五點(diǎn)法井網(wǎng)CO2-N2驅(qū)前置CO2段塞尺寸優(yōu)化

陳濤平，畢佳琪，孫 文，張國芳，王福平

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318；2.哈爾濱石油學(xué)院石油工程系，黑龍江哈爾濱 150028）

二氧化碳驅(qū)油技術(shù)在全球應(yīng)用較廣泛，國內(nèi)外許多學(xué)者對CO2驅(qū)油做了大量研究。吉林油田于2008年建成國內(nèi)首個(gè)CO2驅(qū)國家示范工程，國內(nèi)其它油田也相繼進(jìn)行了CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，但因CO2氣源有限，目前尚未在礦場廣泛應(yīng)用。

氮?dú)鈿庠簇S富，但它與原油的最小混相壓力較高、驅(qū)油效率較低。為此，人們考慮用N2部分替代CO2進(jìn)行低滲油層開發(fā)。劉曉軍[1]開展了CO2/N2組合段塞改善驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，結(jié)果顯示該方式能有效發(fā)揮CO2和N2驅(qū)油的優(yōu)勢。孫楊[2]、陳濤平[3-4]的研究均指出，利用N2作為前置CO2段塞的頂替介質(zhì)有助于提高采收率，但CO2段塞需一定的長度，以免N2突破CO2段塞氣竄。趙斌[5]利用細(xì)管數(shù)模和巖芯實(shí)驗(yàn)研究了CO2-N2驅(qū)中前置CO2段塞的合理尺寸，但實(shí)際油田中注采井都是以井網(wǎng)的形式存在，與室內(nèi)細(xì)管模型或巖芯實(shí)驗(yàn)有較大區(qū)別。正如趙鳳蘭等[6]所指的那樣，CO2在實(shí)際油層的驅(qū)油過程中，將歷經(jīng)混相、近混相和非混相幾個(gè)階段，其驅(qū)油效率遠(yuǎn)低于實(shí)驗(yàn)室完全混相驅(qū)條件下的驅(qū)油效率；于此同時(shí)，井網(wǎng)單元中的注采總壓差比實(shí)驗(yàn)條件下大得多，能使后續(xù)N2的彈性膨脹作用得以充分發(fā)揮。因此，探索多種因素綜合作用下，低滲、特低滲透油層五點(diǎn)法井網(wǎng)CO2-N2驅(qū)的最優(yōu)前置CO2段塞尺寸具有實(shí)際意義。

1 低滲透油層

類比YS油田的實(shí)際情況，用CMG油藏?cái)?shù)值模擬軟件計(jì)算了五點(diǎn)法井網(wǎng)油層滲透率30×10-3μm2、井距300m時(shí)CO2-N2驅(qū)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。研究所用模型與文獻(xiàn)[7]的相同，原油飽和壓力4.704MPa下的氣油比22.3m3/m3，原油粘度3.756mPa·s，二氧化碳—原油的最小混相壓力25.9MPa?，F(xiàn)按照極限氣油比和極限日產(chǎn)油量兩種約束條件分別計(jì)算采收率等相關(guān)指標(biāo)。

1.1 極限氣油比約束條件

在極限氣油比1500m3/m3的約束條件下，低滲透油層不同驅(qū)替方案采收率與CO2段塞尺寸關(guān)系曲線如圖1所示。由圖1可知，隨著CO2段塞尺寸的增加，CO2-N2驅(qū)的采收率不斷增大，且始終高于全CO2驅(qū)的采收率，當(dāng)CO2段塞達(dá)到0.4PV（Pore Volume，PV）后，采收率開始趨于平穩(wěn)并接近全CO2驅(qū)的采收率。表明在CO2-N2驅(qū)中，N2補(bǔ)充了地層能量，驅(qū)動(dòng)了被CO2混相的原油，進(jìn)而提高了采收率；相同采收率下，CO2-N2驅(qū)所需CO2的量少于全CO2驅(qū)的量。

為了從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度優(yōu)選CO2段塞的最優(yōu)尺寸，計(jì)算了注不同尺寸CO2段塞時(shí)的CO2-N2驅(qū)與CO2驅(qū)的噸油氣體成本，其中，標(biāo)況下N2價(jià)格取1.47元/m3，CO2價(jià)格取0.87元/m3，結(jié)果如圖2所示。由圖2可以看出，隨著CO2段塞尺寸的增加，CO2-N2驅(qū)的噸油氣體成本曲線呈“W”狀，且在CO2段塞尺寸為0.4PV時(shí)，獲得最小值。

綜合分析圖1、圖2可知，與0.6PV的CO2段塞相比，雖然0.4PV的CO2段塞的采收率降低了3.35%，但卻減少0.2PV（三分之一）的CO2注入量。因此，低滲透油層極限氣油比約束條件下CO2-N2驅(qū)的前置CO2段塞最優(yōu)尺寸為0.4PV，此時(shí)采收率為58.19%。

圖1 低滲油層采收率曲線

圖2 低滲油層噸油氣體成本曲線

1.2 極限日產(chǎn)油量約束條件

按照極限單井日產(chǎn)油量17m3/d約束條件，計(jì)算不同驅(qū)替方案的采收率，并將極限氣油比和極限日產(chǎn)油量兩種約束條件下的采收率與CO2段塞尺寸關(guān)系曲線繪制在同一圖中，結(jié)果如圖3所示。

由圖3可以看出，因日產(chǎn)油量約束條件會(huì)在氣油比約束條件后繼續(xù)注氣，其總注入PV數(shù)比氣油比約束條件的大，其采收率自然高于氣油比約束條件的采收率，0.4PV CO2段塞時(shí)，其采收率高6.56%。

圖3 低滲油層不同約束條件下采收率曲線

極限氣油比和極限日產(chǎn)油量兩種約束條件下低滲透油層的噸油氣體成本曲線如圖4所示。

圖4 低滲油層不同約束條件下噸油氣體成本曲線

結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)分析圖3、圖4可知，相對于極限氣油比約束條件，極限日產(chǎn)油量約束條件下后續(xù)注入的N2較多，而采收率提高幅度較小，故其噸油氣體成本較高。但值得注意的是：注0.4PV前置CO2段塞時(shí)，極限日產(chǎn)油量約束條件的采收率為64.75%，比極限氣油比約束條件的采收率58.19%高6.56%，且噸油氣體成本比極限氣油比約束條件的噸油氣體成本低35.18元，此為最優(yōu)的CO2段塞注入量及生產(chǎn)方式。

1.3 衰竭期開采動(dòng)態(tài)

低滲透油層0.4PV前置CO2段塞的CO2-N2驅(qū)生產(chǎn)至極限約束條件后，停注轉(zhuǎn)入衰竭期開采，此后僅靠油層中剩余氣體彈性膨脹能驅(qū)替至單井日產(chǎn)氣量小于100m3/d時(shí)，關(guān)井結(jié)束生產(chǎn)。低滲透油層五點(diǎn)法井網(wǎng)CO2-N2驅(qū)衰竭期原油采收率等技術(shù)指標(biāo)數(shù)據(jù)見表1。

由表1可知，低滲透油層0.4PV前置CO2段塞CO2-N2驅(qū)極限氣油比約束條件下衰竭生產(chǎn)期的階段原油采收率為5.53%，注入氣回采率76.10%，不僅提高原油采收率，同時(shí)也回采注入氣超過總注入氣量的四分之三，貢獻(xiàn)較大；極限日產(chǎn)油量約束條件下，雖然衰竭生產(chǎn)期的階段采收率極低(0.56%)，但回采注入氣也超過總注入氣量的三分之一（36.20%），這些回采注入氣經(jīng)處理后仍可回注油層提高采收率。

表1 低滲油層CO2-N2驅(qū)衰竭期技術(shù)指標(biāo)

2 特低滲透油層

特低滲透油層五點(diǎn)法井網(wǎng)單元模型滲透率3×10-3μm2，其余參數(shù)同低滲油層五點(diǎn)法井網(wǎng)單元模型。

2.1 極限氣油比約束條件

在極限氣油比1500m3/m3的約束條件下，特低滲透油層不同驅(qū)替方案的采收率與CO2段塞尺寸關(guān)系曲線如圖5所示。由圖5可知，隨著CO2段塞尺寸的增加，CO2-N2驅(qū)的采收率不斷增大，當(dāng)前置CO2段塞達(dá)到0.4PV時(shí)，采收率開始趨于平穩(wěn)，且始終高于全CO2驅(qū)的采收率；同一采收率下，CO2-N2氣驅(qū)所需CO2的量低于全CO2驅(qū)的量。

圖5 特低滲油層采收率曲線

為了從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度優(yōu)選CO2段塞最優(yōu)尺寸，計(jì)算了注不同尺寸CO2段塞時(shí)CO2-N2驅(qū)與CO2驅(qū)的噸油氣體成本。結(jié)果如圖6所示。由圖6可以看出，隨著CO2段塞PV數(shù)的增加，CO2-N2驅(qū)的噸油氣體成本曲線呈“W”狀，且在CO2段塞為0.4PV時(shí)，獲得最小值。

綜合分析圖5、圖6可知，特低滲透油層極限氣油比約束條件下CO2-N2驅(qū)中最優(yōu)前置CO2段塞尺寸應(yīng)為0.4PV，此時(shí)采收率為62.98%。

圖6 特低滲油層噸油氣體成本曲線

2.2 極限日產(chǎn)油量約束條件

按照極限單井日產(chǎn)油量2m3/d的約束條件，計(jì)算不同驅(qū)替方案的采收率數(shù)，并將極限氣油比和極限日產(chǎn)油量約束條件下的采收率與CO2段塞尺寸關(guān)系曲線繪制在同一圖中，結(jié)果如圖7所示。

圖7 特低滲油層不同約束條件下采收率曲線

由圖7以看出，由于極限日產(chǎn)油量約束條件的總注入氣量比極限氣油比約束條件的大，其采收率也較高，注0.4PV CO2段塞時(shí)，其采收率高4.36%。

極限氣油比和極限日產(chǎn)油量兩種約束條件下特低滲透油層的噸油氣體成本曲線如圖8所示。

圖8 特低滲油層不同約束條件下噸油氣體成本曲線

結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)分析圖8可知，相對于氣油比約束條件，日產(chǎn)油量約束條件下后續(xù)注N2較多、采收率提高幅度較小，因而噸油氣體成本較高。但注0.4PV的CO2段塞時(shí)，日產(chǎn)油量約束條件的噸油氣體成本比氣油比約束條件的噸油氣體成本低21.64元。

一般而言，相對于極限氣油比約束條件，極限日產(chǎn)油量約束條件下的CO2-N2驅(qū)可獲得更高的采收率，但后期需要注入大量的氣體且采收率提高幅度較小，故其氣驅(qū)效益一般較低。因此，若想獲得較好的氣驅(qū)效益，可選擇氣油比約束條件來結(jié)束采油生產(chǎn)；若想獲得較高的采收率，可選擇日產(chǎn)油量約束條件來結(jié)束采油生產(chǎn)。但值得注意的是，低滲或特低滲透油層0.4PV前置CO2段塞的CO2-N2驅(qū)時(shí)，按照日產(chǎn)油量約束條件結(jié)束采油生產(chǎn)不僅可以獲得較高的采收率，而且其噸油氣體成本也最低，是最佳的生產(chǎn)方式。

2.3 衰竭期開采動(dòng)態(tài)

特低滲透油層五點(diǎn)法井網(wǎng)CO2-N2驅(qū)衰竭期原油采收率等技術(shù)指標(biāo)數(shù)據(jù)見表2。

表2 特低滲油層CO2-N2驅(qū)衰竭期技術(shù)指標(biāo)

由表2可知，特低滲透油層0.4PV前置CO2段塞CO2-N2驅(qū)極限氣油比約束條件下衰竭生產(chǎn)期的階段原油采收率為4.70%，注入氣回采率66.65%，回采注入氣超過總注入氣量的三分之二；極限單井日產(chǎn)油量約束條件下，雖然衰竭生產(chǎn)期的階段采收率很低(1.15%)，但回采注入氣接近總注入氣量的一半（45.81%）。

3 結(jié)論

（1）在低滲、特低滲五點(diǎn)法井網(wǎng)中，CO2-N2驅(qū)中前置CO2段塞尺寸均以0.4PV為宜，按照日產(chǎn)油量約束條件結(jié)束采油生產(chǎn)不僅可以獲得較高的采收率，且其噸油氣體成本也最低，是最佳的生產(chǎn)方式。

（2）在按日產(chǎn)油量約束條件結(jié)束采油生產(chǎn)后的衰竭期，原油采收率增幅很小（0.56%～1.15%），但注入氣回采率較大（36.2%～45.8%），回收注入氣是該階段的主要貢獻(xiàn)，且所回采的注入氣經(jīng)處理后仍可繼續(xù)注入油層提高采收率。