方4断块S156井区注二氧化碳提高采收率机理及注采参数优化

2013-10-25孙致学

石油地质与工程 2013年4期

楚鹏，孙致学

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266555）

方4断块位于高邮凹陷南断阶黄珏南地区，为典型的多断层复杂小断块低渗储层，构造比较复杂，而且储层物性差，非均质性强，地层能量补给不足，已采取的其他增产措施见效甚微，且经济性差。因此，针对该类储层，开展了注CO2室内物理实验，并通过相态分析，正交化设计，最终得出优化方案。

1 CO2提高采收率机理室内实验研究

通过室内实验，确定目标油藏油井目前流体PVT性质（体积系数、地层原油密度、地层原油粘度、溶解气油比、饱和压力、收缩率等高压物性参数）；测定注CO2后油井流体物性参数的变化，并以此分析CO2提高采收率的机理［1－3］。

1.1 实验流程［4－5］

1.1.1 实验配制天然气和地层油

首先根据气体分析结果中的天然气组成配制气样，之后测定常温配样压力（2.3 MPa）下的压缩因子；然后根据生产气油比及所需油样和气样的体积计算20℃大气压力下配样所需气样体积；在大气压力20℃下，按照原始溶解气油比配制地层油样；最后将配置好的天然气和地层原油转入PVT筒中，加压加热至地层条件。

1.1.2 测定未溶CO2地层油的高压物性参数

在地层温度下依次测定P－V关系，泡点压力，粘度，泡点压力下的体积系数，溶解气油比；高于泡点压力下的体积系数；低于泡点压力下的体积系数及溶解气油比。

1.1.3 测定溶有CO2的油藏流体的PVT性质

将地层油样转入PVT筒，并转入一定体积的CO2，使其全部溶于油中，将CO2气样容器压力升至原油的压力，根据所需的气油比，转入一定体积的CO2；升压至泡点压力以上，降压测P－V关系，判断加入CO2后的泡点压力，压缩系数，然后使PVT筒压力保持在泡点压力，记录原油的体积，从而计算加入CO2后的体积系数、密度等参数。

1.2 数据分析及增油机理［6－9］

1.2.1 CO2溶于原油使其体积膨胀

由S156井注CO2室内物理实验分析结果可以看出（图1），地层原油中溶解CO2后，体积系数增加，原油膨胀，并且溶解CO2越多，体积膨胀越大，弹性能量增加越多。原油体积膨胀不但增加了地层的弹性能量，而且也极大降低了原油流动过程中的毛管阻力和渗流阻力，有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，从而增加油藏可动油量，进而增加产量。

1.2.2 CO2溶于原油使其黏度降低

CO2溶于原油中，可大幅度降低原油黏度，并且溶解CO2越多，降黏效果越好。从图2可以看出：地层原油黏度随CO2注人量的增加大幅下降，降黏幅度最高可达28.09%。在CO2吞吐过程中，黏度降低后的原油更易于流向井筒，从而达到了油井增产的目的。

图1 S156井区原油体积系数与CO2溶解汽油比的关系

图2 黏度与CO2溶解气油比的关系

1.2.3 CO2对原油的萃取作用

如图3所示，从S156井流体注CO2的实验结果来看，随CO2溶解气油比的增加，地面脱气油密度增加，这是由于地层原油中的轻组分进入注入气中，同时注人的CO2部分进入地层原油中。由于轻质烃与CO2之间有很好的互溶性，当压力超过一定值时，CO2能使原油中的轻质组分萃取和气化。此现象说明注入的CO2气体对地层原油中的轻组分有一定的抽提作用，两者存在相间传质。

图3 S156井区地面脱气油密度与CO2溶解气油比的关系

1.2.4 CO2溶解气驱

由油藏驱替机理可知，注入油层的CO2，随着压力的增加，溶解于原油中，以压能的形式储存能量。油井开井生产后，随着压力的降低，CO2从原油中析出，溶解气的脱出与膨胀带动原油的流动，从而起到溶解气驱的作用，使采收率提高。此外部分CO2成为束缚气，也有利于采收率的提高。

2 方4断块注CO2参数优化

2.1 方4断块基本情况

方4断块区域构造位置处于苏北盆地高邮凹陷南断阶的中部，北邻黄珏油田，隶属于江苏油田。方4断块埋藏深度1835～2157 m，千米井深日产油量为1.46 m3，地面原油密度平均为0.8334 g／cm3，黏度平均为4.49 mPa·s，为典型的中浅层、低丰度小型层状构造油藏。

从构造特征上看，方4断块为一由多条断层复杂化的断鼻构造，其内部发育7条断层，将方4断块进一步分为7个含油单元。本次CO2吞吐方案优化采用7个小断块中的3单元来构建地质模型。该单元为一个近似东西向的菱形断背斜断块，因此，选择在长轴方向布置一口水平井，并在水平井段均匀布置三条横向裂缝。

2.2 方4断块注CO2吞吐注采参数优化分析

CO2吞吐效果受储层条件、布井方式、剩余油饱和度及注气参数等诸多因素的交互影响，传统分析方法只能定性分析单因素对某种开发指标的影响程度。为同时考虑多种因素的共同影响，优选多参数下的最后方案，本文采用正交实验法定量分析多因素对油气田开发效果的影响。

根据理论研究和矿场实践，确定注入速度、注入量和焖井时间为影响方4断块油田采收率主要正交试验因素，注入天数可由注入量和注入速度算出，为非独立变量。通过油藏工程论证给出试验因素的取值范围，即相应水平，如表1。

表1 正交方案设计因素及水平表

根据因素个数及相应水平取值，选用L25（53）正交表，即3因素5水平方案表进行正交实验方案设计，如表2所示，分别共得到25套组合方案，即只需9次实验即可大体反应53次实验的结果。

2.3 多因素影响敏感性分析

根据表1，在数值模拟中设置不同的模拟参数对25套方案进行模拟计算，并以累产油量作为评价指标代入正交实验表格进行结果分析。

表2 苏49－01正交试验采收率结果分析

根据正交设计的特性，对 A1、A2、A3、A4、A5来说，三组试验的试验条件是完全一样的（综合可比性），可进行直接比较。因此，根据kA1、kA2、kA3、kA4、kA5的大小可以判断 A1、A2、A3、A4、A5对试验指标的影响大小。由于kA1＞kA5＞kA4＞kA3＞kA2，所以可断定A1为注入速度的最优水平，即注入速度等于1×104m3／d时为最优水平，同理可以计算其他因素的最优水平。

为反映各因素对实验结果即累产油量的影响程度，采用极差法分析正交实验结果。极差分析就是在考虑A因素时，认为其它因素对结果的影响是均衡的，从而认为A因素各水平的差异是由于A因素本身引起的，由此对于A因素的不同水平的统计指标的变化差值即可反映A因素对实验结果的影响权重。

根据极差大小，可以判断因素的主次影响顺序。极差越大，表示该因素的水平变化对实验指标的影响越大，因素越重要。由以上分析可见，RB＞RC＞RA，因此因素影响主次顺序为B－C－A，即注入量影响最大，为主要因素，焖井时间其次，注入速度影响最小。

根据计算，该断块CO2吞吐的最优方案为：注入量为0.3倍的孔隙体积，焖井时间为20天，注入速度为1×104m3／d。