苏北盆地草舍油田CO2混相驱替试验与效果分析

张奉东,王震亮

(1.西北大学地质学系,西安 710069;2中国石油化工股份有限公司华东分公司,南京 210019)

苏北盆地草舍油田CO2混相驱替试验与效果分析

张奉东1,2,王震亮1

(1.西北大学地质学系,西安 710069;2中国石油化工股份有限公司华东分公司,南京 210019)

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,水驱采收率仅32%。该文通过将CO2混相驱油室内试验和数值模拟结果与矿场试验相结合,进行了开采效果的理论和实际分析与对比。室内试验和数值模拟结果研究表明,采用CO2混相驱可以使该油藏采收率达到47%,比水驱油的方式提高15%。2005年7月至2009年12月,草舍油田泰州组油藏已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油3×104t,提高采收率2%,取得了显著的增产效果。因此,CO2混相驱油是有效的三次采油方法,对复杂断块油藏开展三次采油具有重要借鉴价值。

CO2混相驱油;矿场试验;提高采收率;复杂小断块油藏;泰州组;草舍油田;苏北盆地

利用CO2驱油提高油藏的采收率始于20世纪50年代,美国CO2驱油提高油气采收率技术主要是利用高纯度CO2气藏气,现已成为美国油田提高采收率的主导技术之一[1-2]。据报道,目前该技术在美国每年使用的CO2量超过3 500×104t。2006年美国油气杂志的调查显示,世界范围内提高石油采收率(EOR)的项目数为 304个,其中CO2混相/非混相驱项目94个,占总数的31%,年增产石油产量超过1 200×104t,占EOR总产量的15%。通过大量的矿场开发和应用,CO2驱油的机理已经基本明确[3-9],并已形成了以CO2混相驱/非混相驱和气水交替驱等为主导的CO2驱油技术。

苏北盆地草舍油田泰州组油藏为复杂小断块油藏,已进入油田开发的中后期,注水压力高、含水高、产量递减明显。利用同一盆地丰富的CO2资源,通过CO2驱油技术,变水驱为 CO2驱,使油田产液量稳中有升、含水率下降、注入压力降低,可明显提高草舍油田的采收率。

1 油藏的石油地质特征

草舍构造位于苏北盆地溱潼凹陷南部断阶带中段东端,是在基底隆起背景上由同生断层活动形成的逆牵引背斜构造。草舍构造轴向NNW,北东向正断层将草舍构造分割成高、中、低断阶,晚期形成的草东断层的剪切切割以及随主干断裂发育的众多次级小断裂,使草舍构造进一步复杂化。草舍油田就是发育在该构造中、南断块中、下构造层各组段油藏的总称。

泰州组油藏位于草舍油田南断块(图1)[12],构造轴线是北东向,地层呈区域性西北倾,倾角9°～14°;其南北侧为Ⅰ、Ⅱ号断层夹持,东南翼受北北东向草东断层左旋剪切,北东向的f1、f2断层将断块分割成南、中、北断块,中断块内部又被近北西向的小断层(南 1、南 2、南 3、南 4、南 5、南 6、南 7、南8)分割成9块,油气主要分布在中断块的南中Ⅰ—南中Ⅵ断块。

泰州组油层厚度较大,主要含油断块通过断层侧向连通,储层具中—低孔、低—中渗特点,其孔隙度为15.99%～22.08%,渗透率为(24.33～113.69)×10-3μm2,渗透率的变化大,非均质性严重。油藏叠合含油面积0.377 km2,探明石油地质储量142×104t,可采储量 34.1 ×104t。

2 CO2驱油试验的可行性分析

草舍油田泰州组油藏于1981年5月投入开发,1990年9月开始注水后,年产油量由1981年的0.397 6×104t上升至2000年峰值产量2.942 3×104t,是初期产量的7.4倍,随后产量步入递减,至2004年产油量已降至2.326×104t,平均年递减率5%。

图1 苏北盆地草舍油田泰州组油藏构造展布Fig.1 The distribution of structure in Taizhou Fm reservoir,Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin

2.1 油藏水驱油开发中存在的主要问题

1)开发层系划分较粗,层间矛盾严重;2)局部地区井网不完善,水驱井网控制储量为65.3×104t,水驱井网储量控制程度仅46%;3)平面上开采不均衡,南中Ⅴ断块的稠化带开发效果差;南中Ⅰ—南中Ⅳ断块处于主河道部位的高渗透条带,断块间连通性好,注水开发效果较好;4)高渗透条带上注水后水淹快,平面上波及范围小,如草6井转注后,草5井在7年后完全水淹;5)注水井井口压力偏高,注水井井口压力均在25～26 MPa左右,注水困难,难以达到合理注采比,需要改变注水方式。

鉴于草舍油田泰州组油藏已步入开发的中后期,二次采油的效果降低,通过CO2驱油的室内和矿场试验,进行CO2驱油效果的评价显得十分必要。

2.2 CO2驱油室内试验

泰州组油藏压力总体保持较好,其原始地层压力为35.9 MPa,2004年地层压力为32.06 MPa。室内实验表明,最小混相压力(MMP)[13-14]为29.34 MPa(图2),地层压力大于MMP,因此本油藏开展CO2驱油时,驱替类型为CO2混相驱,可以获得较高的采收率。

泰州组油藏的长岩心驱替试验表明,完全水驱采收率是45.60%,完全水驱后再持续注CO2驱的最终采收率是79.68%,而注水0.14 HCPV(烃类孔隙体积)水驱后再持续CO2驱的最终采收率为86.13%,说明本油藏在现有条件下注CO2驱的采油效果比完全用水驱时提高近一倍,净增40.53%。

2.3 CO2驱油的油藏模拟结果

图2 室内测试中泰州组原油CO2驱的最小混相压力Fig.2 The Minimum Miscible Pressure of CO2displacement from T aizhou Fm crude oil in laboratory experiments

表1 苏北盆地草舍油田泰州组用[J].石油学报,2008,油藏在不同含水阶段的CO2气驱产油效果预测Table 1 Estimates of desired effects of oil producing from CO2gas drive during different stages of w ater bearing in Taizhou Fm reservoir,Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin

泰州组油藏的油藏模拟结果表明,当水驱分别至含水20%,40%,50%,60%,70%,80%时进行CO2驱,对比其见效时间、高峰期增油倍数、提高采收率的幅度等指标 (表1)可知:1)随着含水上升,见效时间逐渐延长,含水60%时注气见效时间最长,可达4 a,之后,随着油田进入高含水阶段,见效时间逐渐缩短,表明含水60%左右注CO2效果维持的时间较长;2)随着含水上升,高峰期增油减小,含水20%时最大为6.1倍,意味着注气越早,增油幅度越大;3)累计产油、提高采收率幅度均呈下降趋势,含水70%以后下降幅度明显增大,说明注气越早,越有利于大幅度提高采收率。

据此,将泰州组油藏从水驱改变为注CO2驱,有利于提高原油产量和采收率,CO2气驱试验的时机已经成熟。

2.4 泰州组油藏的CO2驱油方案

根据草舍油田泰州组油藏地质特点、开发中存在的问题和潜力及剩余油分布规律,利用美国CMG公司开发的CMG SUITE V2004.11油藏数值模拟软件,优化注气井网,确定了5注11采(5口注CO2气井、11口采油井)的井网方案。分析认为,尽管泰州组油藏断块小、断层多,但断层的封闭性差,油藏连通性好,油藏的均质性较好,石油的充满程度高,射孔完善程度高,CO2驱井网控制程度可达71%,CO2驱井网控制储量为100.8×104t,比水驱增加35.5×104t。

根据井网的优化结果,确定了最终的注气方案:1)注气3 a,累计注气 6 840×104m3;2)注气期间油藏压力保持在 31 MPa左右;3)评价期15 a,至评价期末的2020年底,草舍油田泰州组油藏水驱累计产油43.01×104t,含水率95.9%,采出程度30.29%;而 CO2驱累计产油 67.47×104t,含水率74.15%,采出程度47.52%,比水驱提高采收率可达17.23%。

3 CO2驱矿场试验及效果评价

3.1 注入工艺流程

红庄CO2气田至草舍油田约6 km,铺设输送CO2的管线,并在管线中间增设加压泵站,均需较大投入。考虑到苏北地区水网发达,槽船运输具交通方便、运输吨位大、费用相对低等优点,故采用了槽船运输方式。用槽船运抵草舍油田后,经过增压泵的增压,从CO2分配站进入注气井。

故优选出的草舍油田泰州组油藏注CO2方案是:红庄CO2气田采气井→CO2净化厂→CO2槽船→草舍CO2槽罐→CO2增压泵→CO2分配站→注入井口。

3.2 注入CO2气的现场实施情况

草舍油田泰州组油藏从2005年7月开始注CO2气,共向5口注气井注气,2005-2009年期间,年注气量递增(表2),至2009年12月,已累计注入CO2量5 842×104m3,占方案设计注气量的85%。

表2 苏北盆地草舍油田2005-2009年注入泰州组油藏的CO2量Table 2 The volume of CO2drived into Taizhou Fm reservoir from 2005 to 2009 in Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin

3.3 采油效果评价

3.3.1 原油产量增加,含水率下降

泰州组油藏2005年7月至2009年12月注CO2期间,日产油从47.76 t上升至60 t,综合含水从56%下降至44%,增油降水效果显著。

泰州组油藏注CO2驱油前开发阶段可划分为弹性开发阶段(1981年5月至1990年8月)和注水开发阶段(1990年9月至2005年6月)。弹性开发阶段年产油量由1986年的高峰期0.792 9×104t降至1990年的0.412 8×104t,反映油藏天然能量补给严重不足。1990年9月油藏投入注水开发阶段,油藏产油量大幅度上升,2000年油产量达到峰值为2.942 3×104t(是水驱前的7倍),其后进入递减期,2004年油产量仅为2.326 0×104t,平均年递减率5%,表明依靠注水已不能维持油藏稳产。2005年7月油藏转为注CO2驱油后,油藏年产油量由递减期的最低产量1.477 3×104t(2007年)稳定上升至2009年的2.457 3×104t(图3)。

图3 苏北盆地草舍油田泰州组油藏采液曲线Fig.3 The curves of liquid production in Taizhou Fm reservoir,Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin

泰州组油藏2005年7月转注CO2驱后,2007年2月起油藏注气见效,产量开始稳中有升。由于2000年油藏已进入递减期,为延缓油产量递减,2004年7月采取了深抽和压裂等增产措施,油产量有所上升。因此,CO2驱后,油藏增产原油由两部分组成:深抽和压裂后的增油及CO2驱的增油。图4中生产数据统计表明,截至2009年12月,草舍油田泰州组油藏CO2驱累积增油量已达3×104t。其中注CO2见效明显井为Q K-26井,2009年12月日产油14.2 t,含水10%,较注气前日增产原油近5 t,含水下降近10个百分点。

图4 苏北盆地草舍油田泰州组油藏无措施产量递减与CO2驱增产曲线对比Fig.4 The curves contrast between decline of oil production without any measures and increasing oil production by CO2displacement in Taizhou Fm reservoir,Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin

3.3.2 CO2驱油实施与实际开发指标的对比

按照优化方案,预测见效高峰期为2008年,2008年10月达到最高值,高峰期日产油76.88 t,增油倍比1.61,综合含水39.58%,下降了16.83%,到评价期未2025年,累积增油21.25×104t,换油率为1.57,采出程度37.02%,比标定提高采收率13.02个百分点。

现场于2005年7月开始注入,4年仅完成方案设计注入量的85%,2009年12月底日产油60 t,综合含水44%,累积产油40.925 4×104t,采出程度28.82%。本油藏如果不改变注入方式,继续注水,最终累积产油42.86×104t,最终采出程度31.93%,可见,注 CO2驱油的采出程度现已接近水驱总采出程度。

由于实际注入量未达到设计值(评价期延长至2025年),根据实际增油量及跟踪数据预测,按目前的CO2注入和开发趋势预测见效高峰期为2009年到2014年,2011年达到最高值,高峰期日产油71.27 t,增油倍比1.49,综合含水37.22%,下降了19.19%;到评价期末2025年,CO2总注入量为24.7×104t,累积增油26.29×104t,换油率为1.06,采出程度40.77%,比标定采收率提高16.77%。

4 结论

1)CO2混相驱油机理和草舍油田泰州组油藏地质条件、地层原油—CO2的最小混相压力(MMP)测试、细管驱替试验和数值模拟结果表明,草舍油田泰州组油藏CO2驱油类型为混相驱,比水驱提高最终采收率15%。

2)草舍油田泰州组油藏通过实施CO2混相驱油试验,已累计注入CO2气5 842×104m3,增产原油达3×104t,提高采收率2%。表明CO2混相驱油可以大幅度提高低渗油藏采收率,且注气越早,采收率越高。

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THE FIELD EXPERIMENT AND RESU LTS ANALYSIS OF CO2MISCIB LE DISPLACEMENT IN CAOSHEOILFIELD OF THE NORTHJIANG SU BASIN

Zhang Fengdong1,2,Wang Zhenliang1

(1.Geology Department,Northwest University,Xi’an S haanxi710069,China;2.Huadong B ranch,S INOPEC,N anjing,J iangsu210019,China)

The Taizhou Fm reservoir in Caoshe Oilfield of the North Jiangsu Basin is a complicated and small fault block reservoir,its oil recovery by water displacement is only 32%.Combinating the laboratory and simulation results on CO2miscible displacement and field experiment,the theorical and pratical analysis and contrast of oilfield development are accomplished.The oil recovery of this reservoir could be enhanced upto 47%according to results of laboratory experiment and numerical simulation,and higer 15%than water drive.From May 2005 to Dec.2009,the field experiment of CO2miscible displacement has been finished in Taizhou Fm reservoir of Caoshe Oilfield,the cumulative amount of CO2gas flooding is upto 5 842×104m3,the production of crude oil is increased 3×104t,the oil recovery is enhanced 2%.CO2miscible displacement is an effective method of enhancing oil recovery,which has important reference value on tertiary oil recovery in complicated and fault block reservoirs.

CO2miscible displacement;field experiment;enhanced oil recovery;complicated and small fault block;Taizhou Fm reservoir;Caoshe Oilfield;North Jiangsu Basin

TE357

A

1001-6112(2010)03-0296-05

2010-02-01;

2010-06-03。

张奉东(1961—),男,博士生,教授级高级工程师,主要从事油田地质与开发工作。E-mail:hdzfd@126.com。

国家“十一五”科技支撑计划(2007BAB17B01)和国家“863”项目(2009AA063404)资助。

(编辑 徐文明)