特低渗透油藏CO2驱注采参数优化设计

文 星， 刘月田， 田树宝， 刘彦锋， 刘 波

(中国石油大学 (北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)



特低渗透油藏CO2驱注采参数优化设计

文 星， 刘月田*， 田树宝， 刘彦锋， 刘 波

(中国石油大学 (北京) 石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)

以大庆油田外围某特低渗透油藏为研究对象,根据实际油藏的地质特征及注水开发难以实现的情况，利用数值模拟方法对CO2驱开发方式进行了研究.研究表明，周期注气为CO2驱的合理注入方式.采用正交试验设计方法，以累计产油量和换油率为评价指标，得到了影响开发效果的主要注采参数依次为注气速度、注气周期、生产压力和采油方式等；确定了最优注采参数组合方案：注气速度为500 m3/d、注气周期为注2个月关1个月、生产压力为4 MPa、采油方式为连续采油.这为现场CO2驱开发方案的制定提供了理论指导和技术支持.

特低渗透油藏； CO2驱； 周期注气； 正交设计； 注采参数优化

0 引言

我国低渗透油藏资源十分丰富，现已探明的低渗透油藏原油储量为63.2亿吨，但目前其动用率不足50%[1,2].特低渗透油田储层物性致密,衰竭、注水开发效果差,而黏度低、密度小且易流动的CO2在特低渗透油藏开发中具有独特的优势[3].

CO2驱油能够大幅度提高原油采收率.多年的生产实践表明,CO2驱可以提高采收率15%～25%[4].此前关于CO2驱油的研究大部分集中于低渗透未开发油藏，多采用水气交替注入方式，交替注入小段塞CO2和水综合了注水和注气的优点，是目前现场最主要的开发方式[5-9].

但是，对于特低渗透油藏而言,由于油藏渗透率极低,实施水气交替注入会面临水、CO2均难以有效注入的问题[10].因此,本文提出了采用周期注气的注入方式.以大庆油田外围某特低渗透油藏为研究对象，应用数值模拟软件组分模拟器，结合正交试验设计方法，优化CO2驱周期注气的注采参数，确定了最优的注采参数组合方案.

1 油藏地质及开发概况

P油藏扶余油层中部埋深1 670 m、原始地层压力18.2 MPa、油层平均厚度1.87 m、平均渗透率1.03×10-3μm2、平均孔隙度8%，属于具有正常压力系统的低孔特低渗透油藏.其饱和压力5.34 MPa、原油密度0.863 g/cm3、地层原油粘度3.62 mPa·s、原油体积系数1.12、束缚水饱和度44.5%.

该油藏含油面积0.96 km2,动用地质储量64×104t,均采用1注4采的300 m×200 m矩形井网，有12口注水井和22口采油井.由于该特低渗透油藏很难有效注水，注水井全部关闭.

2 数值模拟模型的建立

根据油藏地质特征，建立能够代表油藏渗流特征的典型模型.该模型采用300 m×200 m矩形井网，以一个单砂层为注采单元，厚度为1.87 m，网格划分采用平面31×21×10的块状网格系统.

应用ECLIPSE模拟软件的PVTi模块，将P油藏流体的28个组分按照组分性质相近原则，重组为6个拟组分：C1+N2、C2～C7、C8～C12、C13～C18、C19～C21及C22+,各组分的摩尔分数如表1所示.

通过对拟组分进行注CO2膨胀实验(SWELL)的拟合，确定了符合实际流体性质的组分模型PVT参数.模拟得到CO2最小混相压力为28.6 MPa，而地层压力为18.2 MPa,因此只能进行CO2非混相驱.注CO2膨胀实验拟合结果如图1所示.该模型选用实际油藏的基本物性参数，经过历史拟合，与实际生产符合程度较高，能够真实地反映地层特征.

表1 P油藏流体各组分摩尔分数

(a)饱和压力拟合

(b)原油膨胀系数拟合

3 CO2驱注采参数优化

3.1 优选合理的注气方式

注CO2驱油已成为提高油藏开发效果的一种有效方法,特别是对于注水难以建立起有效驱动体系的特低渗透油藏.众所周知,在注气开发油藏中,防止气窜是非常必要的,而注入方式的改变则能够有效防止气窜.在注CO2驱油时,CO2注入储层的方式主要包括连续注气、周期注气(SAG)、水气交替注入(WAG)、CO2吞吐、重力稳定驱替等.

根据实际油藏的地质特征及注水开发难以实现的特点，选取了连续注气和周期注气进行对比研究：周期注气的注气速度为500 m3/d，注一个月停一个月；连续注气的注气速度为250 m3/d，其它参数不变.两种方案各自生产10年的生产指标如表2所示.

从表2可以看出，在相同注气量的前提下，周期注气的累计产油量和换油率均大于连续注气.连续注气可能导致生产井过早气窜，大部分剩余油难以动用，换油率低；周期注气在关井浸泡时，由于CO2的扩散和溶解作用，原油体积增大，粘度降低，能够提高波及系数(如图2所示).周期注气改善了特低渗透油藏的开发效果[10].因此,该油藏CO2驱的注气方式优选为周期注气.

表2 不同注气方式的生产指标

(a)连续注气含油饱和度分布

(b)周期注气含油饱和度分布

3.2 正交试验参数确定与方案设计

由于地层中CO2的粘度和密度远低于原油和水，注入的CO2容易发生粘性指进和重力超覆现象，造成气窜，使得CO2波及系数减小，驱油效果变差[11].周期注入CO2可以有效改善流度比，延缓CO2突破时间，减缓气窜的发生，扩大波及面积，提高驱油效果.注入参数和生产参数均会影响周期注气开发效果．注气速度过大，会导致生产气油比不易控制，过早出现CO2突破; 注气速度过小，地层压力会迅速降低，驱油效果不明显.注气周期不同，总注气量和浸泡时间会随之变化，对驱油效果产生影响.采油方式和生产压力的变化有助于控制气窜，提高原油采收率.

为了合理评价CO2驱油效果，引入累计产油量和换油率作为评价指标.累计产油量是指水驱结束后转为CO2驱生产十年采出的原油量；换油率是指注入每吨CO2生产出的原油.

基于以上对影响CO2驱周期注入开采效果的主要因素的分析,并结合国内外注采参数研究现状和现场采油工艺技术[12,13],确定优化参数分别为注气速度、注气周期、采油方式和生产压力.每个参数设计4个水平值(如表3所示).根据正交试验设计原理[14-16]，设计出4因素4水平值的优化方案.应用ECLIPSE组分模拟器E300对上述正交设计方案进行模拟计算,得到了各个方案的累计产油量和换油率，如表4所示.

3.3 正交试验结果分析

3.3.1 注采参数优化

根据表4结果,分别以各参数的4个水平值为横坐标,以油藏累计产油量和换油率为纵坐标,做单因素双指标评价参数交会图，如图3所示.

表3 注采参数及水平值

表4 周期注气注采参数方案设计及模拟计算结果

续表1

方案注气速度/(m3/d)注气周期采油方式生产压力/MPa累计产油量/t换油率/(t/t)F13700注1个月关2个月间歇采油4573.680.336F14700注1个月关1个月异步注采21082.620.413F15700注2个月关1个月同步注采8892.260.262F16700注3个月关1个月连续采油61105.580.292

(1)随着注气速度的增大，累计产油量几乎呈线性增加，但注气速度超过500 m3/d后，增加的趋势变缓.提高注气速度有利于地层能量的补充，能够驱替出更多的原油，但过高的注气速度会造成CO2过早气窜，导致CO2换油率急剧降低.因此，最佳注气速度为500 m3/d.

(2)随着注关比的增大，累计产油量和换油率均出现先增加后降低的趋势，可确定最优注气周期为注2个月关1个月.

(a)注气速度评价曲线

(b)注气周期评价曲线

(c)采油方式评价曲线

(d)生产压力评价曲线

(3)采油方式的变化对CO2的波及程度和驱油效率有一定的影响.综合分析认为，采用连续采油的方式更合理.

(4)当生产压力为4 MPa时，累计产油量和换油率均达到最大值，开发效果最理想.故建议生产井井底流压为4 MPa.

综上所述，在给定参数水平中，周期注气最优注采参数组合方案为：注气速度为500 m3/d、注气周期为注2个月关1个月、采油方式为连续采油、生产压力为4 MPa.针对该方案进行模拟计算，得到累计产油量和换油率分别为1 417.86 t和0.62 t/t，其采出程度比水驱开发提高了15.65%.

3.3.2 直观分析法

利用正交试验所得数据, 分别计算各注采参数不同水平的综合指标均值及各指标均值极差,对试验结果进行极差分析,如表5所示.根据表5的极差值大小,可评价各注采参数影响评价参数的主次顺序.各参数对累计产油量和换油率的影响由大至小的顺序均为：注气速度>注气周期>生产压力>采油方式.CO2注入速度对开发效果的影响最大，其次是注气周期，其它2个因素的影响不明显.

3.3.3 方差分析法

方差分析是利用数理统计中F检验法[17]判断各因素对试验指标影响的显著程度和可信程度.利用F分布表确定F的临界值,通过比较各因素F值与临界F值大小关系,判定各因素对评价指标的影响是否显著:大于临界值时影响显著,小于临界值时影响不显著,进而确定影响评价指标的主次顺序,最终优选出最佳方案[18].

利用方差分析法对正交数值试验结果进行检验,其中临界值F0.05(3，3)=9.28，方差分析结果如表6所示.表6再次验证: CO2注入速度和注气周期对累计产油量和换油率的影响最为显著.

表5 周期注气注采参数计算结果直观分析

表6 周期注气注采参数计算结果方差分析

4 结论与建议

(1)针对特低渗透油藏的地质特征及注水开发困难的特点，采用CO2驱开发方式可有效提高油田采收率.

(2)数值模拟研究结果表明，周期注气的累计产油量和换油率均大于连续注气.因此，特低渗透油藏CO2驱注气方式优选为周期注气.

(3)确定P油藏CO2周期注气最优注采参数组合方案为：注气速度为500 m3/d、注气周期为注2个月关1个月、采油方式为连续采油、生产压力为4 MPa.

(4)正交试验直观分析法和方差分析法均可验证注采参数对开发效果的影响由大至小的顺序为：注气速度>注气周期>生产压力>采油方式.故建议在制定CO2驱开发方案时，应优先考虑注气速度和注气周期.

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Injection-production parameters optimization of CO2flooding in extra-low permeability reservoir

WEN Xing， LIU Yue-tian*， TIAN Shu-bao， LIU Yan-feng， LIU Bo

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China)

According to the geological characteristics of the reservoir and the actual problems of water injection,CO2flooding has been studied for a special peripheral extra-low permeability reservoir of Daqing Oilfield by using numerical simulation methods.Research shows that cyclic gas injection is the reasonable gas injection manner of CO2flooding.On the basis of the principle of orthogonal experimental design,the importance order of the influence of injection-production parameters on oil increment and oil drainage rate is as follows:injection rate,the injection cycle,production pressure and oil extraction manner;meanwhile the best combination of injection-production parameters has been optimized:gas injection rate of 500 m3/d,opening two months off a month,production pressure of 4 MPa,continuous oil extraction,thus providing theoretical instruction and technical support for mine program development of CO2flooding.

extra-low permeability reservoir; CO2flooding; cyclic gas injection; orthogonal design; injection-production parameters optimization

2014-12-30

国家自然科学基金项目(51374222)； 国家重大科技专项项目(2011ZX05009-004-001)

文 星(1989-)，男，湖北天门人，在读硕士研究生，研究方向：油藏数值模拟通讯作者:刘月田(1965-)，男，河北无极人,教授，博士生导师，研究方向：油藏渗流力学、油气田开发，lyt51@163.com

1000-5811(2015)03-0116-05

TE348

A