低渗透M油藏CO2非混相驱主控机理及应用

2020-07-06金忠康王智林毛超琪

油气藏评价与开发 2020年3期

金忠康，王智林，毛超琪

（1.中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏金湖211600；2.中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州225009）

目前国内的三次采油技术中，注CO2提高采收率受到了越来越多的重视，其中低渗透油藏是最主要的应用对象[1-6]。2000年以来，大庆油田、胜利油田、中原油田等东部老油田分别针对注CO2技术实施了现场应用及规模推广，实现了较好的增油效果。作为应用成功的代表，华东局草舍油田低渗透混相驱、胜利油田高89-1 特低渗透油藏混相驱、东北局腰英台低渗透裂缝性油藏非混相驱等项目，实现了15.2%、6.8%、17.4%的提高采收率幅度[7-9]。2015年以来，江苏油田在H26块实施的CO2驱先导试验已取得较好的增油效果[10]，证明了注CO2技术对油田的适应性。为进一步扩大江苏油田低渗透油藏注CO2的应用规模，亟待开展不同注气方式（混相驱、非混相驱、吞吐等）的理论研究及现场试验。

注CO2驱油的主要机理包括使原油膨胀，降低原油黏度，降低界面张力，酸化储层，萃取轻质组分以及形成内部溶解气驱等[11-12]，而对于混相压力与储层原始压力相差大，储层非均质性强，储层亏空严重等各种类型的低渗油藏，混相驱替实现难度大，经济风险高。因此，在低渗油藏中规模化应用CO2非混相驱，提高开发效果的主控机理是亟待探明的问题。为此，借助室内实验及数值模拟方法，分别研究了低渗油藏注CO2恢复储层能量及提高驱油效率的主控机理并以江苏油田低渗岩性M 油藏为对象，应用数值模拟技术优化了关键注气参数，制定了最优技术政策，经矿场应用取得良好开发效果。本研究可为同类型油藏CO2非混相驱的方案制定提供参考及借鉴。

1 区块概况

M油藏整体为一个单斜构造，是典型小断块岩性油藏，主力生产层为E2d11-E2d25，埋深为1 850 ～2 200 m，原始地层压力为21.3 MPa，地层温度为75 ℃，平均孔隙度为16.3%，平均渗透率为15.7×10-3μm2，原油黏度为3.64 mPa·s，饱和压力为7.91 MPa，属轻质低黏原油，地层水矿化度为10 901 ～16 262 mg/L，水型为NaHCO3型。

2 低渗储层CO2非混相驱升压及增油机理

2.1 注CO2对原油相态的影响

选取试验区的油样，采用PVT 装置进行复配获得地层条件下的模拟油。经测试，模拟油在75 ℃、21.3 MPa 油藏条件下黏度为3.64 mPa·s。原油-CO2体系的相态特征是影响注气效果的关键因素，在前期研究中定量描述相态变化是研究驱油机理的重要数据[13]。因此，首先采用模拟油开展注CO2膨胀实验，采用PVT 仪器中的高温高压可视化单元定量描述不同油藏条件下CO2在油中的溶解性及原油膨胀性，以评价CO2注入提升低渗储层压力及动用微观剩余油的影响程度及机理，同时为数值模拟研究提供实验数据。M 油藏内2 口代表井MX38、M38-2 的注气膨胀实验结果如图1所示。

图1 原油注气膨胀实验曲线Fig.1 Results of CO2 injection expansion experiment

当CO2的摩尔分数从10%上升至70%时，MX38的原油膨胀系数从1.07 上升至约1.65（图1a），即注入70%的CO2使得原油的体积膨胀幅度达58%，对应的M38-2的原油体积膨胀幅度达66%。注气量进一步增加，原油膨胀系数曲线继续上升且没有变缓趋势。在地层孔喉中，注气膨胀原油体积，使油滴从原本赋存的扩缩凹角、孔隙盲端等狭小区域“挤”出，将未注气条件下的不可动油变为可动油，增加可动原油比例，增强微观驱油效果。同时，注气膨胀原油也显著增大了原油的弹性能量，进而提升压力亏空孔隙内毛管力，宏观上有效提升了储层的压力水平。由于油气界面张力小于油水界面张力，注入气能进入水相难以进入的更小级别孔喉并动用其中原油[14]。由于低渗透储层中这种小尺度孔喉占比最高，注CO2大幅提升了低渗透地层主力孔喉的微观波及效率，通过发挥注气膨胀原油，增加弹性能量的作用，有效提升储层压力。

由图1b 可见，注气量增加使原油黏度下降约50%。试验区原油原始黏度低，在多孔介质空间条件下，注气对原油黏度的影响远不如稠油那么显著。根据毛管数模型[9]推测，在驱替速度及界面张力不变的情况下，毛管数的变化幅度与原油黏度成反比例关系。因此，稀油油藏黏度改变引起的驱油效率提升比稠油油藏要小的多，同时稀油油藏黏度改变引起的驱油效率提升也远小于界面张力改变的作用。分析认为，注CO2降低稀油油藏黏度并不是改善驱油效率的主控机理。

2.2 注CO2混相压力测定

采用模拟油开展细管实验测量注CO2最小混相压力，注入的CO2纯度为99.99%，实验温度参照目标油藏温度75 ℃。细管平均孔隙度为16%，渗透率为15×10-3μm2。受技术限制，填砂细管的渗透率仅能达到达西级别。研究表明，储层的孔隙物性对原油注CO2混相压力没有影响，认为该细管模型可以准确测定最小混相压力，因此其渗透率与目标储层渗透率有较大差别。依次开展6 组不同实验压力下的注气驱油实验，每组实验的CO2注入孔隙体积倍数为1.2，测定各组实验最终采收率。实验结果如图2 所示，经两条回归曲线计算细管实验法的最小混相压力为27.42 MPa。

2.3 注CO2细管实验数值模拟

1）降低界面张力机理

图2 不同实验压力下注CO2驱油采收率Fig.2 Oil recovery of CO2 injection under different operating pressures

应用Eclipse 软件建立细管模型，对M 油藏注CO2进行模拟。模型尺寸为：细管长19 m，网格划分为X 方向38 个，Y 方向和Z 方向各1 个，网格步长DX=0.50 m，DY=0.003 9 m，DZ=0.003 9 m（以使其截面积等于常规细管实验的截面积），数值模型物性同细管实验一致（孔隙度为16%，渗透率为15×10-3μm2）。模型上游布注入井，末端布采油井。

采用细管模型计算实验压力为12 MPa，19.5 MPa 及28 MPa，CO2注入孔隙体积倍数为1.2 时的驱油效果，分别对应储层当前压力、储层原始压力及原油混相压力。图3 为不同压力下油气界面张力随网格的变化。由图3可见，细管中间段界面张力不为0的即为油气两相过渡带。随着注入压力的增加，油气过渡带变短，油气界面张力降低，当压力增加到略大于最小混相压力28 MPa（保证油气充分混相）后油气界面张力降到0.5 mN/m。而压力从12 MPa升高到19.5 MPa，这个压力区间均为非混相驱过程，油气过渡带明显缩短，同时界面张力降低幅度为30%～50%。由毛管数模型推测，其驱油效率对应提升1.4 ～2倍左右，提升效果显著。因此，界面张力降低也是微观原油动用效果增强的主控机理之一。这是因为质量传递现象，尤其是对于多孔介质中的气液两相体系，是一个随压力变化的过程。压力越大，分子动能越大，体系内对流扩散越频繁[15-17]。更高的压力水平使多孔介质中原油与CO2的相互作用及CO2在原油中的扩散更加充分，这也意味着有更多的CO2扩散进入原油，而CO2对原油的界面张力以及其他动用机理的各种作用也就更加显著。

图4 压力21.3 MPa下油相及气相中原油组分沿网格分布Fig.4 Mole content of components in gas and oil phase under 21.3 MPa

2）蒸发抽提轻质组分机理

压力为21.3 MPa，CO2注入孔隙体积倍数为1.2时，油气两相中CO2，C2-C6和C18-C34的摩尔含量随网格的变化如图4所示。由图4a可见，网格8到网格26这个区间属于油气过渡带，地层油相中溶解大量的CO2，峰值比例达到0.75。C18-C34重质组分含量逐渐降低，说明地层油相变得更轻质，而且过渡带前缘C18-C34的摩尔含量低于后缘，C2-C6的摩尔含量后缘高于前缘，即过渡带的前缘油相更轻，体现出明显的气相前缘对于油相轻到中质组分的抽提作用。由图4b 可见，网格8 到网格26 的油气过渡带中气相中C2-C6和C18-C34的摩尔含量均逐渐增加，同样体现出油气过渡带中，气相从油相中抽提了中间烃和少量重烃，总体上富化。从两相过渡带长度来看，其占整个细管模型的比例达到47%，可见CO2对油相的蒸发抽提作用在井间储层中存在范围较广。抽提后各组分含量的变化相对比例较高，即虽然没有发生多级接触混相，其抽提幅度及对组分的影响仍然是很显著的，也是驱油效率提升的主控机理之一。

3 试验区技术政策参数优化设计

首先，建立M 油藏三维精细地质模型。建模采用角点网格方法，I，J，K 方向分别为110，47，38 个网格，网格步长为25 m×25 m×1 m。地质模型拟合储量为15×104t，可满足预测计算要求（图5）。合并相近组分，最终将原油组分合并为9个拟组分。采用经典PR3 状态方程，借助PVTi 模块对原油PVT 实验数据进行拟合，得到可以反映地层流体特征的状态参数[18]。基于此，开展M油藏注气方案的参数优化数值模拟研究。

图5 M油藏顶面深度三维地质模型Fig.5 3D geologic model of top depth for M block

3.1 储层压力

M 油藏由于储层物性差，在经过8 a 的注水开发后，注水能力明显下降，井区内3口注水井中，1口停注，2口注入压力达25 MPa承压上限，因此储层能量亏空明显。M 油藏的原始地层压力（21.3 MPa）与混相压力（28 MPa）相差较大，注气恢复至混相压力难度大，储层的强非均质性进一步增大了实现难度。2018年5月测得试验区地层平均压力为12.1 MPa，远低于CO2-原油体系的最小混相压力，即在水驱开发后的地层压力下，注入CO2与地层原油只能实现非混相驱。经数模试算，试验区压力恢复到混相压力注气量高达6×104t，其经济风险也同步增大，因此M油藏只能开展非混相驱。首先，对储层压力恢复水平进行优化，设计了3个不同地层压力下的注气驱油实验，生产控制条件和预测结果如表1 所示。其中，提升采出程度以注气前实际的水驱采出程度为基础值。

表1 不同地层压力下生产控制条件和预测结果Table 1 Control condition and prediction results under different pressures

通过不同地层压力下的模拟结果可知，高的地层压力下原油的采收率相对更高，但同时，所需注气量大幅增加，使得最终的换油率效果最差。以M 油藏为例，达到混相驱替的压力28.5 MPa 已远大于储层原始压力，且多口采油井经过压裂，储层压力过高会导致天然裂缝与人工压裂裂缝沟通产生暴性气窜的风险加大，还有可能超过储层破裂压力。因此，是否选择混相驱替应在分析储层压力、压裂与否、非均质性程度等因素后综合考虑，而储层压力的选择则应该综合储层压力、采出程度、换油率进行优选。本油藏条件下，优选25 MPa左右为最优储层压力。

3.2 注气量

M 油藏虽然很难通过注气达到混相驱替，但是注入量的大小对非混相驱采收率的影响仍然很大[19-21]。基于21 组CO2非混相驱模型计算结果，得到15 a 模拟期末注气波及系数与注气量关系曲线（图6）。波及系数的统计采用设置饱和度变化阈值的方法[18]。

图6 不同注气量方案注CO2最终波及系数分布Fig.6 Final sweep efficiency of different injection volume of CO2

CO2波及体积主要受累积注气量影响，累积注气量越高，波及体积越大。因此，保证充足的注气量是提高波及体积的关键。当试验区累积注气量高于5×104t后，波及体积增加缓慢。其他参数对最终波及体积影响较小，其原因是：最终波及体积主要受储层非均质性、井网井距、压裂系统、油气流度比影响。建议试验区合理的总注气量为5×104t。结合压力优选结果，储层压力恢复水平为25 MPa，注气量为4.9×104t。

3.3 注气速度

设计注气速度分别为20，40，60，100，150 t/d共5组驱替方案，不同速度下提升采出程度及换油率如图7所示。

由图7 可见，注气速度越高，对应的提升采出程度及换油率越低。这是因为，注气速度越高，气相前缘运移速度越快，气窜现象发生越早，此后产油能力迅速下降，使得最终的提升采出程度与换油率越低。从影响幅度上看，非混相驱效果对于注气量的敏感性要明显高于注气速度。综合考虑驱替效果及注入周期，建议注气速度为30 t/d。

图7 不同注气速度下提升采出程度及换油率对比Fig.7 Increased amount and GUF of different injection velocity

3.4 关井气油比

为了得到试验区合理的关井气油比，分别设计了关井气油比为300，600，1 000，2 000 m3/m3共4 组驱替方案，不同关井气油比下生产控制条件和计算结果如表2所示。

随着关井气油比增加，采出程度提升幅度不大，但总注气量增幅较大，使得注气利用率下降，导致换油率也下降。同时，关井气油比过低又会使生产井过早关井，则模拟生产期内采出程度下降。因此，综合采出程度、总注气量和换油率等指标，认为关井气油比为1 000 m3/m3较为合理。

表2 不同关井气油比下生产控制条件和预测结果Table 2 Control condition and prediction results under different shut-in oil-gas ratio

通过分析，得到M油藏水驱开发后的注气方案为：总注气量为4.9×104t，储层压力恢复水平为25 MPa，注气速度为30 t/d，关井气油比为1 000 m3/m3。

4 应用效果

M 油藏E2d11砂体连续性相对较好，除西部的M38-8井区、东部的M38-4井区砂岩尖灭外，其余井区均发育并连片分布。该层在水驱开发阶段不是主吸水层，即水驱动用程度低且油井基本不含水，因此选择该层实施注气。选择M38-1 井为注气井，主要考虑覆盖面较广，扩大波及潜力大。目前单采E2d11砂体，避免了纵向注气层多导致气相运移不确定性大，气相超覆导致波及效果不佳的问题（图8）。

图8 M油藏E2d11-1小层平面图及井网部署Fig.8 Small layer plan and well pattern of formation E2d11-1 for M block

2018年3月实施试注，10月依照方案设计转非混相驱。截至2019年12月，两阶段累积注CO27 200 t，3口一线生产井M38-2，M38-5，MX38均见到明显增油效果，二线井M38-3 也有见效迹象。峰值日增油为5.1 t，目前日增油稳定在3.5 t。累积增油2 580 t，当前阶段换油率为0.358 t/t（见图9）。同时，通过方案设计优化储层压力恢复水平、注气速度等参数，有效抑制了气窜现象，目前见效最明显的MX38井的产出气CO2含量稳定控制在70%左右，其余生产井的产出气CO2含量均在20%以下，即注气稳定增油15个月后，试验区各井均未发生气窜，认为参数优化延缓气窜效果较为显著。经推测，在相同注气量下，参数优化有效延缓了气窜时间，大幅降低了产出液中气体比例，注气的地下波及体积对应得到了提升。