高凝油油藏水驱后CO2驱注入参数优化及潜力评价

喻 鹏，杨付林，刘 遥，杨兴业

(1北部湾大学石油与化工学院 2中石油青海油田分公司采油五厂 3中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院)

高凝油在我国辽河、大港等地皆有相当的储量分布，特殊的油品及复杂的地质条件常会给该类原油的常规驱替过程带来一定阻力，甚至演变为开发瓶颈。基于该项背景，CO2-EOR(CO2-Enhanced Oil Recovery)这类提高采收率的低碳型技术也越来越受到重视[1-4]，前期对于CO2驱续驱参数优化的研究多集中于低渗油藏，庄永涛等结合三肇凹陷某断块-岩性油藏流体物性及地质特点，进行注气方式、井网井距及流压参数的优化设计，使得注入难的问题得以解决，恢复采油程度达60%。付美龙等为了增加中高含水期区块的开采效果，模拟了茨34块水驱环境下稠油转注CO2续驱规律，针对油井排液及气水比等参数进行了优化，设计最佳驱替方案。但目前关于高凝油油藏水驱后转CO2驱续驱技术的研究较少。本文以大民屯凹陷高凝油典型区静67-59块为研究对象，将多指标正交试验设计同仿真模拟技术手段相结合，优化区块水驱后CO2续驱注采参数，评价EOR潜力。

一、地质概况

原油类型主要为高凝油，地层原油黏度11.27 mPa·s，析蜡温度56.47℃，凝固点达44.53℃～48.29℃，原油密度范围0.85～0.87 g/cm3，含蜡范围31.28%～45.57%，这种特殊的油品使其在常规水驱开发中温敏效应突显。试验区至今仍延用冷水驱替方式，油藏综合含水93.32%，采出程度仅23.58%，注水开发矛盾突出。区块地层压力20.36 MPa，原始饱和压力7.85 MPa。

二、水驱后CO2驱注入参数优化

根据现有细管实验测试结果，确定地层油最小混相压力34.17 MPa，综合考虑试验区实际地质情况拟进行非混相驱替模拟，通过模块化数据格式的匹配完成了CO2驱替概念地质模型构型，基本计算参数如表1。模型网格步长25 m×25 m，总网格规模：32×27×35=30 240。

结合高凝油典型区试验断块现有资料，确定数值仿真计算进程中的原油拟组分，劈分结果见表2。

表1 仿真计算基本参数

表2 原油组分劈分示意表

1. 正交试验方案设计

CO2-WAG可有效削弱气体指进，重新分配油水流度。气体入注速度、周期及段塞比等参数皆是交替驱进程中的敏感参数，不当的段塞比及高频次的周期往往易加大矿场施工工艺难度，而合理的气体入注速度可提高扫油效果，过高的注速则可能导致流度比失衡，注气压力的升高同时还可能造成目的层破裂等情况干扰驱油进程。根据试验区静67-59块实际情况，优选注气时间、注气周期、注气速度、水气交替段塞比及关井气油比为主要研究因素，并将优选的5个因素按照正交试验方案进行正交设计，各指标对应3水平。多因素分配过程选用了L18(37)正交表[7]，空置两列给出排列方案，进而对各方案进行模拟并输出评价指标(表3)。

表3 CO2-WAG驱续驱参数方案设计及模拟计算结果

2. 续驱方案多指标综合优选

实践经验表明，计算指标的最优正交方案之间可能存在矛盾，因此在进行综合结果分析的同时应该兼顾多项指标，发挥各个指标的优势并寻找到最佳优化方案。选用考虑指标权重的综合评分法对此次的计算结果进行分析评价，公式如下[8]：

(1)

式中：ωi—第i个指标加权系数；si—第i个指标对应参考标准值，参考标准见表4。

Meshal Algharaib[9]等在设计中东地区目的储层EOR的同时兼顾了碳封存效果，诠释在增产的同时还需适量考量碳的滞留量。为发挥各项指标优势，去除单角度干扰，探索设计此次参与计算的加权系数，其取值借鉴已施行封注评价试验的油藏(如吐哈油田牛圈湖典型区块)经验，拟通过后期现场应用效果检验其合理性：采出程度加权系数0.4，换油率加权系数0.4，CO2滞留率及地层压力加权系数分别为0.12和0.08，结合正交试验设计方案模拟结果，参考综合评分标准对试验区进行各指标综合评分。进行极差分析得出区块各因素对综合指标的影响秩序是：E>C>D>B>A，可以看出，关井气油比、注气速度及水气交替段塞比这三个因素对工区续驱进程影响较大(表5)。同时通过综合计算得出静67-59块水驱后转CO2水气交替驱最佳注气参数组合(A2B3C1D3E2)：注气年限20 a，注气周期8 mon，注气速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，气油比1 500 m3/m3。

表4 非混相驱替指标综合评分参考标准

表5 CO2-WAG非混相驱替指标综合评分结果

完成CO2-WAG续驱参数优化后，同样选用正交试验设计法对静67-59块连续注CO2驱续驱设计模拟方案。选用L9(34)正交表，以注气时间、注气速度及关井气油比作为主要因素，设计三水平。依据综合评分结果，得到试验区连续注CO2驱续驱最优方案：注气年限20 a，注气速度1×104m3/d，关井气油比2 000 m3/m3。

三、EOR潜力评价对比

结合续驱参数优化结果，以水转气续驱EOR为原则，在维持原有注采制度续驱方案基础上增设两组注CO2续驱方案，对不同方案提高试验区采收率潜力进行评价对比[10]。

方案1：水驱续驱。设计采油井定产，注水井维持原制度，注水时间20 a。

方案2：水气交替驱续驱。设计注CO2速度1.5×104m3/d，CO2总体注入量43.81×104t，段塞比2 ∶1，气油比1 500 m3/m3，注气周期8 mon，注气时间20 a，采油井定压，保持生产进程流压在饱和压力之上。

方案3：连续注CO2驱续驱。设计注CO2速度1×104m3/d，CO2总体注入量87.08×104t，气油比2 000 m3/m3，注气时间20 a，采油井定压，保持生产进程流压在饱和压力之上。

表6 不同续驱方式预测指标对比

图1 不同续驱方案预测结果对比

针对以上3种驱替方案进行模拟预测，预测结果见表6。连续注CO2驱续驱及水气交替驱续驱两种续驱方案下的采出程度均较高，续驱开发过程中对地层压力的保持较水驱续驱也更为稳定(图1a)，但连续注CO2驱续驱的换油率却远低于水气交替驱续驱，主要原因在于前者的高气油比使其在相近采出程度下累积注气量更高，从而导致了CO2利用率的下降(图1b)。气油比的攀升导致部分采油井关井，增产速度变缓，为更高效地驱除残油，可对区块进行二次水驱续驱开发，重新打开气体占据孔道，以达到通油增产的目的。

四、结论

(1)采用正交排列法进行CO2-WAG驱替参数方案设计，结合数值模型输出采出程度、CO2滞留率等指标，通过计算综合评分的极差贡献，发现影响研究区水气交替驱续驱的主要影响因素为关井气油比、注气速度及段塞比。

(2)设计不同驱替模拟方案对比水驱续驱，水气交替驱续驱和连续注CO2驱续驱开发效果，结果表明，CO2驱在试验区块高含水后有着较大的驱油潜力，连续注CO2驱续驱及水气交替驱续驱采出程度高且对研究区地层压力的保持效果较好，但高油气比及累计注气量导致前者换油率偏低。

(3)结合试验区不同续驱方案EOR潜力评价结果，找到最佳CO2-WAG驱替方案，拟利用参数设计在现场的应用效果印证方案的合理性：注气年限20 a，注气周期8 mon，注气速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，气油比1 500 m3/m3，为更高效地驱除残油，建议在20 a后可对区块进行水驱续驱再开发，以期打开气体占据孔道，为原油提供新的流动路径提高采收率。