特低渗透油藏二氧化碳近混相驱试验研究

程杰成，刘春林，汪艳勇，白文广，牟广山

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)



特低渗透油藏二氧化碳近混相驱试验研究

程杰成，刘春林，汪艳勇，白文广，牟广山

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)

针对特低渗透油藏CO2驱混相难的问题，运用室内实验、油藏工程和数值模拟方法，研究了特低渗透油藏实现CO2近混相驱的方法，结合生产动态分析，总结了CO2近混相驱的生产特征。研究结果表明：通过优化油藏工程方案设计，特低渗透扶杨油层能够实现CO2近混相驱，目标区块的注入能力强、产量高，开发效果也明显好于同类油层水驱区块；储层流动单元是影响油井受效程度的主要因素，裂缝和储层物性好的高渗条带是CO2黏性指进的重要因素。研究结果对特低渗透油田开展CO2驱有借鉴意义。

CO2驱油；近混相气驱；特低渗透油藏；扶杨油层

0 引 言

大庆外围扶杨油层属于特低渗透油层，其水驱开发具有注水效率低、产量递减率高、水驱采收率低等特点，必须探索有效的开发方式[1-2]。CO2驱包括混相驱和非混相驱2种驱油方式，混相驱采收率比非混相驱高3～5个百分点，但中国大多数油藏都难以达到混相[3-6]。1995年，Shyeh-Yung J J提出近混相气驱的概念，它是指注入气体与原油接近混相状态。近混相驱可大幅降低地层原油密度、黏度和油气界面张力，进而提高原油采收率，国内外关于其驱油机理已开展了研究，但是对于现场试验研究未见报道[7-9]。Y101区块扶杨油层的空气渗透率为1.06×10-3μm2，原始地层压力为22.1 MPa，实验测得其地层原油与CO2的最小混相压力为32.2 MPa，地层条件下难以达到CO2混相驱。因此，以Y101区块为例，寻求该类油藏实现CO2近混相驱油藏工程方案设计方法，总结CO2近混相驱的生产特征，对同类特低渗透油田CO2驱应用具有指导意义。

1 近混相驱井网部署研究

根据CO2驱的开发特点，制订了井网部署的设计原则：采取线性注气井网，井排方向与最大水平主应力方向一致，井排距与砂体发育宽度合理匹配，设计井距为250～300 m。设计了矩形五点、反九点2种井网，包括6套布井方案。数值模拟计算开发指标结果表明：矩形五点井网的开发效果比反九点井网好，其油井产量和地层压力较高。表1为不同井网预测开发指标，开发初期2种井网的油井产量差别不大，开发3 a矩形五点井网的平均单井日产油为2.8 t/d，比反九点井网高0.6 t/d；开发10 a矩形五点井网的平均地层压力为26 MPa，比反九点井网高4 MPa。

分析原因为：矩形五点井网的气驱过程中多向连通比例比反九点井网高19个百分点，而且矩形五点井网的注采井距均匀，注采井距较大，因此，平面矛盾相对较小。最终优选方案为：矩形五点法井网，井排方向为NE77°，井距为300 m，排距为250 m，7注17采。

表1 Y101区块不同井网数值模拟预测开发指标

2 近混相驱注采参数研究

运用油藏工程和数值模拟方法，研究了合理的注采参数。超前注气能够抬升地层压力，提高地层混相效果，采取超前注180 d关30 d，之后注90 d关30 d周期注气，以避免过早气窜；根据油层破裂压力的要求，井口注入压力小于25.5 MPa；初期平均单井日注气量为10～25 t/d，注气强度为1.5～3.0 t/(d·m)，最大单井日注气量为20～40 t/d。合理流压有利于保持地层压力，试验区原油饱和压力为4.7 MPa，因此，控制流压不低于5.0 MPa；根据受效情况采取分类管理的周期采油制度，以延缓气窜速度。

3 近混相驱试验效果

2007年12月和2008年7月分2批共投注7口注气井，超前注气180 d后油井分批投产。截至2013年12月，累计注入液态CO2共11.06×104t(0.130倍烃类孔隙体积)，累计产油量为5.62×104t，采油速度为0.73%，采出程度为4.70%，气油比为95 m3/t，CO2埋存率为97%，累计埋存CO2量为10.72×104t。

CO2驱注入能力较强。油层一直保持较强的吸气能力，投产初期单位厚度视吸气指数为0.13 m3/(d·MPa·m)，与同类油层水驱区块基本一致，开发第3 a稳定在0.11 m3/(d·MPa·m)，是同期同类油层水驱区块的2倍，开发第6 a是同期同类油层水驱区块的5倍。

CO2驱产量较高，采油速度较高，地层压力高。油井不经压裂改造投产，投产初期单井日产油达2.9 t/d，与同类油层水驱压裂投产油井的产量基本一致，开发第6 a单井日产油为1.8 t/d以上，是同期同类油层水驱区块产量的3倍。采油速度连续4 a保持在1.00%的较高水平，开发第6 a仍高达0.73%，而同类油层水驱区块开发第3 a采油速度就降至0.50%。油井投产初期的地层压力为21.7 MPa，第2 a以后的地层压力保持在27.0 MPa以上，比区块原始地层压力高5.0 MPa。数值模拟预测试验区最终采收率为21%，比同类油层水驱区块高9个百分点。

4 试验取得认识

4.1 生产特征

4.1.1 注入剖面变化规律

CO2驱注入端存在层间差异，随着驱替时间延长，层间差异逐渐扩大，流体沿高渗透条带突进。注入0.050倍烃类孔隙体积时，杨Ⅰ6、杨Ⅱ41和杨Ⅱ42三个层位的相对吸气量分别为33%、42%、25%，杨Ⅱ41层发育厚度大、物性好，其相对吸气量也最大，表明吸气量受油层发育控制。注入0.130倍烃类孔隙体积时，测得杨Ⅰ6、杨Ⅱ41、杨Ⅱ42油层相对吸气量分别为31%、65%、4%，表明随累计注入量增加，层间差异也逐渐变大。

4.1.2 油井受效规律

流动单元是影响油井受效程度的主要因素。考虑孔隙度、渗透率、有效厚度和地层系数4个参数，将试验区扶杨油层分为4类流动单元，一类流动单元的油层最好，四类流动单元的油层最差。油井根据受效情况和流动单元划分为3类。一类井：受效较好，主要处于一类流动单元，初期单井日产油大于3 t/d，产量一直在较高水平下保持稳产或呈上升趋势，生产3 a后因见气影响产量下降，共6口井；二类井：受效中等，主要处于二类流动单元，初期单井日产油为1～3 t/d，产量保持稳定，共7口井；三类井：受效较差，主要处于三、四类流动单元，初期单井日产油小于1 t/d，共4口井。

4.1.3 油井见气规律

油井CO2浓度和产气量监测结果表明，裂缝和油层物性好的高渗条带是CO2黏性指进的重要因素[10-11]，油井见气类型可以分为裂缝型、基质高渗通道型和基质低渗区域型。

(1) 裂缝型见气井优先见气，其位于注气井排方向，投产后迅速见气，见气后CO2含量和气油比急剧上升，产油量大幅下降，仅Y96-C16井符合该特征，投产2个月CO2含量达到70%以上，气油比最高达到794 m3/t，日产油量由2.8 t/d降至0.5 t/d，实施泡沫调剖后气油比有所下降，后期采取自喷采油，2014年1月转为注气井。

(2) 基质高渗通道型见气井稍晚见气，其位于一类流动单元的高渗通道上，投产4～14个月后见气，见气后CO2含量逐渐升至70%～80%，之后趋于稳定，产油量有稳定或上升阶段，CO2前缘突破到井口平均需9个月，气油比小于200 m3/t，包括Y95-C16等6口井。

(3) 基质低渗区域型见气井最后见气，其见气时间大于14个月，见气后CO2含量上升缓慢，产油量无明显变化，气油比小于100 m3/t，包括Y97-C13等10口井。

4.1.4 原油物性变化规律

CO2对原油有较好的萃取作用，注气后产出原油中的轻质组分含量增加，原油黏度下降。在投产初期和注入0.100倍烃类孔隙体积时，进行了高压物性取样分析。结果表明，采出端的地层原油中C3—C10轻质组分的含量由29.1%升至34.8%，黏度由3.6 mPa·s降至1.9 mPa·s，最小混相压力由32.2 MPa降至28.6 MPa。井口采出原油中C18以下的组分含量投产初期为20.0%，注入0.075倍烃类孔隙体积时增加到62.0%，之后趋于稳定。

4.2 试验区为近混相驱

测得注气井油层中部平均流压为38.0 MPa，平均地层压力为34.7 MPa，均高于最小混相压力，采油井的平均地层压力为27.0 MPa，低于最小混相压力，因此，在注入井周围能形成混相，试验区为近混相驱。由于CO2对原油的萃取作用，从注入端至采出端的原油最小混相压力逐渐降低。注入端至采出端可分为混相、半混相和非混相3种驱替状态，定义p1为测得的原始最小混相压力(32.2 MPa)，p2为数值模拟计算的目前最小混相压力(注入端为35.0 MPa，采出端为29.0 MPa)，地层压力大于p1、p2的区域为混相区，地层压力介于p1、p2之间的区域为半混相区，地层压力小于p1、p2的区域为非混相区。图1为数值模拟计算的地层压力分布图，图中注气井周围圈内为混相区，Y101试验区混相区域占1/4，半混相区域占1/8，非混相区域占5/8，混相半径最远可达169 m。

图1 试验区地层压力分布 (圈内为混相区)

4.3 经济效益分析

截至2015年12月底，试验区累计投入费用2.60×108元，其中投资费用占36.3%，气源费用占33.7%，其他成本费用占30.0%。累计生产原油7.13×104t，累计收入2.83×108元，累计投入产出比为1.00∶1.08。在油价3 400 元/t条件下，按目前投资及操作成本，开发15 a税后内部收益率为3.49%，若不考虑气源成本，税后内部收益率可达11.42%。内部收益率为8.00%时，临界气源价格为159 元/t，目前气源价格为379 元/t。气源成本影响了试验经济效益，若能进一步降低气源价格，同时国家给予减排补贴，CO2驱有望实现经济开发。

5 结 论

(1) 在油藏工程方案设计上，采用矩形五点井网，可保持较高的地层压力，注气井采取超前注气、周期注气的方式，油井采取流压控制、周期采油的方式，有利于实现近混相驱，并控制气窜速度。

(2) 对于特低渗透扶杨油层，在注采井都不压裂投产的情况下，通过超前注CO2能够有效开发。CO2驱试验区注入能力强，油层动用程度较高，油井产量水平高，采油速度高，地层压力高，开发效果明显好于同类水驱区块。

(3) CO2驱存在层间差异，流体沿着高渗透条带突进；储层流动单元是影响油井受效程度的主要因素，流动单元好的区域受效程度较高；裂缝和高渗条带是CO2黏性指进的重要因素，裂缝方向的油井优先见气，高渗通道的油井稍晚见气。

(4) 对于最小混相压力较高的特低渗透油藏，在最小混相压力高于原始地层压力10 MPa的情况下，通过优化油藏工程方案设计与开发调整，能够实现近混相驱，近混相驱存在混相、半混相及非混相3种驱替状态。

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编辑 刘 巍

20160518；改回日期：20160922

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项 “大庆油田原油4000万吨持续稳产关键技术研究——气驱提高采收率技术” (2011E-1216)

程杰成(1962-)，男，教授级高级工程师，1983年毕业于黑龙江大学化学专业，2000年毕业于大连理工大学应用化学专业，获博士学位，现从事油气田开发工作。

汪艳勇(1986-)，男，工程师，2007年毕业于长江大学资源勘查工程专业，现从事油气田开发工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.014

TE357.45

A

1006-6535(2016)06-0064-04