实验设计方法在低渗油藏CO2驱设计优化中的应用

李保振 康晓东 张 健 唐恩高 张贤松

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028； 2. 中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028)

在低渗油田开发中，CO2具有黏度低、注入能力高的特点。注CO2方式比起注水方式更能显著改善油田开发效果，同时还可以埋存温室气体。本次研究中，针对多层低渗油藏的特点，利用CMG组分模拟器对CO2驱提高采收率和CO2埋存量的设计进行优化。借助二水平析因实验设计方法，综合考虑各方面因素，合理安排各项CO2驱方案，以提高数值运算效率，明确CO2驱过程中的关键因素和各因素之间的交互作用，讨论低渗油藏实施大斜度井连续注气与生产井开关井控制相结合的方法。通过实例研究，验证优化方案对于原油采收率与埋存的综合优化效果。

1 低渗油藏CO2驱设计的影响因素

传统设计的目的，是在提高采收率的同时尽量减少CO2消耗量。目前最新的CO2驱设计同时考虑了采收率和埋存量因素，其工程设计和操作方法与传统的CO2驱设计有着很大差别。本次研究综合了地质、油藏多种因素，分析了低渗油藏中CO2驱方式中储层倾角、垂向渗透率、相渗滞后、注采方式和注采井型等因素对于采收率和埋存的影响机理。表1所示为影响因素水平和考核指标。

1.1 储层倾角

对于倾斜油藏，可以利用重力作用来改善驱替效率和油藏的采收率。在构造高部位注气，并保持低速生产，使得重力足以使密度较小的CO2和较重的原油相分离，进而抑制溶剂指进趋势。理论上，油藏的倾角越大，重力分离和抑制指进的趋势就显著。

表1 影响因素水平和考核指标

1.2 油藏垂向渗透率与水平渗透率之比

由于CO2和地层原油的密度存在差异，受重力分离作用的影响，在CO2驱替过程中注入的气体常倾向于上浮并聚集到油藏的顶部。垂向渗透率对于CO2驱开发效果的影响较突出。考虑其影响，以油藏垂向渗透率与水平渗透率之比(KvKh)为参考指标。KvKh的取值范围为0.1～0.5。

1.3 注采方式

(2) CI+CW，即注入井连续注CO2与生产井控制生产。在此方式下，通过气油比和油藏平均压力控制生产井的开关井操作，提高气体波及效率，减少采出气体循环注入量[5]。基本流程是，连续注入CO2，直至生产井气油比达到一定值后关井，至油藏压力上升到某个定值时重新开井，并提高生产汽油比上升界限，之后再进行开关井反复操作。

1.4 气相相渗滞后

常规模拟研究结果显示，气体的相渗曲线在吸吮和驱替变换过程中呈一条往复变化的曲线。CO2驱室内试验和油田现场实践研究表明，在水气循环注入过程中，流体饱和度反复变化，相渗和毛管力都明显表现出滞后的特征。图1所示为CO2驱气体相渗滞后特征曲线。滞后效应对于束缚气饱和度的影响直接决定了CO2的埋存效果，且对注水能力有显著影响[6-7]。

图1 CO2驱气体相渗滞后特征曲线

1.5 注采井型

直井、大斜度井在低渗油藏注气中具有不同的适应性。直井的优点是，可以动用多个油层储量，生产能力调整的灵活性较好，适合储层较厚、物性较好的多层油藏；其缺点是，泄油面积较小，在低渗油藏开发注气中的生产能力不理想。大斜度井结合了直井和水平井的优点，既可以同时动用多个油层，又可以增大单个油层内的泄油面积，提升了生产能力调整的灵活性。大斜度井比较适合多层低渗油藏、复杂断块油藏和较厚油藏[8-9]。

2 CO2驱设计与分析

2.1 典型CO2驱方案设计

利用油藏模拟器(CMG)进行低渗油藏的注采方式优化模拟，建立多层非均质低渗模型。图2所示为多层非均质低渗模型，其具体参数如表2所示。该模型包括“一注一采”2口井 —— A井和B井，先对A井、B井进行为期1a的衰竭式开发，再对B井注水，为期1a后实施以下注采方案。

图2 多层非均质低渗油藏模型

网格数目网格大小(长×宽×高)渗透率∕(10-3μm2)平均渗透率∕(10-3μm2)孔隙度平均孔隙度储量∕(104t)20×5×720 m×20 m×3 m0.4～2.81.0～1.60.06～0.170.121.05

在油田CO2驱开发方案设计中，需要考虑地质、工程、经济等方面多项因素的影响，耗时耗力。实验设计方法是以概率论、数理统计及线性代数等理论为基础，科学地安排试验方案，根据试验方案分析结果确定参数对指标的影响趋势、主次顺序及显著程度。其突出特点是，从较少数量的典型代表性方案中获得内在的本质规律和矛盾主次，而不必对大量方案进行分析[6]。本次研究中，运用二水平析因实验设计方法，综合分析前述影响因素及其水平，确定可满足研究需要的少量典型代表性CO2驱数值模拟方案。表3所示为实验设计得到的CO2驱方案参数及结果。

2.2 方案分析与优化

对以上油藏数值模拟结果进行分析，根据不同因素在各指标中的重要程度，确定关键影响因素及各因素之间的交互作用。通过分析，设计不同目标(采收率、CO2埋存量或经济指标)下的最优CO2驱开发方案。这样大幅提高了方案设计效率，减少了数值模拟的工作量。

各因素在不同水平下的交互作用各不相同。图3所示为CO2驱方案的采收率与CO2埋存量半正态分析结果。可以看出，影响原油采收率的关键因素有注气井井型、注采方式，而影响CO2埋存效果的因素除了注气井井型、注采方式外，还有相渗滞后作用。图4所示为CO2驱注采方案中不同因素对于原油采收率指标的交互作用。图5所示为CO2驱注采方案中不同因素对于CO2埋存量指标的交互作用。

表3 实验设计得到的CO2驱方案参数及结果

图3 CO2驱方案的采收率与CO2埋存量半正态分析结果

2.2.1 采收率分析

当采用水气交替的注采方式时，可以获得较高的原油采收率，相比井控方法能够提高10%。利用大斜度井开采时，可以提高多层低渗油藏的注气能力，提高CO2的波及效率，相比直井可以提高5%。气相相渗的滞后作用在水气交替注采方式下影响较大，存在相渗滞后时可以获得较高的采收率(比无滞后情况下的采收率约高出3%)。在生产井井控的注采方式情况下，相渗滞后的影响可以忽略。

2.2.2 CO2埋存量分析

生产井井控下可以获得较高的CO2埋存量，相比水气交替注入提高60%。利用大斜度井可提高多层低渗油藏CO2埋存能力，相比直井可提高10%。另外，气相相渗的滞后作用在水气交替注采方式下影响较大，存在相渗滞后时可以获得较高的采收率(比无滞后情况下的采收率约高出20%)。在生产井井控注采方式中，相渗滞后的影响可以忽略。

图4 CO2驱注采方案中不同因素对于原油采收率指标的交互作用

图5 CO2驱注采方案中不同因素对于CO2埋存量指标的交互作用

3 实例应用

利用低渗油藏A油藏的CO2驱实验区油藏模型对上述CO2驱注采方法进行验证。该油藏油层产液量低，油层溶解气含量相对较低，油层能量差。因此，在该区进行CO2开发试验，拟提高油藏开发效果。图6所示为A油藏CO2驱数值模型。试验区面积为1.875 km2，油藏平均砂岩厚度为40.1 m，平均有效厚度为15.8 m。主力层的平均渗透率为0.55，平均孔隙度为10%。

利用5点法注采井网，进行注采方式与注入井井型的优化研究。开发方案设计流程为，先利用5口井实施为期1 a的衰竭式开发，然后转注中间的“INJ”井注水，为期3 a，之后实施不同的CO2驱注采方案。

(1) Ver-CI+CP。对中间一口直井实施连续注气，对边部4口生产井实施连续采油。

图6 A油藏CO2驱数值模型

(2) Dir-CI+CP。对中间一口大斜度井实施连续注气，对边部4口井实施连续采油。

(3) Dir-WAG。对中间一口大斜度井水气交替注入，对边部4口井实施连续采油。

(4) BHP-CW。对中间一口大斜度井实施连续注气，对边部4口井根据气油比和油藏压力进行开关井控制。

对比不同注采方案数值模拟的油藏采收率和CO2埋存量。图7 所示为A油藏实验区主力层不同注采方案的指标对比。可以看出，利用大斜度井注气结合生产井开发，运用气油比和油藏压力关井控制生产的方法，可以满足注入能力的需要，及时补充油藏的能量。同时，可以延缓生产汽油比的上升，获得最高的CO2埋存量及较高的油藏采收率，取得经济和环保双重效益。

图7 A油藏实验区主力层不同注采方案的指标对比

4 结 语

将实验设计方法引入低渗油藏CO2驱方案设计工作当中，通过较少的CO2驱数值模拟方案最大量地获得了期望的信息，提高了CO2驱数值模拟工作的效率，减少了数值模拟的工作量，缩短了数值模拟需要的时间。

利用实验室设计方法分析了影响CO2驱提高采收率与CO2埋存量的主要因素，以及各因素之间的交互作用。

在多层低渗油藏实例应用中，采用大斜度井连续注气与生产井井控方法相结合实施CO2驱，获得采收率与埋存量的综合优化目标。