气水交替改善CO2驱开发效果与应用

熊霄

(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)



气水交替改善CO2驱开发效果与应用

熊霄

(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)

[摘要]特低渗透扶杨油层储量在常规注水开发难以实现有效驱动，采用CO2能够建立起有效驱动体系，见到驱油效果。但CO2本身存在流度低、易窜等特征。在非混相驱区块，气相的存在和储层非均质性的双重作用，导致CO2突破后气油比大幅度上升，出现出气不出油的局面。通过室内岩心驱油试验对比分析，进行水气交替注入，其采收率均高于一直气驱注入，且注入压力越高，提高采收率幅度越大。在该基础上，利用数值模拟技术，对不同注入参数进行了优化，周期注入0.015 HCPV，日注水量8m3/d，日注气量7876.8m3/d，水气注入强度比1∶3，水气地下段塞体积比1∶1。实施后，气窜得到明显抑制，单井产量上升，取得了较好的效果。该研究成果有助于特低渗透CO2驱的研究，对非混相驱改善开发效果具有一定的指导意义。

[关键词]特低渗透；CO2非混相驱；水气交替；现场试验

某井区为特低渗储层，沉积类型为侧积河道砂，层内发育多期河道，非均质性较强。砂体为粉砂岩，胶结类型以泥质和钙质混合胶结为主，储层裂缝不发育，平均空气渗透率1.2mD。为补充地层能量，建立有效驱动体系，对该区块驱油方式进行了优选并确定其最佳驱油方式为CO2驱。毛细管试验测得的最小混相压力为41.2MPa，比平均地层压力高20.8MPa，只能进行非混相驱。但同时也易带来突破早、波及体积小等问题[1，2]。

区块经过7年的注气，表明了CO2能够有效补充地层能量，建立驱动体系，采出程度达到10.4%，采出油气比也达到1000m3/t，但部分井出气不出油。为此，笔者通过开展室内物模试验和数值模拟研究，确定了气水交替驱油方式，并优化了注入参数。

1物模试验研究

室内岩心驱油试验所用的岩样为天然岩心，其物性参数见表1。试验用油为现场取样地面油和天然气配制，模拟地层油，试验温度为85.9℃。进行了2组岩心的CO2驱与气水交替驱对比试验，所选岩心渗透率为1.364mD和5.384mD。注入压力设定为高于地层压力(32MPa)、等于地层压力、低于地层压力(16MPa)。其中气水交替驱的试验中水气比为1∶1，段塞为0.4PV。试验时首先注入0.2PV CO2，然后注入0.2PV水，交替注入CO2和水，直至没有油为止[3，4]。

表1　岩样物性参数

从图1和图2可见，CO2/水交替驱采收率随注入压力增加而增加。在同样压力下，岩心1 CO2/水交替驱最终采收率比CO2驱高1.2%～3.11%，平均最终采收率比CO2驱高2.34%。岩心2 CO2/水交替驱最终采收率比CO2驱高0.81%～6.07%，平均最终采收率比CO2驱高2.97%。可见，只要进行水气交替注入，采收率均高于一直气驱注入。

图1　岩心1 CO2/水交替驱与CO2驱采收率　　　图2　岩心2 CO2/水交替驱与CO2驱采收率

2数值模拟方案优化

首先建立区块地质模型，区块注入2个小层，模型网格个数5135个，孔隙体积211810m3，原油地下体积119898.8m3，地质储量98317t。

应用数值模拟软件Eclipse PVTi模块对原油高压PVT试验数据进行拟合计算，主要包括地层流体重馏分的特征化、组分归并、饱和压力拟合、单次闪蒸试验拟合、差异分离试验、等组成膨胀试验拟合和注CO2气膨胀试验拟合等，得到能反映地层流体实际的性质变化的流体PVT参数场。通过对地层条件CO2性质、混相能力和油气相渗进行条件拟合建立数值模拟模型[5，6]。

在对井区注气阶段进行历史拟合后，设计5年的气水交替注入。主要考虑了水气比、段塞大小、注入速度和交替周期等4个参数(见表2)对气水交替驱油效率的影响分析。利用正交试验法优化了25种方案(见表3)，同时与一直气驱结果进行对比分析。

表2　模拟4个参数的5个水平值

通过模拟，一直注气方案最终采收率13.0%，25套水气交替方案最终采收率为13.7%～18.7%，均有不同程度提高。结合现场实际注入需要，最终选取最佳方案为方案11，周期注入0.015个HCPV，日注水量8m3/d，日注气量7876.8m3/d，水气注入强度比1∶3，水气地下段塞体积比1∶1，较一直注气提高5.5%。

3气水交替现场实施效果分析

进入现场之前，参考物模试验和数模研究成果，考虑现场注入实际，设计了现场实施方案。设计周期注入0.015个HCPV，日注水量10m3/d，水气注入强度比1∶3，水气地下段塞体积比1∶1。现场从2009年底进行注入，完成2个阶段注入，累积注水1640m3，注气912t。

1)气水交替注入能力较强。气水交替前，注气井累积注气25270t(0.49HCPV)，水气交替过程中，井底流压保持在31～32MPa，比破裂压力低10MPa左右，尚有较大的提压空间。注水时与压裂投注的相同油层注水井基本接近，表明在气水交替条件下油层注气、水能力较强。

2)注入水起到了调剖作用。气水交替过程中，注水、注气压力均有所上升，且上升幅度差别不大。注水压力由13.0MPa上升到15.0MPa；注气压力由13.5MPa上升到16.0MPa。表明注入水进入了原气窜通道，在气水交替过程中扩大了波及体积。

表3　数值模拟气水交替结果

3)油井见到了气水交替效果。井组平均套压下降1MPa以上、气油比下降350m3/t，表明气窜得到有效控制；气水交替过程中原受效较差的井产量有所上升，气窜严重的井实现了连续开井，区块平均单井日产油由0.3t上升到1.2t，见到了较好效果。

4结论

1)岩心试验结果表明，进行气水交替注入，采收率均高于一直气驱注入，且注入压力越高，提高采收率幅度越大。

2)通过数值模拟，周期注入0.015个HCPV，日注水量8m3/d，日注气量7876.88m3/d，水气注入强度比1∶3，水气地下段塞体积比1∶1，较一直注气提高5.5%。

3)针对非混相采收率低的问题，气水交替注入能够明显改善开发效果。

[参考文献]

[1]李士伦，张正卿，冉新权，等.注气提高石油采收率技术[M].成都：四川科学技术出版社，2001.

[2] 曹学良，郭平，杨学峰，等.低渗透油藏注气提高采收率前景分析[J].天然气工业，2006(3)：100～102.

[3] 李士伦，郭平，王仲林，等.中低渗透油藏注气提高采收率理论及应用[M].北京：石油工业出版社，2007.

[4] 李莉，庞彦明，雷友忠，等.特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析[J].天然气工业，2005，27(3)：1～63.

[5] 李士伦，郭平，孙雷. 改变单一的注水开发模式，因地制宜发展注气提高采收率技术[A].中国石油天然集团公司油气田开发工作会议论文集(上册)[C].北京：石油工业出版社，1999：12.

[6] 小斯托卡 F I. 混相驱开发油田[M].北京：石油工业出版社，1989：61.

[编辑]辛长静

[收稿日期]2016-01-19

[基金项目]大庆油田原油4000万吨持续稳产重大科技专项(2011CZB-007)。

[作者简介]熊霄(1981-)，男，工程师，现主要从事油藏工程方面的研究工作。E-mail:xiongxiao@petrochina.com.cn。

[中图分类号]TE358.3

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)16-0035-03

[引著格式]熊霄.气水交替改善CO2驱开发效果与应用[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(16)：35～37.