草舍泰州组油藏CO2混相驱效果及二次气驱可行性研究

2019-07-06陈祖华孙雷杨正茂王海妹冯洋华柑霖

油气藏评价与开发 2019年3期

陈祖华，孙雷，杨正茂，王海妹，冯洋，华柑霖

（1.中国石化华东油气分公司，江苏南京210011；2.西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川成都610500；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田，陕西西安710075；4.中国地质大学能源学院，北京100083）

与国外CO2驱注入PV 数不同，我国CO2驱油藏总体注入PV较小，CO2驱提高采收率幅度较小，剩余油饱和度较大，CO2驱后进一步提高采收率潜力较大。例如，美国的Hasting 油藏到目前已连续注气52年，至今依然有效，累计产油9 250×104m3，油田采用边部水气交替，内部注气的方式，不断提高油田采收率，说明在实施过注气的老油田进行二次注CO2可以提高油田采收率。近十几年来，国内中国石油、中国石化、延长石油等陆续开展了大量CO2驱油矿场试验，均处于一次注气阶段，未进入二次CO2驱开发。到目前为止，中国石化华东油气分公司已在苏北盆地15个不同类型油藏开展了CO2驱技术的推广应用，这些油藏将陆续面临一次注气后如何进一步提高采收率的问题，开展二次注气可行性研究非常必要。

1 草舍泰州组油藏一次混相驱开发效果及存在的问题

草舍泰州组油藏是国内首个CO2混相驱提高采收率的试验区，从2005年开始注入CO2，注气后所有采油井全部见效，区块日产油从30.72 t上升到86.9 t[1]。截至2013年底，累计注CO219.6×104t，累计增油11.2×104t，吨换油率0.57 t 油/tCO2，提高采收率13.2 %；水油比降幅为5 %；累计气油比变化率为15%；累计存气率为90%；注采井综合生产时率为75%；老井措施有效率为72%，增产吨油操作成本与极限水驱操作成本的比值为0.65[2-3]。

尽管草舍泰州组油藏一次混相驱油时取得了较好的开发效果，但也存在以下三个方面的问题[4]：一是泰州组油藏经过9年的注气开发，地层原油中20%～30%的轻质组分被萃取出来，会导致二次混相驱时油藏最小混相压力升高；二是一次混相驱结束后，CO2在地下的封存量达90%，地下的原油性质已发生变化，剩余组分分布不均匀，流体存在二相甚至三相变组成渗流问题；三是开发后期气窜严重，平面上主要沿主渗流方向突进，纵向上油藏顶部驱替效率较高，平面上和纵向上矛盾突出。

草舍泰州组油藏一次混相驱结束后转为水驱，产量逐渐降低，采出程度仅为37.4%，亟需进一步提高采收率措施。研究开展一次混相驱后剩余油分布特征研究、二次混相驱潜力评价以及可行性研究、二次注气进一步提高采收率，对CO2混相驱技术的推广具有非常重要的意义。

2 草舍泰州组油藏二次混相驱可行性研究

2.1 一次及二次混相驱微观驱替特征及剩余油分布研究

2.1.1 微观驱替特征研究

利用草舍泰州组油藏真实岩心，模拟饱和油的岩心水驱后一次混相驱和二次混相驱过程，观察其微观渗流特征的差异。

观察分析实验采集的图像可以看出：当染成蓝色的地层水以低速少量注入时，首先沿较小孔隙的边缘前进，然后逐渐向岩心中部扩展驱油，驱替过程表现为非活塞式。注气混相驱后岩心颜色明显变浅，且岩石孔隙中的油水大部分被CO2驱出，只有少量残余油以薄膜状、孤立点珠状附着在岩石孔隙的表面，束缚水的存在方式主要为渠道状和珠串状[5-6]。利用软件处理后得到饱和油、水驱结束后、CO2一次混相驱结束后和CO2二次混相驱结束后四种状态下油水的分布结果（图1），红色为模拟油，蓝色为染色地层水，浅红色为气驱后残余油。计算表明水驱油效率为53.71 %，一次混相驱油效率为83.67%，二次混相驱油效率为93.40%，一次混相驱比水驱提高39.7%，二次混相驱比一次混相驱提高9.73%。

图1 10号岩心油水分布Fig.1 Oil-water distribution of No.10 core

2.1.2 微观剩余油分布研究

引入高倍金相显微镜和拟三维数值显微图像分析技术，进一步开展草舍泰州组油藏真实岩心微观薄片模型驱油过程可视化剩余油赋存状态的显示及识别，对微观剩余油形态进行微米级尺度的放大观测，结果见图2。

从图2中可以看到，草舍泰州组岩心主要以溶蚀的粒间孔为主，水驱效果好，大部分微小溶孔中饱和的模拟油被染色地层水驱出，水驱结束后剩余油以吼道状和油斑状等方式存在（图2b、2c）。气驱结束后剩余油状态发生了部分改变，主要以微小油珠和油斑状存在于岩石孔隙中（图2d）。在充填有微纳米砂粒和黏土固体颗粒的孔隙中剩余油的赋存状态其空间边界具有分形维特征，即油、气、水相互以胶着状态存在，并未呈现出明显光滑的油气、油水界面，这与采用玻璃刻蚀模型或铸体薄片模型观测到的气驱剩余油所具有的光滑边界赋存状态明显不同（图2e、2f）。

2.2 一次气驱后二次气驱防窜设计研究

在草舍泰州组油藏注气混相压力变化规律及微观驱替特征研究的基础上，重点围绕“防气窜”这个关键问题，从四个方面开展了二次混相驱可行性方案设计。

2.2.1 开发层系

一次混相驱时，草舍泰州组油藏II、III油组作为一套层系开发，统采统注，主要生产层位为II油组，但有6口油井共23个小层未动用；III油组有11口井断缺、未钻遇或为水层，有3 口油井14 个小层未动用。密闭取心和动态分析认为II、III油组存在一定层间干扰[7]，II油组驱油效率和动用程度相对较高，III油组剩余油相对富集，具备分层系开发的物质基础。因此，将草舍泰州组油藏划分为两套层系进行开发，气井分层注气，在III油组断缺部位部署少量油井，完善III油组混相驱井网，提高油藏底部动用程度。

图2 金相显微镜下草舍泰州组真实岩心油水分布Fig.2 Distribution of oil and water in real core of Taizhou formation in Caoshe oilfield under metalloscope

2.2.2 注采部位

草舍泰州组油藏地层倾角为9°～14°，适合采用高部位注气的开发方式[8-9]。运用数模方法，对比不同地层倾角条件下草舍泰州组油藏二次混相驱采出程度、剩余油分布和CO2波及情况。结果表明：采出程度随着地层倾角的增加而增加，油藏高部位剩余油饱和度降低，同时高部位的CO2含量增加，形成小的气顶，更有利于气驱油[10-11]。因此，推荐草舍泰州组油藏二次混相驱采用高部位注气的方式，抑制CO2重力超覆，并通过注采井别和井网的调整，改变液流方向，增加CO2波及体积。研究表明，一次混相驱波及系数为12.10%（图3），注气波及不均衡，二次混相驱波及系数可达18.3%。

图3 一次混相驱波及系数变化曲线Fig.3 Variation curve of sweep coefficient of miscible flooding

2.2.3 注入方式

设计草舍泰州组油藏连续注CO2驱和气水交替驱两套方案，对比其累计增油和提高采收率幅度，结果表明：注气开采15年后，连续注入方案累计增油23.53×104t，采收率提高18.41%；水气交替注入方案累计增油28.18×104t，采收率可提高22.05%。李士伦等认为尽管与连续注气相比，在水气交替驱过程中，注入能力发生异常现象（如气锁等）的可能性明显增加，但仍不失为一种现场操作性强又较为经济的防窜方法，可较好地减少CO2垂向的窜流[12-13]。

2.2.4 注入剖面

借鉴草舍泰州组油藏CO2一次混相驱时不同开发阶段表现出不同的气窜特征，设计二次混相驱的注入早期，针对CO2气体主要沿人工压裂缝突破，采用降低注入速度和注入强度，间歇生产等方式抑制气窜；注入中期，针对CO2气体主要在小井距区域突破，设计采用动态调整，调层、卡封等方式抑制气窜；注入后期，针对CO2气体主要沿高渗通道突破，设计采用化学调剖改善注入剖面等方式抑制气窜[14]。根据一次混相驱气窜方位及层位，对部分井进行全过程调剖和封堵高渗层模拟，对比累计增油和提高采收率幅度，结果表明：预测注气开采15年，调剖后累计增油26.18×104t，采收率可提高20.48%；封堵高渗层后，累计增油23.54×104t，采收率提高18.42%。

3 草舍泰州组油藏二次注气方案设计

根据上述研究，设计草舍泰州组油藏二次混相驱可行性方案。以一次注气井网为基础，以自然断块为单元，由高部位向低部位注气，由油藏边部向中间驱替。部署II油组6注13采注气井网，III油组4注9 采注气井网（图4）。设计总注入量0.3HCPV，注入年限为4年。预测15年后，累计增油11.36×104t，在一次混相驱的基础上再提高采收率8%～10%。

草舍泰州组油藏已完成二次混相驱井网调整，于2018年1月投注5口注气井，采用分层注气的方式连续注气，注入半年后，有6 口油井出现产量上升趋势，日增油7.23 t。