板桥油田特高含水期水平井CO2吞吐参数优化及实施

2019-07-06张涛李德宁崔轶男刘永河车正家王顺利

油气藏评价与开发 2019年3期

张涛，李德宁，崔轶男，刘永河，车正家，王顺利

（1.中国石油大港油田分公司第四采油厂，天津300280；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

板桥油田板14-1断块油藏主要目的层为上第三系馆陶组，储层物性较好，储层平均孔隙度31.1%、平均渗透率3 077×10-3μm2，平均厚度约20 m，油水界面1 764 m，地下原油黏度94.26 mPa·s，油藏属于常规底水稠油油藏。油藏初期产油量高，由于水体能量充足，水油流度比较大，油藏底水锥进严重，油井无水采油期短，含水率急剧上升。截至2018年12月，区块含水率98.5%，含水率已达经济极限，但原油采出程度为10.93 %，原油采出程度低，开发效果差。

目前，矿场上常用的人工压锥方法主要包括：凝胶封堵、氮气泡沫压锥、CO2压锥等。凝胶封堵需要先压裂、后封堵，工艺复杂，施工难度大，经济成本高[1-2]；氮气泡沫稳定性差，压锥作用周期短，施工重复性高，经济效益低[3-5]。相较于前述人工压锥方法，CO2压锥方法具有工艺简单，施工周期短，成功率较高，在地层中CO2可以有效补充地层能量，与原油发生混相，降低原油黏度，对水体能量活跃的常规稠油油藏控制底水锥进、油井复产、提高原油采收率具有较好的适应性[6-8]。冀东、胜利等油田水平井CO2吞吐研究和试验表明，水平井CO2吞吐是控水增油、恢复油井产能的有效措施[9-12]。目前CO2吞吐研究主要集中在超稠油，而在普通稠油CO2吞吐方面的研究较少[13-17]，特别是对于水体能量活跃的常规稠油油藏水平井CO2吞吐控水和增油的机理研究较为笼统。此外，对于底水油藏水平井辅助CO2吞吐技术工艺参数的优化也有待探索。

针对板14-1 断块目前存在的问题，采用油藏数值模拟方法，研究特高含水期水平井CO2吞吐降水增油机理，优化CO2吞吐工艺参数，确定油藏水平井CO2吞吐最优工艺方案，同时为同类油藏开发提供参考。

1 数值模型的建立

根据板14-1 断块油藏地层特征、流体性质和实验数据，采用商业数值模拟软件CMG 的GEM 模块，建立油藏特高含水期水平井CO2吞吐机理模型。模型网格步长为5 m×5 m×1 m，水平井周围网格局部加密，网格总数为67×27×60=108 540。水平井位于油层中部，距离油水界面10 m（油水界面深度1 764 m），水平段长度190 m。在此基础上进行历史拟合，拟合采取的工作制度是定产液量和最小井底流压，拟合指标包括储量、日产油量和含水率，生产动态拟合时间为2010年10月到2019年4月。模型地质储量为10.32×104t，实际单井控制地质储量为10×104t，拟合误差为3.2%，拟合精度较高；水平井日产油和含水率拟合结果见图1，拟合结果较好。

图1 生产动态拟合曲线Fig.1 Fitting curves of production performance

2 CO2吞吐降水增油机理研究

注CO2吞吐时，随着CO2注入量的不断增加，水平井周围底水被逐渐驱回水区，减缓了底水锥进程度；CO2与原油互溶，萃取原油中中间组分，降低原油黏度，减小油水界面张力，使得原油更容易被采出，从而恢复油井产能[18-20]。

2.1 控制底水锥进

对比CO2不同注入时期水平井周围含水饱和度分布情况（图2）。油井关井后，尽管在重力作用下，底水锥进程度略微减缓，但重力作用有限，水平井周围含水饱和度仍旧很高，油井不足以复产。随着CO2注入量的不断增加，在气驱作用下，水平井周围地层水被驱回水区，含水饱和度快速降低，水锥高度逐渐下降，有效地控制了底水锥进。焖井结束时，随着CO2的不断扩散和溶解，气驱排水作用减缓，水平井底部含水饱和度略微增加。

图2 CO2不同注入时期水平井周围含水饱和度分布Fig.2 Water saturation distribution of horizontal wells at different CO2 injection stages

2.2 萃取原油中的中间组分

对比从CO2注入到焖井结束期间气相中中间分布情况（图3）。焖井结束时，水平井周围气相中的中间组分增加，说明焖井期间，CO2萃取了原油中的轻质和中间组分，使其蒸发[18-19]。由于CO2膨胀能力较强，CO2从近井地带波及至地层远端，且波及速度快、波及范围广，压力扩散迅速，CO2萃取范围大。因此，在CO2的作用下，原油能较好地流动到井底，使油井产能快速恢复。

图3 CO2不同注入时期气相中中间组分含量变化Fig.3 Variation of intermediate component content in gas phase at different CO2 injection stages

2.3 降低原油黏度

对比吞吐前后原油黏度变化（图4），由于CO2在原油中的溶解，水平井周围原油黏度从注气前的94.26 mPa·s降至56 mPa·s，降低了40.59%。同时，由于原油黏度降低，油相流动阻力减小，水油流度比下降，有效地减缓了底水锥进程度，降低水平井周围含水饱和度，提升了原油流动能力，从而提高了油井产能。

3 CO2吞吐工艺参数优化

图4 CO2不同注入时期原油黏度变化Fig.4 Variation of crude oil viscosity at different CO2 injection stages

为保障特高含水期水平井注CO2吞吐现场应用效果，需优化该项技术在现场应用的开发技术指标。一般认为，影响CO2吞吐控水增油的主要参数有：CO2的注入量、注入速度、焖井时间、日产液量和吞吐轮次[20-22]。在对所建立的水平井注气吞吐机理模型进行储量拟合和历史拟合的基础上，以开井生产至含水率98 %时累计增油量和换油率为评价指标，优化CO2吞吐的最优参数。

3.1 CO2注入量

在目标井注气吞吐的机理模型上，模拟了5种不同CO2注入量（400 t、500 t、600 t、700 t、800 t）下目标井吞吐后的累计增油量和换油率。由图5可知，随着CO2注入量的增加，累计增油量不断增大，而换油率一直随着CO2注入量的增加而减小，经济效益变差。当CO2注入量超过600 t时，换油率降低幅度变缓，因此推荐CO2注入量600 t。

图5 注入量与累计增油量和换油率关系曲线Fig.5 Relation among injection volume,cumulative oil increase volume and oil draining rate

3.2 CO2注入速度

利用所建立的数值模拟模型，比较了7种不同的CO2注入速度（2.8 t/h、3.2 t/h、3.6 t/h、4.0 t/h、4.4 t/h）下目标井的累计增油量和换油率，模拟结果见图6。虽然累计增油量、换油率曲线都能够取得一定拐点，但变化幅度很小，可以认为在研究范围内注入速度对注气吞吐并不敏感。当注入量超过3.6 t/h时，累计增油量和换油率均有所增加，但考虑到井筒注入速度越大摩阻也越大[23]，推荐注入速度4.0 t/h。

3.3 焖井时间

模拟计算了5种焖井天数（13 d、15 d、17 d、19 d、21 d）的累计增油量和换油率，计算结果见图7。随着焖井时间的增加，累计增油量与换油率曲线均呈现先上升后下降的趋势，但变化幅度并不明显。当焖井天数为17 d 时，累计增油量和换油率均达到最高值，推荐焖井天数17 d。

3.4 日产液量

模拟计算5 种产液量（8 m3/d、10 m3/d、12 m3/d、14 m3/d、16 m3/d）下吞吐井在注气吞吐后单井的累计增油量和换油率，计算结果见图8。随着日产液量的不断提高，累计增油量和换油率逐渐增加，因此推荐产液量为16 m3/d。

3.5 吞吐轮次

模拟计算1到4个吞吐轮次下的注CO2吞吐累计增油量和换油率，计算结果见图9。随着吞吐轮次的增加，单井吞吐的各轮次增油量和换油率均不断降低，在吞吐到第二个轮次时，两条曲线均取得明显拐点，因此推荐最佳吞吐轮次2个。

4 CO2吞吐矿场实践

板桥油田板14-1 断块油藏水平井45H，主要生产层位为上第三系馆陶组。由于水体能量充足，采用衰竭式开发。开发过程中，油井初期产量高，油井见水快，无水采油期短，且见水后含水率急剧上升，开发3个月，油井含水率达81.55%。2018年4月，油井为增加采油量，采用大排量提液，日产液量由45 m3提升至185 m3，日产油情况得到一定程度改善，但提液增油效果作用不显著，截至2018年12月6日，油井日产液量降至84.04 m3，日产油量为1.6 m3，含水率98.1%，提液增油难以满足原油产量要求，亟需采用控水增油对策，改善油井生产状况。

图6 注入速度与累计增油量和换油率关系曲线Fig.6 Relation among flooding rate,cumulative oil increase volume and oil draining rate

图7 焖井天数与累计增油量和换油率关系曲线Fig.7 Relation among soak time,cumulative oil increase volume and oil draining rate

图8 日产液量与累计增油量和换油率关系曲线Fig.8 Relation among daily fluid production rate,cumulative oil increase volume and oil draining rate

图9 吞吐轮次与累计增油量和换油率关系曲线Fig.9 Relation among huff and puff rounds,cumulative oil increase volume and oil draining rate

图10 45H井生产动态曲线Fig.10 Production performance curve of well-45H

根据前述CO2吞吐参数优化结果，2018年12月7日，板桥油田选取板14-1 断块生产馆陶组水平井45H开展CO2吞吐产能恢复先导试验。在实施CO2吞吐先导试验期间，考虑到矿场实际地质条件及施工作业的影响，CO2注入速度为3.7 t/h，累计注入620 t，焖井17 d，日产液12 m3。对比油井CO2吞吐实施前后开发效果（图10），截至2019年4月初，油井含水率由98.1 %下降至62.5 %，日产油量由1.6 m3上升至4.73 m3，油井降水增油效果明显。表明CO2吞吐可以有效控制底水锥进程度、降低油井含水率、恢复油井产能、提高油藏采出程度，对板桥油田处于特高含水期油藏具有较好的适应性和推广应用前景。但是由于CO2气源不易获得，矿场大面积实施CO2吞吐时施工成本较高，应综合考虑施工成本、原油价格等经济因素，进行具体的经济效益评价。