特高含水油藏CO2气水交替驱注入参数优化方法

范 虎

(中海石油研究总院，北京 100028)

特高含水油藏CO2气水交替驱注入参数优化方法

范 虎

(中海石油研究总院，北京 100028)

影响CO2气水交替驱开发效果的参数较多，为了得到最佳开发效果，以特高含水开发阶段的A井组为研究对象，运用数值模拟方法，对该井组CO2气水交替驱注入参数进行了优化，建立了一套CO2气水交替驱、提高采收率注入参数优化的思路和方法。结果表明：实施CO2气水交替驱能使高含水井含水率下降5～10个百分点，增加产油，并保持地层压力稳定，维持油井长时间经济有效生产。

特高含水油藏；CO2气水交替驱；开发机理；参数优化

目前常规注水油田开发后期含水普遍很高，对于难采储量来说，开发难度越来越大，CO2混相驱是一种提高特高含水油田采收率的有效方法[1-4]。 单纯气驱存在严重气窜而影响开采效果，致使气驱应用受到极大限制，为了改善气驱波及效率低的局面，现多采用气水交替的注入方法，CO2气水交替驱是最有效和应用最广泛的一种技术[5-6]。CO2气水交替注入既可充分利用混相驱的优势,又可减少CO2驱的指进,扩大波及面积[7-9]。本文以油田一个井组为研究对象，运用数值模拟方法，开展CO2气水交替驱井组注入参数优化研究工作，建立了一套CO2气水交替驱注入参数优化的思路和方法，对CO2气水交替驱提高采收率研究具有一定的指导意义。

1 室内机理研究

对注CO2气驱地层流体相态进行拟合，并且通过重馏分特征化、组分归并得到7个拟组分的组成，为后面进行注CO2数值模拟提供合理的流体PVT参数场。

细管实验法能给出具有重复性的精确结果, 也是国内外公认确定混相压力的理想方法。细管实验法是测定最小混相压力的一种常用方法, 它比较符合油层多孔介质中油气驱替过程的特征, 并能排除不利的流度比、黏性指进、重力分离和岩性非均质等因素所带来的影响[10-11]。对目前地层原油样品进行注天然气的细管驱替实验研究，五次细管驱替实验测试数据表明，CO2与目前地层原油可形成混相，最小混相压力为18.42 MPa，此时原油的采出程度为90.01%，具体情况见表1。

表1 混相驱细管实验测试结果

为了优选研究区块后续提高采收率的开发方式，通过建立机理模型，进行了开发方式优选。模拟方案分三种开发方式：继续注水、连续注气、气水交替注入，预测15年，然后对比累计产油量和含水率的变化情况。从驱替结果可以看出，气水交替驱替效果比继续注水和连续注气都好，可以使含水井高含水率明显降低，有效提高水驱波及体积，能够较大幅度提高水区油藏采收率(图1)，因此，本油藏采用气水交替注入方式。

2 地质模型建立及注入参数设计

应用Petrel三维地质建模软件，建立CO2气水交替驱三维地质模型，采用Eclipse300组分模型器模拟，纵向上划分为 5个模拟层，平面上网格维数为116×151。该油藏属岩性构造油藏，构造比较简单，油层内部结构比较均匀，分选好，油层中部深度2 380 m，油层平均厚度6.5 m,地层温度83.5 ℃，原始地层压力22.31 MPa，孔隙度为27.5%，渗透率为720×10-3μm2，属于中孔、高渗储层；地层原油密度为0.76 g/cm3，原油黏度为1.92 mPa·s，油层物性好，原油地下黏度小，原油在油层中的流动性能好。模型选取一个A井组，其中，注入井1口，生产井6口，控制储量88.5×104t,目前综合含水已达97.74%，处于特高含水废弃开发阶段。

图1 不同开发方式累积产油量和含水率变化情况

本文通过论证、评价和筛选，对下面6个注入参数进行优化：①CO2注入速度；②CO2首段塞注入大小；③CO2段塞数；④水注入速度；⑤CO2注入前后段塞比；⑥气水段塞比。根据正交设计原则, 设计6水平6参数的优化方案。为了比较每个注入参数在不同条件下的开发效果，优选出每个工作参数最优注入情况，选用累积产油量和累计吨CO2气换油率作为参数优选评价标准。在注入条件不同的情况下，模拟每个工作参数实施CO2气水交替驱措施，气水交替注入周期结束后注水，预测15年后的开发动态指标，优选出注入参数。

3 CO2气水交替优化方法

3.1 CO2注入速度优化

CO2注入速度指单位时间向油层中注入CO2(地面条件下)的质量，注气速度直接影响前缘的推进速率。针对A井组，不同CO2注入速度开发15年，其开发设计参数见表2，开发动态指标预测对比情况见图2。随着CO2注入速度的增加，累计产油量随之增加，累计吨CO2气换油率随之下降；注气速度偏低不足以维持油层压力稳定，混相所需气体不足，不能达到措施要求；但注气速度过大，将会导致垂直和水平波及效果较差，造成气体过早突破，增产效果不明显，使采收率降低，不能达到技术经济最佳。从图3可以看出，当CO2注入速度大于60 t/d，井组累计产油量增加逐渐减缓，换油率下降也变缓，综合对比，优选CO2注入速度60 t/d。

图2 不同注气速度开发指标预测结果

表2 CO2注入速度开发设计参数

方案设计参数模拟方案号码F01F02F03F04F05F06F07交替CO2注气速度/(t·d-1)30405060708090交替注水速度/(m3·d-1)220220220220220220220交替注气时间/月6666666交替注水时间/月6666666CO2段塞数目/个6666666CO2首段塞与后续CO2段塞比值1111111气段塞与水段塞比值1111111注入气中CO2含量/%100100100100100100100设计压力保持水平/MPa19191919191919首段塞焖井时间15151515151515后段塞焖井时间7777777

3.2 CO2首段塞注入大小优化

首段塞注入大小指CO2气水交替驱第一个周期中CO2注入时间的长短。首段塞注入时间长短直接影响到整个气水交替过程。针对A井组，不同CO2首段塞注入大小开发15年，设计方案时，CO2注入速度用前面优选出的数据，即60 t/d，其它参数优选时方法相同。开发动态指标预测对比情况见图3，从中可以看出，当CO2首段塞注入大小为6个月时，累计产油量增加最快，同时换油率下降最慢，因此优选CO2首段塞注入时间为6个月。

3.3 CO2段塞数优化

段塞数(周期数)指CO2气水交替驱气水交替注入次数，段塞数控制混相时间，直接影响驱油效率。针对A井组，不同CO2段塞数开发15年，开发动态指标预测对比情况见图4。如果交替周期增加，则起驱替作用的主要是气体和液体单独进行，由于气体和液体的密度、黏度等性质存在很大的区别，会致使它们之间的流动通道不同，气体流向小孔道与原油混相后流入大孔道，注水将大孔道的油驱替出来，从而达到扩大波及体积、提高驱油效率的目的。然而随着周期数的增加、气体突破，增油量反而不明显。从对比图可以看出，当段塞数大于6时，累计产油量增加逐渐减缓，换油率下降也变缓，所以优选CO2段塞数为6个段塞，即6个周期数。

图3 不同首段塞开发指标预测对比结果

图4 不同周期数开发指标预测对比结果

3.4 水注入速度优化

水注入速度指CO2气水交替驱中单位时间向油层中注入水(地面条件下)的体积，水注入速度直接影响混相效果。针对A井组，不同水注入速度开发15年，开发动态指标预测对比见图5。从中可看出，随着“水注入速度”的增加，累计产油量和累计吨CO2气换油率都是先增后降。注水速度低，不能稳定油层压力，达不到措施要求；但注水速度过大，将会导致微观驱替较差，造成注入水突进，油井过早水淹，反而会降低产量，降低采收率。从图5可看出，当注水速度为240 m3/d，开发效果达到最佳，所以优选水注入速度240 m3/d。

3.5 CO2注入前后段塞比优化

CO2注入前后段塞比指CO2气水交替驱中首段塞CO2注入时间与后续段塞CO2注入时间的比值。因为前面已经优选了首段塞CO2注入时间(CO2首段塞注入大小)，所以需要优选的是后续段塞CO2注入时间长短。针对A井组，不同“CO2注入前后段塞比(≈后续注气时间长短)”开发15年，开发动态指标预测对比情况见图6。随着“后续注气时间长短”的增加，累计产油量随之下降，换油率随之增加。后续注气时间长短直接影响后续段塞的混相时间和气水交替驱油的有效持续性。从图6可以看出，当CO2注入前后段塞比大于3，即后续注气时间小于3个月时，累计产油量增量变小，换油率下降变慢，所以优选CO2注入前后段塞比为2，即后续段塞CO2注入时间3个月。

图5 不同水注入速度开发指标预测对比结果

图6 不同前后段塞比开发指标预测对比结果

3.6 气水段塞比优化

气水段塞比指CO2气水交替驱一个段塞中CO2注入时间与水注入时间比值。气水段塞比直接影响注入气体能否完全和原油形成混相、注气段塞的稳定性，以及注采平衡，其最终目的是达到气水交替好的驱油效果，提高区域原油采收率。因为前面已经优选了CO2注入时间长短，所以需要优选的是水注入时间长短。针对A井组，不同气水段塞比开发15年，开发动态指标预测情况见图7。从中可以看出，随着气水段塞比的增加，累计产油量和换油率都是先增加，后变得平稳略有下降，在比值为1.0时，增加最快，所以优选气水段塞比为1.0，即后续段塞注3个月气3个月水。

4 最优方案结果及评价

根据上述优化结果，A井组CO2气水交替驱提高采收率推荐方案：CO2注入速度60 t/d，CO2首段塞注入大小为6个月；CO2段塞数6个段塞；水注入速度240 m3/d；CO2注入前后段塞比为2；气水段塞比1。预测结果：15年累计产油5.85×104t，比实施一直注水方案所采出的油量1.82×104t多出4.03×104t，采出程度大幅提升。目前该井组采出程度为53.88%，预计采收率60.49%，提高采出程度达6.61%。增油效果非常好，换油率达到1.53，换油效率高，实施气水交替后产气和产油持续快速上升；3年后气体突破，交替注入周期也已结束，实施注水，产气和产油持续下降。实施气水交替后含水率下降明显，从水驱结束后的98.5%下降到94%，后由于交替注入结束后开始注水，含水上升，但是上升很慢，最后维持在98%左右，使趋于报废的井含水下降，产油上升，重新得到利用，大大延长生产井寿命，获得比较好的气水交替驱油效果，而且地层压力保持稳定。

图7 开发动态指标预测对比结果

5 结论

(1)实施气水交替驱可以使高含水井含水率下降5～10个百分点，产油迅速上升，地层压力保持稳定，且能维持很长时间的经济有效生产，最终提高原油采收率。所以特高含水油藏可以通过开展CO2气水交替驱较大幅度提高采收率，是注水开发后期提高采收率的有效手段。

(2)CO2气水交替提高采收率数值模拟研究的技术路线是首先进行室内机理研究，包括CO2气水交替可行性研究、地层流体高压PVT拟合、细管及长岩心驱替实验模拟，接着进行数值模拟建模及地质储量和生产历史拟合，研究剩余油分布，然后对试验区进行CO2气水交替开发方案优选、CO2气水交替工作参数优选，最后进行注CO2气水交替开发方案设计预测及评价。

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编辑：刘洪树

1673-8217(2015)03-0135-04

2014-08-11

范虎，工程师，硕士，1985年生，2012年毕业于长江大学油气田开发工程专业，现从事油气藏工程及数值模拟方面的研究。

中国石油科技创新基金项目(2008D-5006-02-04)资助。

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