滩坝砂特低渗透油藏CO2驱油技术及应用

2019-07-06曹绪龙吕广忠王杰张东

油气藏评价与开发 2019年3期

曹绪龙，吕广忠，王杰，张东

（中国石化胜利油田分公司，山东东营257015）

国内外大量研究和应用成果表明，向油层中注入CO2可以大幅度地提高原油采收率。以CO2为驱油剂提高原油采收率不仅可以增加原油可采储量，还可以实现CO2的长期地质埋存，既实现CO2减排的社会效益，又产生巨大的经济效益，是CO2埋存与高效利用的最佳途径之一，已在许多油田进行了矿场实施[1-4]。国外CO2驱技术相对成熟，已成为提高采收率的主要方法[5-7]；但针对我国埋深大、原油黏度高、地质条件差的油藏，国外已有的技术并不完全适用。

针对滩坝砂特低渗透油藏CO2驱存在的技术难题，综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法，采用物理模拟和数学模拟相结合的手段，进行了油藏精细地质和室内实验研究，制定了CO2驱评价标准，明晰了CO2驱提高采收率机理，建立了CO2驱井网适配优化设计技术，优化了示范区高89-1 块CO2驱技术政策界限，矿场取得良好开发效果。本研究可为同类型油藏CO2驱提供支撑和借鉴。

1 滩坝砂油藏地质特征

基于胜利油田低渗透油藏CO2驱油筛选标准，优选高89-1块作为CO2驱油的示范区。高89-1块位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷金家—正理庄—樊家鼻状构造带中部，主要含油层系为沙四段，地层埋深2 700～3 100 m。

1.1 精细地层对比划分

采用多层次逐级细分对比方法，结合构造及生产动态，将示范区4个砂层组划分出15个小层，其中3、4砂组砂体零星分布，连通性差，多为干层；1、2砂组砂体发育，连通性较好，含油性较好，进一步将主力含油砂组1、2 砂组细分为8 个小层。此类连通性较好，含油性较好油藏有利于CO2驱油。

1.2 构造特征

根据井震结合，利用相干分析、水平切片等技术识别和组合断裂系统，确定构造形态。示范区地层西南高东北低，在西部形成局部鼻状构造，地层倾角5o～8o，构造落差最大可达500～700 m，一系列北东向断层使构造复杂化（图1）。南北3 条主干断层的纵向、侧向封堵性较强，CO2通过断层泄漏的可能性很小，利于注CO2提高地层压力，实现CO2驱油及CO2的长期地质埋存。

1.3 沉积特征

高89-1 块沙四段处于滨浅湖—半深湖环境，是来自西边青城凸起的冲积扇等近岸浅水砂体，经湖浪改造形成的滩坝沉积。储层以滩坝砂岩为主，岩性组合特征表现为泥岩夹砂岩或砂泥岩互层，可划分为坝砂和滩砂两种微相。坝砂微相自然电位曲线呈中幅微齿化的箱状或指状负异常，电阻率曲线呈高幅异常的尖刀状，坝砂储集性能较好。滩砂微相在自然电位曲线上表现为指状和相对低值的起伏，电阻率曲线呈低阻，局部呈低幅尖刀状，滩砂储集性能较坝砂差（图2）。

图1 高89-1块沙四段顶面构造Fig.1 Top structure of Sha-4 member in Gao-89-1 block

1.4 储层发育特征

高89-1 块储层以滩坝砂岩为主，岩性组合特征表现为泥岩夹砂岩或砂泥岩互层。滩坝砂纵向上呈砂泥岩互层，层多而薄，不同砂体相互穿插叠置，平面上滩砂席状连片分布，坝砂呈“串珠状”镶嵌于滩砂中，占砂体总厚度的17.1%。储层分布稳定，表现出“多”、“薄”的特点，砂体平均厚度1.5 m，其中坝砂平均厚度可达3.5 m，滩砂平均厚度仅1.3 m。

1.5 储层物性特征

通过分别统计滩砂和坝砂的岩心常规分析数据，发现滩砂和坝砂物性差异大。坝砂样品66块，孔隙度平均值14.7%，渗透率平均值4.92×10-3μm2，渗透率分布较分散，但渗透率＞5×10-3μm2的样品占坝砂样品的40.8%；滩砂样品100 块，孔隙度平均值为9.18 %，渗透率平均值为0.29×10-3μm2，其中渗透率＜1×10-3μm2的样品数占到了滩砂样品数的96.9%，坝砂物性远好于滩砂，储层非均质强。该块滩坝砂油藏“滩坝交互、渗透率差异大、非均质强”，CO2易向高渗透方向驱替，在高渗透方向气窜速度加快，降低区块最终采收率。

图2 示范区测井曲线形态Fig.2 Logging curve morphology of demonstration area

1.6 流体性质

根据高89-1 井、高89-5 井、高891 井原油分析资料，地面原油密度为0.859 6～0.865 0 g/cm3，平均地面原油密度为0.862 3 g/cm3，地层原油密度为0.738 6 g/cm3；地面原油黏度为10.45～13.2 mPa·s，平均地面黏度为11.83 mPa·s，地下黏度为1.59 mPa·s，含硫量为0.19%，凝固点为34 ℃。具有低黏度、低含硫、高凝固点的特点。与筛选标准相比，该块地层原油黏度及密度均符合开展CO2驱油标准要求。

2 CO2驱室内实验研究

针对滩坝砂油藏原油低黏度、低含硫、高凝固点、地层温度高、渗透率低等特点，利用室内实验，研究了油藏条件下CO2溶解特性、膨胀降黏特性、混相特性和不同注入方式下驱油效率等，明晰滩坝砂特低渗透油藏CO2驱提高采收率机理，为CO2驱油藏数值模拟和油藏方案优化提供基础资料。

2.1 CO2与地层原油体系相态变化规律

CO2在油藏条件下处于超临界状态，具有较高的密度和较低的黏度，易于注入地层。同时，CO2与地层油相特性实验表明[8-10]，CO2与原油互溶性强，溶于原油后可引起原油膨胀，使原油的体积增大，从而促使充满油的孔隙体积也增大，有利于油在孔隙介质中的流动。

选取高89-4井的井口油和套管气按该区块原始饱和压力配制成样品，利用高温高压PVT分析仪，开展了CO2与地层原油膨胀降黏实验，结果表明，高89-4 井地层原油对CO2有很强的溶解能力，注入压力越高CO2在原油中的溶解度越大。在饱和压力达到24.73 MPa 时，地层原油中的CO2溶解度达到132.33 Nm3/t。由于CO2能够大量溶解在原油中，注入CO2后致使地层原油体积大幅膨胀、黏度明显降低，地层压力下的原油体积可以膨胀到1.26倍，黏度降低幅度70.45%。同时，随着CO2在原油中溶解度的不断增减，油气界面张力降低，洗油效率大幅度提高。

2.2 CO2对原油的抽提作用

利用高温高压PVT分析仪，研究CO2的溶解和强烈的抽提作用对平衡油、气组分变化的影响，认识到由于CO2对轻烃的强烈抽提作用，地层油中C7以下组分90%以上被抽提到气相中，有效富化了气相，气相组分越来越接近地层油，以致达到动态混相，从而明晰了CO2与原油混相的微观机理，因此，可通过增强CO2抽提能力，达到降低CO2与原油混相压力的目的。基于该认识，从分子尺度剖析CO2与原油的混相机理及其影响因素，研发了强化CO2对原油组分抽提能力的增效剂和增强CO2溶解能力的增溶剂，室内实验表明，增效剂和增溶剂二元复配体系可以降低混相压力7 MPa，降幅22%。

2.3 CO2与原油最小混相压力实验

细管试验研究的结果表明，在地层温度126 ℃条件下，CO2与地层原油发生多次接触混相的最小混相压力（MMP）为28.94 MPa。该块原始地层压力为42 MPa，在原始条件下易于实现CO2混相驱，经过前期大型压裂弹性开发，注气前，地层压力下降到24.50 MPa，远低于混相压力，同时渗透率低，无法实现有效注水提高地层压力，造成混相难。

2.4 CO2驱方式与驱油效率研究

应用高89-1块油藏低渗岩心进行的三次长岩心驱替试验研究结果表明：在目前地层温度压力下，完全水驱的驱油效率是33.50%，完全水驱后持续CO2驱的驱油效率是85.64%，初始持续CO2驱后转长期水驱的驱油效率是79.58%，初始持续CO2和水交替注入驱后转长期水驱的驱油效率是81.56 %，说明CO2驱油效率高于水驱46%以上。

3 CO2驱井网适配优化技术

3.1 井网与滩坝适配优化

以滩坝砂油藏为例，考虑滩坝砂油藏“滩坝交互、渗透率差异大、非均质强”的地质特征，针对常规井网难以与滩坝砂油藏相适配，CO2驱波及系数低的难题，建立了不同类型滩坝砂储层与不同井网形式（五点法、反七点法、反九点法）的匹配模式，通过数值模拟研究了不同井组模型CO2驱波及系数、换油率、开发时间，确定最佳的井网与滩坝适配模式。以五点法为例，可以划分为8种类型（图3）。综合考虑上述因素，滩砂和坝注滩采油藏适用反七点井网，纯坝砂和滩注坝采油藏适用五点法井网。

图3 井网与滩坝适配优化结果Fig.3 Optimization results of well pattern fitting with beach bar

3.2 差异井距与滩坝砂物性适配优化

综合考虑CO2驱替方式和非线性渗流特征，建立了CO2驱技术极限井距公式（式1）:

式中：α为泄油半径/混相带长度；a1、b1为混相带参数；a2、b2为非混相带参数；Pe为油藏压力，MPa；Pw为生产井井底流压，MPa；Kg为地层气测渗透率，10-3μm2；μo1为混相带地层油黏度，mPa·s；μo2为非混相带地层油黏度，mPa·s。。

结合室内实验结果，计算得到了混相驱CO2驱启动压力梯度与流度关系图（图4），代入公式1，即可计算得到CO2驱技术极限井距。

针对滩坝砂建驱难的问题，建立差异储层改造对策，使井距与滩、坝匹配，建立有效的驱替。针对不同物性区域油井压裂问题，可通过优化裂缝缝长，实现差异缝长压裂，均衡驱替前缘，针对断层附近裂缝方向偏转的问题，可通过定向钻孔诱导裂缝走向，防止裂缝交叉，针对井组内注采井距不均衡的问题，可通过注气井变方向径向钻孔，均衡气驱运移前缘，改变气驱方向。

图4 CO2驱启动压力梯度与流度关系Fig.4 Relation of start-up pressure gradient and fluidity of CO2 flooding

3.3 压裂裂缝优化

基质和裂缝介质的气液相渗曲线研究表明，裂缝的存在使油气两相渗流区变窄、曲线形态变陡，导致CO2突破时间变早、油相渗透率急剧下降。

不同裂缝长度和方向与井网匹配优化研究表明，半缝长为20%注采井距、裂缝方向与注采方向正交时，单井累油最高，气窜时间最晚。

4 示范区技术政策界限研究

利用考虑CO2混相驱渗流特征的数值模拟方法,结合国内外研究成果[11-13]，对井网井距、压力保持水平、注入方式、注气速度和注入量等参数进行优化，制定了CO2驱技术政策界限（图5）。图5a 为不同注入方式下采收率变化柱状图，从不同注入方式的最终采收率可以看出，WAG 的注入方式优于连续气驱，连续气驱优于水驱和弹性驱，考虑到现场注入实际情况，在高89-1块示范区采取的注入方式是连续气驱。图5b 为井距与采收率关系柱状图，随着井距的增加，采收率变小，主要是由于示范区渗透率太低，大井距条件下难以建立起有效的驱替系统，井距350 m时采收率最大，因此，示范区井距取350 m。图5c 为注气速度与采收率关系柱状图，随着注气速度增加，采收率出现先增加后减小的现象，主要是由于低注气速度时，注气量小于采出量，造成压力下降，从而采收率较小；注气速度过大，容易造成过早气窜，采收率和埋存率都减低，造成采收率减小，示范区最优的注气速度为20 t/d。图5d 为压力保持水平与采收率关系曲线，随着压力升高，采收率增加，当压力达到30 MPa后，采收率增幅变缓，取此时压力值为示范区压力保持水平。图5e为注入量与采收率关系曲线，模拟结果表明，采收率与注入量成正比，随着注入量增加，采收率增幅变缓。图5f 为注气量与换油率关系曲线，随着注气量增加，换油率先增加后减小，主要是由于注气后期气体突破，CO2利用率降低，换油率降低，考虑经济因素，示范区最大注气量为0.33PV。示范区最佳CO2驱油与封存政策界限为350 m注采井距，连续注入，压力保持水平30 MPa，注入速度20 t/d，最大注气量为0.33PV，预测可提高采收率16.7%，CO2总注入量563×104t。

图5 示范区CO2驱技术政策界限Fig.5 Technology policy of CO2 flooding in demonstration area

5 应用效果

高89-1 块示范区含油面积2.6 km2，地质储量170×104t，平均渗透率4.7×10-3μm2，方案部署总井数24口，其中油井14口，注气井10口，采用五点法井网，注采井距350 m，地层压力保持在30 MPa，注气速度20 t/d，累注0.33PV的CO2，预计采收率由弹性驱8.9%提高到26.1%，可提高17.2%。目前共有生产井14口，注入井11口，已形成完善的注采井网（图6）。

2008年高89-1块开始CO2驱，地层压力24 MPa，地层压力低于混相压力，为近混相驱。注气后，见效井产量较注气前上升2～3 倍，中心井高89-S1 井第一年产油稳定在8.5 t/d，第二年递减率为13.2%；外围井89-13 井第一年递减率为42.1 %，第二年递减率为25.5%（图7）。截至目前，已累计注入CO2量为2.8×105t，累计增油量为6.5×104t，封存CO2量为2.6×105t，目前已提高采收率6.3%，其中，中心井组提高采收率9.1%（图8）。