低渗油藏中高含水期CO2驱替封注参数优化<br/>——以大民屯凹陷S-95块为例

低渗油藏中高含水期CO2驱替封注参数优化
——以大民屯凹陷S-95块为例

2020-05-07杨付林OyinkepreyeDavidOrodu杨兴业

科学技术与工程 2020年8期

喻鹏, 杨付林, Oyinkepreye David Orodu, 杨兴业

(1.北部湾大学石油与化工学院，钦州 535000；2.科文纳特大学石油工程学院，奥贡 999062；3.中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，深圳 518000)

如何解决好碳排放问题是关系到人类可持续发展的重大课题之一，而碳捕获、利用及封存一体化技术的发展则为实现碳的零排放提供了可能[1-4]。油藏作为一类技术实践靶区，其封存性、完整性已于长时间的油气开采作业当中得到证实[5-7]。欧美一些国家已将此技术规模化，甚至列入了能源安全组成部分。中国该技术起步晚，目前吉林油田的一体化项目正处于工业推广期，阶段提高采收率22.87%，减碳量超400×104t，亦证实将陆相油藏作为填埋介质在中国具有客观意义[8-11]。

随着勘探开发的深入，中国低渗储量也正逐渐演变成为油田开发的主体[12]，但大部分油藏温度高，原油重质且黏度大，限制了混相条件[13]。刘玉章等[14]基于B5油区油样实验结果探讨了低渗油藏的混相条件，补充了对不同压力下流体状态的描述。高云丛等[15]基于腰英台油田非混相先导试验分析油井生产特征，发现水气交替注入(water alternated gas injection，WAG)可有效扩张波及范围同时抑制气窜。尚宝兵等[16]以王窑区块长6油藏为例，研究了非混相条件下的水气交替驱续驱增产潜力，优化了WAG段塞规格、气水比参数。王欢等[17]则针对低渗油藏突出的注水开发矛盾设计不同的模拟方案，总结了碳滞留同波及体积的关系。以往的研究成果过多地集中于驱替效果而忽略了碳埋存，此次研究以室内实验为基础，在封注技术效果综合评价环节植入碳滞留加权项，结合正交试验设计原理及数值模拟技术，优选出靶区高含水条件下的最佳封注方案，旨在为区块的进一步增产调措提供一定指导。

图1 工区地理位置及断层分布Fig.1 Location of the work area and faults distribution

1 区域概况

S-95块隶属辽河盆地大民屯凹陷静安堡复合构造带，为域内一北东走向的完整断裂背斜构造(图1)。该沉积储层为河流-三角洲体系，单个砂体规模偏小，平面联通程度低，厚度变化较大。储层渗透率平均值约为3×10-3μm2，低渗、强非均质性的特点导致该区长时间注水难、采油难，采出程度极低。油藏平均深度为2 050 m，无气顶、无底水，边水能量弱，基本为淡地层水。原油密度范围为840～900 kg/m3，黏度范围为4～10 mPa·s。油藏目前处于中高含水期，若干井含水特高，甚至完全水淹。

2 水驱转注CO2驱替实验

水驱转注CO2驱替实验体系主要由分离计量系统、长岩心夹持系统(控温)以及综合驱替系统构成。参考行业标准《提高采收率方法筛选技术规范》(SY/T 6575—2016)[18]，执行打磨、清洗以及烘干步骤处理靶区低渗短岩心，测量其基本参数，并按照调和排序的方式用滤纸连接拼接成长岩心(总长0.85 m)，设计含水90%(工区含水)和98%(极限含水)时转注CO2续驱的长岩心驱替实验(图2)。

1为长岩心夹持器；2为观察窗；3为压力传感器；4为阀门；5为回压调节器；6为气量计；7为油气分离器；8为注入水；9为注入气；10为地层油；11为驱替泵图2 水驱转CO2驱替实验流程Fig.2 CO2 flooding after water flooding experimental process

(1)保持系统温度在地层温度，向目标岩心注入有机清洗剂(石油醚+无水乙醇)，洗涤岩心直至出口端呈无色流出态，吹干。

(2)抽取目标岩心至真空态，饱和靶区地层水，获取有效的孔隙体积值。

(3)注入白油，获取驱出水量。建立束缚水，获取烃类孔隙体积值。

(4)建立回压，注入原油直至流出流体的气油比持续3次同配置的地层油相同时，结束该过程。

(5)稳定压力，将水注入目标岩心(泵速为0.5 mL/h)进行实验，观察流出口物质状态，含水分别达到90%和98%时，改注CO2进行继续驱替(泵速为0.5 mL/h)，记录注入含烃类孔隙体积(hydrocarbon pore volume，HCPV)倍数同分离器产出油气量等关联数据，计算对应条件下的采出程度，如图3所示。

由图3可以看出，当出口端含水至98%时转注CO2进行继续驱替，原油的累积采出程度达到了45.59%，比水驱结束时提高了6.43%；当出口端含水至90%时转注CO2进行继续驱替，原油累积采出程度达到了47.23%，比水驱结束时提高了11.95%。小尺度实验结果表明，水驱转注CO2继续驱替能在一定程度上有效提高采出程度，通过对比发现，98%的高值含水状态下的气驱反应效果有一定迟滞性，而水驱含水达到90%时转注CO2继续驱替具备更高的效率提高幅值。针对靶区实际的中高含水驱替环境，进行进一步的水驱转注CO2继续驱替参数优化设计。

图3 长岩心驱替注采关系曲线Fig.3 Injection and production relationship curve of long core flooding

3 不同续驱方式驱替效果对比

结合靶区储渗特征，将前处理数字化地质体、相渗及生产等静、动态数据接入模拟计算平台，粗化前数值模型网格步长9 m×9 m，总网格规模为189×95×17=305 235。

靶区自投产以来，主要延用冷水驱替方式开采，由于受低渗及原油品质特殊性(水驱析蜡严重)等因素的制约，注水压力大，注入难度高。拟考虑注CO2接替续驱的手段，以维持原注采制度续驱的方案为基础，增设两组注气续驱方案。

方案A(注水续驱)：设计采油井定产，注水井维持原制度，注水时间为25 a。

方案B(水气交替续驱)：设计注气速度为2×104m3/d，CO2总注入量为108.04×104t，气水比为1:1，注气周期为6个月，注气时间为25 a，采油井定压，确保流压高于饱和压力。

方案C(CO2连续续驱)：设计注气速度为2×104m3/d，CO2总注入量为217.71×104t，注气时间为25 a，采油井定压，确保流压高于饱和压力。

通过比对计算结果发现，在续驱进程当中，连续注气及水气交替模式能够更好地维持地层压力的稳定[图4(a)]，而水气交替续驱模式下的采出程度较之注水续驱模式和CO2连续续驱模式下的计算结果都要高[图4(b)]，相比之下更为适应靶区中高含水的实际挖潜环境，拟优选CO2WAG续驱模式参与后续方案的设计及模拟。

图4 不同续驱方案预测结果对比Fig.4 Comparison of prediction results for different continue flooding case

4 封注技术效果综合评价

4.1 正交方案设计计算

水气交替的驱替模式通常具备优化配置水油流度、抑制指进等优点，但如若气水比等参数设计不合理反会增加技术难度和成本，气体注入速度偏高会破坏流度比的平衡，而过高的压力则会增大储层逆向破裂的风险。结合靶区实际，挑选5个关键因素，按正交试验方案设计，各项指标关联三水平。结合L18(37)模式表[19]参与多因素设计，拟定正交方案(两列空置)，运用数模手段执行计算，汇总评价结果指标(表1)。

4.2 续驱封注参数优化

为破除单指标选优方案间的矛盾，使用了能够兼顾多指标优势的综合评价法，按照指标权值和参考标准选值进行综合计算，科学选优。综合评价法计算公式为[20-21]

(1)

式(1)中：S为评价法的综合评分结果；ωi为i项指标权值；si为i项指标标准选值(表2)。

封注参数优选的另一个关键在于CO2滞留量的考量，而采出程度的提高同碳封存效率的加强并不呈正比，故应在增油的同时加入碳滞留的合适权值。基于靶区自身特征以及前人的评价经验，确定滞留率及采出程度权值均为40%，换油率、地层压力权值分别为12%、8%。

通过极差分析计算获得靶区5个关键因素的影响力强弱排序：F>E>H>G>D，即CO2注入速度、周期及井底流压这3个因素同靶区WAG过程的关联较强(表3)。归纳总结出靶区最佳封注参数模式(D2E1F3G1H1)，即在S-95块水驱后采用WAG续驱开发，注气年限为25 a，注气周期为4个月，注气速度为1×104m3/d，气水比为1∶1，井底流压为13 MPa，可在提高采收率的同时实现最大效率的碳滞留。