；第四階段，2、4 井燜井，1、3、5 井生產(chǎn)。如此循環(huán)，地層中形成不穩(wěn)定的壓力場，在高滲和低滲區(qū)域之間產(chǎn)生壓力差，擴(kuò)大CO2波及范圍，有效動(dòng)用井間原油，從而提高采收率。此外，一部分CO2向低滲區(qū)域擴(kuò)散，減弱驅(qū)替過程中黏性指進(jìn)，延緩氣竄的發(fā)生。

2 實(shí)驗(yàn)方法

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

瑪湖凹陷百口泉組致密礫巖油藏的溶解氣油比為140 m3/m3，以此復(fù)配實(shí)驗(yàn)所用原油，50 ℃下原油黏度為1.52 mPa·s，飽和壓力為26 MPa，目前油藏溫度為80 ℃，地層壓力為34 MPa。取自M13-3 井的巖心樣品A 和B 的滲透率分別為1.22 mD 和1.58 mD，孔隙度分別為9.86%和11.02%。實(shí)驗(yàn)用水按照實(shí)際地層水配制（CaCl2水型，礦化度為20 512.59 mg/L），實(shí)驗(yàn)用CO2純度為99.99%。

2.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

按照油藏實(shí)際設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案，考慮CO2與原油的接觸狀態(tài)并結(jié)合最小混相壓力確定注采壓力。實(shí)驗(yàn)設(shè)定溫度為80 ℃，在原始地層壓力40 MPa 下飽和M13-3井原油，考慮到原油飽和壓力為26 MPa，與CO2的最小混相壓力為26 MPa。巖心樣品A和B分別代表水平井A 和B，2 口井均從壓力為40 MPa 衰竭式開發(fā)至目前油藏地層壓力34 MPa，設(shè)計(jì)4 種方案開展CO2異步吞吐實(shí)驗(yàn)（表1）。

表1 CO2異步吞吐實(shí)驗(yàn)方案Table 1.Experimental scheme of asynchronous CO2 huff and puff

2.2.1 實(shí)驗(yàn)裝置

以雙巖心并聯(lián)、測壓點(diǎn)串聯(lián)的思路為基礎(chǔ)，參照油田實(shí)際井網(wǎng)的分布特征，設(shè)計(jì)CO2異步吞吐實(shí)驗(yàn)裝置，該裝置是由恒溫箱、驅(qū)替泵、巖心夾持器、中間容器、回壓閥、分離器、氣量計(jì)和壓力監(jiān)測系統(tǒng)構(gòu)成（圖2）。

2.2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

以方案1為例，實(shí)驗(yàn)步驟如下。

①檢查裝置氣密性，保持壓力恒定為40 MPa，若12 h 內(nèi)系統(tǒng)壓力變化小于0.5%，說明該裝置氣密性良好。

②巖心洗凈并烘干放入夾持器內(nèi)抽真空，飽和原油，模擬溫度為80 ℃、壓力為40 MPa的原始地層條件。

③將回壓閥和巖心夾持器前端的壓力增大至40 MPa，打開開關(guān)1、2、3、4、7、9，關(guān)閉開關(guān)5、6、8，2個(gè)回壓閥保持一致，分階段降低壓力至34 MPa，分別記錄各測壓點(diǎn)測定的A 井、B 井和井間壓力，采用分離器計(jì)量衰竭式開發(fā)的各井原油產(chǎn)量。

④打開開關(guān)1、2、4、6、8，關(guān)閉開關(guān)3、5、7、9，保持壓力恒定，將CO2注入A井，燜井12 h。

⑤將回壓閥2 和巖心夾持器前端的壓力增大至37 MPa，打開開關(guān)2、4、3、7，關(guān)閉開關(guān)1、5、8、9，分階段降低壓力至27 MPa，記錄各測壓點(diǎn)的壓力變化，采用分離器計(jì)量CO2異步吞吐開發(fā)的A井原油產(chǎn)量。

⑥打開開關(guān)3、2、4、6，關(guān)閉開關(guān)1、5、7、8、9，保持壓力恒定，將CO2注入B井，燜井12 h。

⑦將回壓閥1 和巖心夾持器前端的壓力增大至37 MPa，打開開關(guān)1、2、4、9，關(guān)閉開關(guān)3、5、6、7、8，分階段降低回壓閥壓力至27 MPa，記錄各測壓點(diǎn)的壓力變化，采用分離器計(jì)量CO2異步吞吐開發(fā)的B 井原油產(chǎn)量。

⑧使用有機(jī)溶劑清洗巖心，重復(fù)上述步驟，開展其余3組實(shí)驗(yàn)。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 種方案采用衰竭式開發(fā)時(shí)，原油采收率較低，均在6.00%左右，此階段的原油采收率取決于開發(fā)壓力和儲(chǔ)集層物性。CO2異步吞吐開發(fā)原油采收率約為衰竭式開發(fā)的3～5倍（圖3），CO2異步吞吐補(bǔ)充地層能量、提高采收率效果顯著。

設(shè)計(jì)A 井和B 井的注氣壓力為目前實(shí)際地層壓力（34 MPa），高于CO2與原油的最小混相壓力（26 MPa），在混相狀態(tài)下注入CO2與原油界面張力為0，有利于CO2進(jìn)入更為致密的小孔喉區(qū)域，將衰竭式開發(fā)時(shí)不能采出的原油增溶降黏，提高流度比，隨著壓力降低，原油膨脹釋放能量，CO2將原油驅(qū)替至大孔隙后采出。此外，CO2異步吞吐造成的壓力變化可以增大CO2波及范圍，進(jìn)一步提高原油采收率。

分析不同開發(fā)階段壓力監(jiān)測情況（圖4），不同方案衰竭式開發(fā)過程中，A 井和B 井壓力均有不同，這是井間存在壓力傳導(dǎo)滯后所致。

衰竭式開發(fā)階段，A 井和B 井壓力相近；B 井采用CO2異步吞吐開發(fā)階段，由于衰竭出口端在B井，因此B 井壓力低于A 井，反之亦然；單井開發(fā)過程中壓力分段衰竭，在A 井和B 井壓力相同情況下進(jìn)行下步衰竭，表明A 井和B 井是同一個(gè)油水系統(tǒng)。此外，2口井壓力同步變化，說明CO2異步吞吐可實(shí)現(xiàn)井間壓力振蕩，動(dòng)用井間儲(chǔ)量。

4 采收率影響因素

4.1 儲(chǔ)集層物性

CO2異步吞吐開發(fā)階段，不同實(shí)驗(yàn)方案B 井的原油采收率均高于A 井，采收率差值分別為1.93%、2.52%、5.37%和5.72%（圖5）。這是由于B 井物性好于A 井，孔隙發(fā)育程度更高，孔喉連通程度更高，因此滲流阻力相較于A 井更小，更有利于原油流動(dòng)。當(dāng)儲(chǔ)集層物性條件較差時(shí)，應(yīng)采取相應(yīng)的儲(chǔ)集層改造措施來提高CO2異步吞吐的開發(fā)效果。

4.2 注采壓差

4種實(shí)驗(yàn)方案的注采壓差分別為10 MPa、13 MPa、14 MPa 和17 MPa，CO2異步吞吐開發(fā)階段采收率分別為19.72%、22.85%、28.16%和30.47%，單位壓差采收率分別為1.97%、1.76%、2.01%和1.79%。因此，CO2異步吞吐的注采壓差越大，采收率越高；當(dāng)注采壓差大于14 MPa 時(shí)，采收率增長趨勢變緩。此外，CO2異步吞吐開發(fā)時(shí)，井間壓差越大，井間壓力振蕩越明顯，井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度越高，采出原油越多。

對比不同開發(fā)壓力和注氣壓力下的原油采收率，結(jié)果表明，當(dāng)注氣壓力為37 MPa和40 MPa時(shí)，開發(fā)壓力降低4 MPa，采收率分別提高8.44%和7.62%，單位降低開發(fā)壓力提高采收率約2.00%（表2）。因此，CO2異步吞吐開發(fā)的注氣壓力一定時(shí)，減小開發(fā)壓力，可較大幅度提高原油采收率。當(dāng)開發(fā)壓力一定時(shí)，注氣壓力增大3 MPa，采收率只提高2.31%～3.13%，即單位增大注氣壓力提高采收率僅1.00%左右。此外，由于氣體的強(qiáng)壓縮性，注氣壓力越大，所需氣體越多，增大注氣壓力越困難。因此，在CO2異步吞吐開發(fā)階段，通過降低開發(fā)壓力提高采收率的效果優(yōu)于提高注氣壓力。

4.3 吞吐時(shí)機(jī)

4.3.1 飽和壓力

CO2異步吞吐的壓力分階段降低，開發(fā)壓力分別為36 MPa、31 MPa、27 MPa、26 MPa 和23 MPa 時(shí)，原油采收率分別為3.36%、11.30%、21.28%、24.26%和29.32%。當(dāng)開發(fā)壓力大于飽和壓力時(shí)，開發(fā)壓力越接近原油飽和壓力，CO2異步吞吐效果越好，原油采收率越高；當(dāng)開發(fā)壓力小于飽和壓力時(shí)，溶解氣膨脹析出，提供動(dòng)力，攜帶原油產(chǎn)出，采收率提高，當(dāng)油藏壓力低于飽和壓力后，注氣增能難度增大，因此CO2異步吞吐時(shí)開發(fā)壓力應(yīng)保持在飽和壓力之上。

4.3.2 注氣壓力

自壓力為40 MPa 衰竭式開發(fā)至34 MPa 后，進(jìn)行CO2異步吞吐開發(fā)，先使壓力恢復(fù)至40 MPa，再生產(chǎn)降壓至34 MPa，以其單位壓差采收率為例，對比分析CO2異步吞吐前后的開發(fā)效果。當(dāng)壓力降至34 MPa時(shí)，CO2異步吞吐的單位壓差采收率均高于衰竭式開發(fā)（表3），表明燜井期間CO2與原油的混相有利于采收率的提高，因此注氣壓力應(yīng)盡量高于最小混相壓力26 MPa。

表3 不同開發(fā)方式單位壓差采收率對比Table 3.Oil recovery factors per unit pressure difference in different development schemes

5 結(jié)論

（1）瑪湖凹陷致密礫巖油藏經(jīng)CO2異步吞吐開發(fā)后，原油采收率約為衰竭式開發(fā)的3～5倍，CO2異步吞吐開發(fā)是提高原油采收率的有效手段。

（2）儲(chǔ)集層物性越好，滲流阻力越小，CO2異步吞吐提高采收率的效果越好；注采壓差越大，壓力振蕩效果越顯著，采出原油越多；CO2異步吞吐開發(fā)階段，通過降低開發(fā)壓力提高采收率的效果優(yōu)于提高注氣壓力。

（3）CO2異步吞吐開發(fā)階段，當(dāng)開發(fā)壓力小于飽和壓力時(shí)，溶解氣膨脹析出，注氣增能難度較大，開發(fā)壓力應(yīng)保持在飽和壓力之上；燜井期間，CO2與原油的混相有利于采收率的提高，故注氣壓力應(yīng)盡量高于最小混相壓力。