準(zhǔn)噶爾盆地東部北10 井區(qū)中深層稠油CO2非混相驅(qū)油技術(shù)

許海鵬 張新奇 劉 蕊 夏近杰 王 倩 董 宏

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

0 引 言

中國稠油資源較為豐富，占全國探明資源量的20%以上，展現(xiàn)出較強的開發(fā)前景。隨著石油需求的不斷增長，特別是稠油在中國石油化工行業(yè)中戰(zhàn)略地位的提高，對稠油進(jìn)行經(jīng)濟開采越來越受到重視。對于普通稠油油藏，常規(guī)水驅(qū)即可使采收率達(dá)到20%以上。對于特稠油和超稠油油藏來說，根據(jù)稠油黏度對溫度敏感的特點，采用以注蒸汽為主要形式的蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、氣體輔助重力驅(qū)（SAGD）等熱力開采方法，可使采收率達(dá)到50%。對于一些不適合注蒸汽開采或者蒸汽吞吐后期不能轉(zhuǎn)驅(qū)的稠油油藏來說，利用火驅(qū)的開采方法，通過注入空氣或富氧氣體作為助燃劑，在地下形成火墻向生產(chǎn)井推進(jìn)，在理論上可使采收率達(dá)到90%以上［1-4］。

北10 井區(qū)頭屯河組油藏屬于典型的強水敏中深層稠油油藏，受限于井區(qū)油藏物性，傳統(tǒng)稠油開采方法在北10 井區(qū)表現(xiàn)出很強的不適用性，針對這類油藏動用則需要提出新的開采手段。室內(nèi)研究和礦場試驗已證明CO2驅(qū)是一種能顯著提高油井生產(chǎn)能力和油藏采收率方法，CO2作為驅(qū)油劑已被國內(nèi)外廣泛采用。

目前國內(nèi)外對CO2驅(qū)開展研究的對象多是稀油油藏，而在稠油油藏中的研究與應(yīng)用則較少［5-8］。本文通過開展原油注CO2膨脹實驗和長巖心驅(qū)替實驗，定量評價了CO2對井區(qū)稠油的膨脹降黏能力和驅(qū)替效率，針對試驗區(qū)生產(chǎn)現(xiàn)狀提出“非混相驅(qū)+吞吐”措施，利用數(shù)值模擬手段，在歷史擬合的基礎(chǔ)上優(yōu)化注采參數(shù)得到最優(yōu)方案并預(yù)測開發(fā)指標(biāo)，最終使油藏得到有效動用，為中深層強水敏稠油油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 北10油藏地質(zhì)特征及開發(fā)簡況

1.1 儲層及流體特征

北10 井區(qū)侏羅系頭屯河組油藏總體表現(xiàn)為北高南低的鼻狀構(gòu)造，地層傾角為1.7°~9.1°，油層在平面上分布連續(xù)，各小層之間泥巖隔層平面上連續(xù)穩(wěn)定分布，未見明顯水層，為受斷裂切割的巖性油藏。油層平均厚度為33.4 m，平均孔隙度為22.28%，平均滲透率為37.39×10-3μm2，屬中孔、中低滲儲層。油藏平均埋深為1 987 m，50 ℃地面原油黏度平均為1 585 mPa·s，原始地層壓力為31.75 MPa，地層壓力系數(shù)為1.63，飽和壓力為11.4 MPa，地溫梯度為2.4 ℃/100 m，屬于異常高壓、正常溫度系統(tǒng)的中深層未飽和稠油油藏。井區(qū)儲層膠結(jié)疏松易出砂，出砂粒徑集中在41~60 μm。儲層速敏滲透率損失84.8%，水敏滲透率損失94.2%，屬于強速敏、極強水敏性儲層。井區(qū)原油油質(zhì)偏稠易乳化，乳狀液的粒徑處于1~5 μm，穩(wěn)定性強（30 d 無變化），可堵塞水敏后剩余大部分孔隙（0.1~10.0 μm）。

1.2 開發(fā)簡況

北10 井區(qū)侏羅系頭屯河組油藏于1991 年至2015 年完鉆探井12 口，開發(fā)井13 口，采用衰竭式開發(fā)，長期試采井12 口，初期單井產(chǎn)能1.0~5.3 t/d，平均3.0 t/d，多口井長期自溢生產(chǎn)，單井產(chǎn)能低，探明近30 a 一直未獲有效動用。為提高單井產(chǎn)能，2017 年在油藏中部實施7 注12 采注水試驗。截至目前，注水試驗區(qū)有11 口井注水見效，見效時間73~506 d，日增油21.1 t，累計增油7 781 t，整體見效明顯。但油井受原油黏度影響見效差異大，試驗區(qū)東南部原油黏度偏低區(qū)域油井見效明顯，西北部黏度偏高區(qū)域見效差。另外受原油乳化和注入水配伍性差的影響，試驗區(qū)注水井井口壓力逐漸升高，換算地下接近地層破裂壓力，日注水量也逐漸減小，7 口注水井中已關(guān)停3 口，采出程度僅為5.5%。

2 室內(nèi)實驗

2.1 地層原油性質(zhì)

首先取井區(qū)注水試驗區(qū)的地面原油和井口分離氣配置地層原油并做井流物測試，分析得到地面脫氣原油密度為0.937 1 g/cm3，地層原油密度為0.906 4 g/cm3，脫氣原油黏度為1 711.0 mPa·s，地層原油黏度為648.2 mPa·s，氣油比為28.0 m3/m3，地層原油體積系數(shù)為1.053 6，飽和壓力為12.91 MPa。井流物中C1+N2摩爾分?jǐn)?shù)為29.16%，CO2+C2-10摩爾分?jǐn)?shù)為9.42%，C11+摩爾分?jǐn)?shù)為61.42%。

2.2 原油注CO2膨脹實驗

在飽和原油的基礎(chǔ)上進(jìn)行地層溫度條件下的6次加氣膨脹實驗，分別測定CO2不同摩爾分?jǐn)?shù)下的原油黏度、體積膨脹系數(shù)、飽和壓力、氣油比、原油密度等變化規(guī)律，分析注氣驅(qū)油機理，實驗結(jié)果如表1 所示。

表1 地層原油注CO2膨脹實驗結(jié)果Table 1 Experiment results of oil expansion by CO2 injection

實驗結(jié)果表明，隨著原油中注入CO2摩爾分?jǐn)?shù)的逐漸增大，地層原油的飽和壓力明顯升高，地層原油的體積膨脹系數(shù)、氣油比也逐漸增大，起到了一定的注氣增溶效果。地層原油密度隨著CO2的注入也逐漸減小，當(dāng)CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到50%時，原油黏度顯著下降，降黏率達(dá)88%?？梢娡ㄟ^注入CO2大幅降低原油黏度是其主要的開采機理。

2.3 CO2與地層原油的最小混相壓力實驗

對地層原油進(jìn)行最小混相壓力測試，采用細(xì)管法、PVTsim 法、界面張力法3 種實驗方法確定井區(qū)稠油注CO2的最小混相壓力，實驗結(jié)果如表2所示。

表2 不同實驗方法下最小混相壓力測試結(jié)果Table 2 MMP test results of different experiment methods

綜合實驗結(jié)果，最終確定井區(qū)地層原油與CO2最小混相壓力為49.0~55.0 MPa，接近地層的破裂壓力（平均54.3 MPa），因此CO2在驅(qū)替原油過程中為非混相驅(qū)。

2.4 長巖心注CO2驅(qū)替實驗

對地層原油開展長巖心驅(qū)替實驗，研究CO2非混相驅(qū)驅(qū)油效率。實驗采用人造長巖心，巖心長度為31 cm，直徑為4.5 cm，滲透率為176×10-3μm2，孔隙度為18.7%，含油飽和度為75.9%，設(shè)置實驗環(huán)境溫度為52 ℃，回壓為32 MPa。

驅(qū)替實驗以0.26 mL/min 的速度注CO2至產(chǎn)出端不出油，記錄產(chǎn)出端原油采收率隨CO2注入量的變化規(guī)律，實驗結(jié)果如圖1 所示。

圖1 長巖心驅(qū)替實驗過程累計采收率及注采壓差隨CO2累計注入量的變化Fig. 1 Variation of cumulative recovery and injection-production pressure difference with cumulative CO2 injection during long core displacement experiment

從圖1 中可以看到，在CO2開始注入的一段時間內(nèi)產(chǎn)出端不出油，此時以溶解降黏和擴散作用為主，驅(qū)替能力較弱，注采壓差逐漸升高，直到累計注入量達(dá)到0.40 PV 后，產(chǎn)出端大量出油，采收率顯著增加，注采壓差開始降低，構(gòu)建起從注入端到采出端的驅(qū)替通道，開始發(fā)揮驅(qū)替作用。待CO2累計注入量達(dá)到1.97 PV 時，新注的CO2不再擴大波及區(qū)域，采收率增加趨于平穩(wěn)，CO2驅(qū)過程結(jié)束，采收率為29.60%。從長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果中可以看到，CO2注入后首先與稠油發(fā)生溶解和擴散作用，待出口端建立起驅(qū)替通道后開始采出原油。

3 數(shù)值模擬

3.1 流體相態(tài)擬合

相態(tài)擬合是研究注入氣與地層原油之間相互作用的基礎(chǔ)工作，是正確模擬油藏注入CO2后相態(tài)變化以及預(yù)測CO2驅(qū)采收率的重要前提［9-10］。為提高數(shù)值模型計算速度，在保證實驗結(jié)果擬合精度的基礎(chǔ)上，將井流物組分進(jìn)行劈分，再按照組分性質(zhì)相近的原則將其合并為8 個擬組分。相態(tài)擬合包括井流物實驗、注氣膨脹實驗以及最小混相壓力實驗。最終得到各組分臨界參數(shù)如表3 所示。

表3 原油擬組分劃分及臨界參數(shù)Table 3 Pseudo component division and critical parameters of oil

經(jīng)過擬合可得：飽和壓力為12.90 為 MPa，實驗值為12.91 MPa，氣油比為29.1 m3/m3，實驗值為27.8 m3/m3，地層原油體積系數(shù)為1.053 6，實驗值為1.056 4，脫氣原油密度為0.937 4 g/cm3，實驗值為0.937 1 g/cm3，脫氣原油黏度為1 578.6 mPa·s，實驗值為1 711.0 mPa·s， 地層原油密度為0.905 3 g/cm3，實驗值為0.906 4 g/cm3，地層原油黏度為614.0 mPa·s，實驗值為648.2 mPa·s，最小混相壓力為52.8 MPa，實驗值為49.0~55.0 MPa。擬合精度達(dá)到要求，為后續(xù)生產(chǎn)歷史擬合和注氣指標(biāo)預(yù)測奠定重要基礎(chǔ)。

3.2 非混相驅(qū)初期生產(chǎn)特征

自2022 年12 月12 日起，北10 井區(qū)頭屯河組油藏開展了2 個CO2非混相驅(qū)試驗井組。截至2023年4 月，CO2累計注入量為8 467 t（約0.04 PV），油井自噴開采不出油，其中有2 口井表現(xiàn)為氣竄，結(jié)合長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果，目前尚未形成有效的驅(qū)替通道。

分析認(rèn)為直接驅(qū)替難以形成有效壓差，無法驅(qū)動。因此后期調(diào)整措施為油井吞吐降壓，降低地層原油黏度，形成有效驅(qū)替壓差，加快非混相驅(qū)受效［11-16］。

3.3 數(shù)值模型的建立

以北10 井區(qū)頭屯河組油藏非混相驅(qū)試驗區(qū)為例建立數(shù)值模型。模型長×寬×高為895 m×810 m×50 m，模型網(wǎng)格大小長×寬×高為5 m×5 m×1 m，縱向上共分為50 個小層，其中主要含油層系為20~49 層。模型油層平均滲透率為13.5×10-3μm2，平均孔隙度為16.9%，含油飽和度為45.6%。油層溫度為52℃，初始地層壓力為32.0 MPa，脫氣原油黏度為305.5 mPa·s。模型主要包含以B4312 和B4303兩口注氣井為中心的2 個反七點注氣開發(fā)實驗井組，模型地質(zhì)儲量為108.27×104t，井組地質(zhì)儲量為32.65×104t。模型構(gòu)造分布、孔隙度、滲透率、含油飽和度分布如圖2 所示。

圖2 油藏數(shù)值模擬模型Fig. 2 Reservoir numerical simulation model

采用CMG-GEM 模擬器進(jìn)行模擬，導(dǎo)入擬合好的流體數(shù)據(jù)后，數(shù)值模型儲量擬合誤差為0.25%，通過調(diào)整油、氣、水相滲曲線，進(jìn)行生產(chǎn)動態(tài)的定液量歷史擬合。由于在前期生產(chǎn)中油井自噴不出油，所以在擬合過程中以注氣井壓力變化為主要擬合指標(biāo)。注氣井采用定氣量擬合，注氣井壓力變化平均誤差在5%以內(nèi)，滿足后續(xù)模擬精度，擬合結(jié)果如圖3 所示。

圖3 井組生產(chǎn)歷史擬合Fig. 3 Well pattern production history matching

3.4 油井吞吐生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化

在歷史擬合的基礎(chǔ)上，開始對油井吞吐生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。注氣速度與井口壓力呈正比，通過對注氣井進(jìn)行溫壓測試，按照注氣速度要求井底壓力不能超過破裂壓力的90%原則計算，最大注氣速度為100 t/d。CO2吞吐注入量越大，累計產(chǎn)油量越高，而隨著注入量的增大，油井周圍的重質(zhì)組分也越多，會直接影響到油井的產(chǎn)出能力，最終優(yōu)化單井注入量為500 t。悶井時間與CO2擴散能力有關(guān)，現(xiàn)場以井口油壓或套壓平穩(wěn)、開井生產(chǎn)時未見明顯的自由氣為標(biāo)準(zhǔn)，具體以井口壓力穩(wěn)定和井口取樣為悶井時間依據(jù)，井口油壓或套壓平穩(wěn)為臨近點，再繼續(xù)悶井5~7 d 為開井原則，以實際高黏區(qū)1 口井為參照，吞吐期間CO2注入量為507 t，現(xiàn)場實際悶井時間為20 d，開井后生產(chǎn)正常，未見明顯的自由氣產(chǎn)生，該井悶井時間可作為參考，確定最終悶井時間為20 d。吞吐周期優(yōu)化以能否達(dá)到連續(xù)產(chǎn)出為目標(biāo)，隨著吞吐輪次的增加，日產(chǎn)油水平提高，但累產(chǎn)油趨勢增加卻不明顯；分別模擬并對比不同吞吐次數(shù)下的采收率變化，模擬結(jié)果如圖4 所示，優(yōu)選最佳吞吐次數(shù)為3 輪，實際中油井吞吐周期依據(jù)鄰井的反應(yīng)情況確定，先考慮吞吐1 個周期，如試驗取得較好的效果，可進(jìn)行后續(xù)輪次生產(chǎn)，最終方案優(yōu)化參數(shù)如表4 所示。

圖4 不同吞吐輪次下井組原油采收率隨CO2累計注入量的變化Fig. 4 Variation of oil recovery of well pattern with cumulative CO2 injection in different huff-puff cycles

表4 最優(yōu)方案生產(chǎn)參數(shù)Table 4 Production parameters of optimal plan

3.5 開發(fā)效果預(yù)測

根據(jù)最優(yōu)注采參數(shù)預(yù)測10 a 后井組采收率達(dá)21.0%，累產(chǎn)油7.14×104t；不吞吐非混相驅(qū)預(yù)測采收率16.1%，累產(chǎn)油4.55×104t，相比經(jīng)過3 輪油井吞吐再配合非混相驅(qū)生產(chǎn)累產(chǎn)油量增加2.59×104t，采收率增加4.9%，換油率為0.45 t/t。

從圖5（a）、（b）中可以看到，油井經(jīng)過3 輪吞吐，油藏平均壓力更高；從圖5（c）、（d）中可以看到，以油相CO2體積分?jǐn)?shù)大于10%為觀測CO2波及范圍指標(biāo)，與不吞吐非混相驅(qū)相比，油井經(jīng)過3 輪吞吐CO2波及范圍更大，波及范圍提高6.0%；從10 a 后含油飽和度場圖5（e）、（f）中可以看到，非混相驅(qū)初期不出油幾乎未動用，隨著CO2的注入，驅(qū)替通道逐漸形成開始采出原油，與不吞吐非混相驅(qū)相比，油井經(jīng)過3 輪吞吐后油藏動用程度更高，生產(chǎn)效果更好。

圖5 生產(chǎn)10 a后油藏中部層位開發(fā)效果模擬結(jié)果Fig. 5 Simulation results of development effect of middle horizon of reservoir after 10 a of production

4 結(jié) 論

（1）北10 井區(qū)稠油注CO2最小混相壓力高，接近地層破裂壓力（54.3 MPa），決定CO2驅(qū)替方式為非混相驅(qū)，CO2主要發(fā)揮溶脹降黏作用。

（2）北10 稠油在CO2驅(qū)替過程中首先以溶解降黏和擴散作用為主，待產(chǎn)出端建立一定驅(qū)替壓差后才開始出油，長巖心驅(qū)替采收率為29.60%。

（3）根據(jù)試驗區(qū)注氣生產(chǎn)現(xiàn)狀，提出油井注氣吞吐措施以改善非混相驅(qū)效果，通過數(shù)值模擬在生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上優(yōu)化了生產(chǎn)參數(shù)，結(jié)果表明，油井通過3 輪吞吐生產(chǎn)措施并配合非混相驅(qū)，最終采收率可達(dá)21.0%，實現(xiàn)中深層稠油的有效動用。