复杂低渗油藏CO2非混相驱注入方式优选

李蒙蒙, 廖新维, 李 琪, 卢 宁 ,苏泽中

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院， 北京 102249； 2.西安石油大学 石油工程学院， 陕西 西安 710065； 3.中国石化胜利油田， 山东 东营 257000)

复杂低渗油藏CO2非混相驱注入方式优选

李蒙蒙1, 廖新维1, 李 琪2, 卢 宁3,苏泽中2

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院， 北京 102249； 2.西安石油大学 石油工程学院， 陕西 西安 710065； 3.中国石化胜利油田， 山东 东营 257000)

吐哈油田牛圈湖油藏属于低渗、低压、低流度的复杂低渗油藏，存在储层非均质性严重、原油粘度较大、注水驱替效率低等问题，而CO2驱在复杂低渗油藏的开发中具有较大优势.以牛圈湖油藏东区为研究对象，通过细管实验，确定油藏CO2驱为非混相驱.在油藏流体拟合与生产历史拟合的基础上，建立组分数值模型.通过不同开发方案对比分析，对注入方式进行优选.结果表明， CO2吞吐后转连续气驱的采出程度虽然低于CO2连续气驱，但换油率和CO2的利用率较高.水驱后CO2水气交替驱的采出程度和换油率最高，为最优注入方式，且地层压力、含水率和气油比保持情况较好，可为后续二次水驱开发提供有利条件.

复杂低渗油藏； CO2非混相驱； 细管实验； 注气方式； 数值模拟

0 引言

目前我国开发的油藏主要以低渗透油藏为主，而低渗油藏特别是复杂低渗油藏在开发中存在储量动用程度低、吸水困难、单井产量低等问题.采用常规注水开发难度较大，而 CO2驱油技术已经成为开发复杂低渗油藏的重要手段之一[1].CO2驱最早可以追溯到20世纪50年代，主要分为混相驱和非混相驱，国外油田大多属于混相驱替[2]，而国内油藏由于储层及流体性质复杂，大多无法实现混相，只适合于CO2非混相驱[3-5].许多学者通过室内试验和数值模拟方法[6-14]对CO2驱的影响因素进行了分析，并对注气方式进行优化，但对CO2吞吐后转连续气驱或转水气交替驱的研究较少.笔者在前人研究的基础上，建立研究区块CO2驱组分数值模型，将CO2吞吐后连续气驱和水气交替驱与水驱后CO2不同注入方式进行对比分析，得到了复杂低渗油藏CO2非混相驱的最优注入方式，为CO2非混相驱现场实施提供理论指导.

1 区域概况

研究区块位于吐哈油田牛圈湖油藏东区，为一近东西向展布的不规则宽缓背斜构造，天然裂缝、断层不发育.油层有效厚度为11.3 m，渗透率为3.4 mD，孔隙度为13.7%，地面原油密度为0.870 g/cm3，粘度为22.31 mPa·s.原始地层压力为17.8 MPa，地层温度为45 ℃，属于低渗、低压、低流度的复杂低渗油藏.油井无自然产能，采用超前注水开发，油井压裂投产并保持地层压力进行开发.研究区块于2008年投入开发，共有油井22口，水井6口.储层非均质性严重，吸水剖面注水突进现象明显，注不进、采不出问题日趋严重.至2012年6月，综合含水为20%，采出程度为2.8%，注采比为1.4.

2 CO2驱细管实验

当CO2注入压力低于混相压力时，驱油效率相对混相驱替较低，但如果混相压力过高，达到高压混相条件时需要的投资和花费更大，此时进行CO2非混相驱也会达到较好的效果.因此，通过细管实验确定油藏混相状况是CO2驱注入方式研究的重要基础.将原油高压物性实验得到的基本物性参数导入到Eclipse中的PVTi模块中，通过拟合得到修正的储层流体临界参数和状态方程参数，如表1所示.将PVTi拟合得到的高压物性数据应用于数值模拟细管实验中.

表1 储层流体拟组分临界参数和状态方程参数

数值模拟法模拟细管实验采用一维组分模型.本次模拟细管实验中设定的细管参数与物理实验的细管参数相同.细管长度为20 m，横截面积设定为正方形，边长为0.003 86 m，平均孔隙度为39%，网格划分为400×1×1，网格步长为Dx=0.005 m，Dy=Dz=0.003 86 m.在第一个网格设置一口定量注入井，最后一个网格设置一口定压生产井，驱替压力分别为20.00 MPa、26.00 MPa、30.00 MPa、32.00 MPa、36.00 MPa、40.00 MPa.从而得到不同驱替压力下的原油采出程度，如图1所示.通过非混相段与混相段曲线的交点得到CO2驱的最小混相压力为30.00 MPa，与物理模拟细管实验(29.8 MPa)误差仅为0.67%，表明PVTi拟合的流体高压物性数据可以代表地层中原油的高压物性数据.实验表明在原始地层压力(17.80 MPa)条件下，注CO2为非混相驱.

图1 细管试验采出程度与驱替压力曲线

3 CO2非混相驱注入方式优选

研究区块CO2驱组分数值模型网格尺寸为30 m×30 m×0.5 m，总网格数为23 128(49×59×8)个，如图2所示.

图2 研究区块水驱后剩余油分布图

分别采用五种不同的注气开发方案对注气方式进行优选.预测开始时间为2012年7月1日，第一种方案为基础方案，即油水井均以原来的工作制度进行生产，水驱开发时间为25年.第二种方案是水驱后CO2连续气驱方案.注气井的注气速度为15 000 m3/d，总注入量为131.4×104t，生产井井底流压为7 MPa，进行定压生产，关井气油比为2 000 m3/m3，注气开发时间为20年.第三种方案为CO2吞吐后转CO2连续气驱方案.油井进行CO2吞吐，水井按原来的工作制度注水.CO2吞吐井的注气速度为5 000 m3/d，周期注气量为50 000 m3，焖井时间为25 d，开井生产时间为60 d，进行CO2吞吐开发10个周期后转CO2连续气驱，CO2连续气驱注入参数与方案二相同，开发时间为20年.第四种方案为水驱后CO2水气交替驱，注气井的注气速度为20 000 m3/d，总注入量为72.1×104t，注水井的注入速度为20 m3/d，总注水量为73×104t.生产井井底流压为7 MPa，进行定压生产，关井气油比为1 500 m3/m3，水气交替段塞比为2∶1，注气周期为6个月，开发时间为25年.第五种方案为CO2吞吐后转CO2水气交替驱方案.油井进行CO2吞吐，水井按原来的工作制度注水.CO2吞吐井的注气速度为5 000 m3/d，周期注气量为50 000 m3，焖井时间为25 d，开井生产时间为60 d，进行CO2吞吐开发10个周期后转CO2水气交替驱，CO2水气交替驱注入参数与方案四相同，开发时间为25年.五种不同开发方案的预测结果如图3～7所示.

从图3可以看出，水驱后CO2水气交替驱的累产油量和采出程度最高，驱油效果最好.CO2吞吐后转连续气驱和转水气交替驱比水驱后CO2连续气驱和水气交替驱的采出程度低，累产油量低，驱油效果差.表明对于低渗、低压、低流度的复杂低渗油藏，直接进行CO2非混相驱的驱油效果要好于进行CO2吞吐后转CO2非混相驱的效果.

图3 不同开发方案产量预测柱状图

从图4可以看出，水驱后CO2水气交替驱的CO2累积注入量与累积产出量最少，而换油率最高.可以通过注入较少的CO2，而最大程度的提高原油采收率.CO2吞吐后转CO2连续气驱和转水气交替驱的采出程度虽然低于水驱后CO2连续气驱，但换油率要高于水驱后CO2连续气驱，CO2的利用率较高.这主要是由于CO2连续气驱过程中CO2用量较大，并且由于CO2粘度和密度较小、流度较大，容易较早地突破到生产井，使体积波及效率降低，从而换油率较低.气体过早突破会导致油井关井，降低驱油效率.

图4 不同开发方案CO2利用情况柱状图

从图5可以看出，水驱后CO2水气交替驱和CO2吞吐后水气交替驱的地层压力保持在原始地层压力附近.水驱后CO2连续气驱和CO2吞吐后连续气驱地层压力较高，这主要是由于CO2连续气驱过程中，气体注入能力较大，能够较快地补充油藏的能量.水驱的地层压力保持水平最低，但地层压力保持在饱和压力以上，说明方案设计中油水井的工作制度比较合理.

图5 不同开发方案地层压力随时间变化曲线

从图6可以看出，水驱后CO2连续气驱的含水率始终保持在较低水平，水驱后CO2水气交替驱和CO2吞吐后转水气交替驱的含水率始终保持在40%～50%之间，CO2吞吐后转CO2连续气驱的含水波动较大，但始终保持在50%以下，水驱的含水率较高，最终含水率为90.7%.说明CO2水气交替驱可以有效控制含水上升和改善水油流度比，提高波及效率.

图6 不同开发方案含水率随时间变化曲线

从图7可以看出，水驱后CO2水气交替驱和CO2吞吐后水气交替驱比水驱后CO2连续气驱和CO2吞吐后连续气驱的气油比要低，波动范围要小.说明CO2水气交替驱可以很好的控制气油流度比，防止气体沿高深层突进而导致气窜，增强其向低渗层的渗流和扩散，从而有效地驱替剩余油.

图7 不同开发方案生产气油比随时间变化曲线

通过以上分析，对于复杂低渗油藏，水驱后CO2非混相水气交替驱的采出程度和换油率最高，能够使地层压力保持在原始地层压力附近，使含水率和气油比保持在较低水平，因此推荐研究区块采用方案四进行开发.推荐开发方案指标预测如图8所示.

从图7和图8可以看出，水驱后CO2水气交替驱采出程度随着时间的增加呈上升趋势，但增加的幅度逐渐减小.研究区块产量在生产三年后开始出现递减，产量逐渐减少，气油比逐渐增加.至2026年，由于部分油井气窜，导致气油比上升，油井达到关井气油比而关井，油井关井数较多，产量下降幅度较大.此时可转注水开发，使地层中的压力场和饱和度场重新分布，提高体积波及系数，提高原油采收率.

图8 水驱后CO2水气交替驱开发指标预测曲线图

4 结论

(1) 通过数值模拟细管实验得到研究区块最小混相压力为29.8 MPa，与物理模拟实验结果误差仅为0.67%，验证了所建组分数值模型的正确性.实验表明原始地层压力条件下注CO2为非混相驱.

(2)通过不同开发方案对比分析，表明对于复杂低渗油藏，CO2水气交替驱的采出程度和换油率最高，CO2吞吐后转CO2非混相驱的采出程度虽然低于CO2连续气驱，但换油率比CO2连续气驱高，CO2的利用率较高.CO2水气交替驱的地层压力、含水率和气油比保持较好，波动范围较小.

(3)水驱后进行CO2水气交替驱开发，注气开发14年后，部分油井因气油比上升而关井，导致产量下降.此时，可将关井油井转注水开发，使饱和度场重新分布，提高采收率.

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【责任编辑：蒋亚儒】

Optimization of CO2immiscible injection in complex low permeability reservoir

LI Meng-meng1, LIAO Xin-wei1, LI Qi2, LU Ning3, SU Ze-zhong2

(1.College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 2.College of Petroleum Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China; 3.Shengli Oilfield, Sinopec, Dongying 257000, China)

The Niuquanhu reservoir in Tuha oil field belongs to the complex low permeability reservoir with low permeability,low formation pressure and low mobility.It has many development problems,such as high reservoir heterogeneity,high oil viscosity and low water displacement efficiency etc.CO2flooding has great advantages in the development of complex low permeability reservoir.Taking the east block of Niuquanhu reservoir for example,the type of CO2flooding was determined as immiscible injection through slim tube test.Based on the reservoir fluid fitting and production history matching,the compositional numerical model was established.Gas injection was optimized through production indexes comparison of different development plans.The results show that although the recovery degree of CO2continuous injection after CO2huff and puff is lower than that of continuous CO2flooding,the oil exchange ratio and utilization rate is higher than continuous CO2flooding.The recovery degree and oil exchange ratio of CO2WAG after water flooding is the best of the development plans.Moreover,the formation pressure,water cut and gas-oil ratio keeps within a reasonable range,which is favorable for the secondary water flooding.

complex low permeability reservoir; CO2immiscible flooding; slim tube test; gas injection mode; numerical simulation

2016-11-30 基金项目：国家重大科技专项项目(2011ZX05009)； 国家“973”计划研究项目(2011CB707302)

李蒙蒙(1985-)，女，山东潍坊人，在读博士研究生，研究方向：油藏工程

1000-5811(2017)02-0098-05

TE341

A