大港油田开发中后期稠油油藏CO2吞吐参数优化及实践

2020-07-06张祝新章晓庆李云鹏陈子香

油气藏评价与开发 2020年3期

武玺，张祝新，章晓庆，李云鹏，陈子香，汤勇

（1.中国石油大港油田公司，天津300280；2.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500）

大港油田随着注水开发的持续，大部分稠油油藏已进入高含水开发阶段，平均综合含水92.7%，单井日产油1.9 t，亟需寻找新的开发方式进一步提高稠油油藏采收率。CO2黏度低、流动性强，并且易溶于原油，具有溶解降黏、抽提轻质组分、减少界面张力和补充地层能量的作用，注CO2提高采收率技术在油田开发中得到了广泛应用[1-6]。冀东、胜利等油田水平井CO2吞吐研究和试验表明，CO2吞吐是提高单井产油量和采收率的有效措施[7-16]。而大港油田稠油CO2吞吐现场试验较少。因此提出针对水驱后稠油油藏开展CO2吞吐提高采收率的效果研究。在大量室内研究基础上，开展了稠油CO2吞吐的参数优化，针对板桥及刘官庄地区开展CO2吞吐矿场实践，证明了大港油田采用CO2吞吐开发稠油油藏可以有效提升单井产量、降低综合含水率，为大港油田稠油油藏开发提供了新的方向。

1 稠油油藏注CO2实验研究

采用大港油田沧东地区现场稠油样品（20 ℃条件下密度为0.983 4 g/cm3，地层原油黏度2 777.5 mPa·s，油藏温度73 ℃），开展了室内注CO2膨胀实验和注CO2降黏实验，为注CO2数值模拟和机理分析提供基础。

1.1 注CO2膨胀实验

通过向地层温度下稠油中注入CO2，测试不同注气比例下油气体系的膨胀体积，分析注气后的膨胀能力，实验测试结果见图1。实验结果表明，随着CO2在原油中摩尔百分数的不断增加，原油体积膨胀系数存线性增加。CO2注入量越多，地层原油体积膨胀越明显，当原油中CO2摩尔分数达到50%时，原油体积膨胀系数增大约15%。这是注气后驱油机理之一。

图1 体积膨胀系数与CO2摩尔含量的关系Fig.1 Relation between volume expansion coefficient and molar content of CO2

1.2 注CO2降黏实验

通过落球式黏度仪测试地层温度，向稠油中注入不同含量CO2后饱和压力条件下稠油的黏度，由此分析注CO2后原油的降黏效果，测试结果见图2。实验结果表明，原油黏度随着注入CO2含量的增加而降低，当注入CO2摩尔含量大于35%时，黏度降低幅度减小。注入CO2摩尔百分含量达到75%时，稠油黏度从2 777.5 mPa·s 降低至48.08 mPa·s，降低幅度达到98%，说明大港油田稠油溶解CO2后降黏效果显著。

图2 地层原油黏度与CO2摩尔含量的关系Fig.2 Relation between crude oil viscosity and molar content of CO2

2 稠油注CO2参数优化研究

基于稠油注CO2室内实验和板桥区块典型井测井资料，采用CMG 软件建立单井径向油藏数值模拟模型，开展影响单井吞吐效果的储层参数和注入参数优化研究。为大港稠油注CO2吞吐提供基础。

2.1 数值模拟模型建立

模型纵向上划分为32 层，其中有效网格为18层，模型厚度117.9 m，有效厚度46.2 m，在中心处布置一口生产井，并在相同位置布置一口虚拟注气井。油藏孔隙度为8.9 %～23.92 %，平均孔隙度为16.16%；渗透率为（3.31～238.51）×10-3μm2，平均渗透率为126.75×10-3μm2，见图3。

图3 单井径向地质模型Fig.3 Single well radial geological model

2.2 储层参数对CO2吞吐效果敏感性研究

开展了储层有效厚度、储层渗透率、储层纵向韵律对单井吞吐效果影响的数值模拟研究。模型参数设置为：注气速度100 t/d，焖井时间10 d，产液量30 m3/d，生产井最小井底流压4.5 MPa。

由模拟结果图4～图6可见，储层有效厚度与采收率呈近线性关系，即储层有效厚度越大，吞吐效果越好。储层渗透率越大，吞吐效果越好，当平均渗透率大于100×10-3μm2时，吞吐累产油量大幅度增长，吞吐效果明显。正韵律储层驱油效率低，反韵律储层驱油效率高，复合韵律储层的驱油效率介于反韵律与正韵律油藏之间，这是由于重力分异作用使得反韵律储层注入气在储层波及范围更大。

2.3 CO2吞吐参数优化研究

采用单因素优化思路，考虑注气量、注气速度、回采时日产液量、回采时间、吞吐周期及焖井时间对吞吐效果的影响[17-21]。

1）注气量

模拟计算一个周期不同注气量（200～1 600 t）的吞吐效果。模型按焖井10 d，注气速度为100 t/d，回采时，产液量为25 m3/d，单周期生产1 a，预测时间12 个月，模拟结果见图7。单井注气量越大，稳产能力越强，但原油被推至更远处，不利于回采，建议单井注气量在600～1 000 t，折算为0.22～0.37HCPV。

2）注气速度

模拟注入速度为20～120 t/d 情况下的增油量，增油量随着CO2注入速度的增大，先增大后减小，注入速度为60 t/d 时，增油量最大。建议注气速度为40～80 t/d。

3）日产液量

模拟计算回采时产液量为25～70 m3/d时吞吐效果。结果表明，为充分释放地层能量，回采时产液量应大于40 m3/d。

图4 不同储层有效厚度对CO2吞吐累产油影响结果Fig.4 Effect of different effective reservoir thickness on oil production by CO2 huff and puff

图5 不同储层渗透率对CO2吞吐累产油影响结果Fig.5 Effect of different reservoir permeability on oil production by CO2 huff and puff

图6 不同储层韵律对CO2吞吐累产油影响结果Fig.6 Effect of different reservoir rhythms on oil production by CO2 huff and puff

图7 不同CO2吞吐方式下增油量对比Fig.7 Comparison of oil increment under different modes of CO2 huff and puff

4）吞吐周期

分析:当x→0时，分子，分母，因此，上述实例是一个型，可运用洛必达法则求极限。但若直接运用洛必达法则计算极限，计算量相对较大。

模拟计算1～6个吞吐周期时的开采效果。结果表明：吞吐周期数增加，单周期采油量下降1.9%（2次吞吐）、5.7%（3 次）、13%（4 次），26.4%（5 次），吞吐周期越多，增油量降低越大，吞吐周期宜为3～4次。

5）注气时机

模型计算第二周期注气时机为第一周期3 个月后，6 个月后，9 个月后，12 个月后，15 个月后吞吐效果。结果表明，第二周期注入太早不利于第一周期回采，建议于第一周期回采6～9 个月后开始实施第二周期吞吐。

6）焖井时间

模拟注气量1 000 t情况下，焖井时间为2～30 d时吞吐效果。结果表明，焖井越久稳产能力越强，但地层能量会损失，产油高峰越低，故推荐焖井期为10～20 d。

模拟计算吞吐3 周期时不同周期注入量时开采效果（表1）。分析结果可见，总入量相同时，降序注入开采效果较好，说明第一次吞吐注入量影响较大。

通过以上研究得到稠油CO2吞吐推荐注入参数（表2），现场焖井也可根据井口压力的稳定时间进行调整。

2.4 CO2吞吐增油机理分析

根据上述推荐CO2吞吐参数论证结果，选取吞吐3个周期，每个周期注入量都为800 t，注气速度50 t/d，焖井时间10 d，产液量40 m3/d，进行不同CO2吞吐周期波及半径及降黏评价。

模拟结果见图8和图9。吞吐3个周期，CO2有效波及半径分别为14 m、22 m、30 m，黏度降幅大于90%；10 m 处原油黏度降幅达94%以上，30 m 处第一、第二、第三周期黏度降幅分别为21 %、70 %、91%。平均增产倍数4.49倍，周期增产油量1 276 t、1 253 t、1 182 t。

3 CO2吞吐矿场试验

根据前述室内实验及数值模拟研究成果，在大港油田板桥地区及刘官庄地区共实施CO2吞吐12井次，平均单井增油3.4倍，含水率降低52.2%，累积增油3 000 t以上，CO2吞吐矿场实施效果较好，CO2吞吐可在大港油田其他稠油油藏推广实施。

表2 CO2吞吐优化结果Table 2 Mode optimization results of CO2huff and puff

图8 CO2吞吐3周期后原油黏度分布Fig.8 Viscosity distribution of crude oil after three cycles of CO2 huff and puff

图9 不同CO2吞吐周期中井筒周围10 m和30 m处原油降黏程度Fig.9 Viscosity reduction degree of crude oil at 10 m and 30 m around well for different cycles of CO2 huff and puff

3.1 板桥地区

板桥浅层B14-1区块，含油层位馆陶和东营组，油藏埋深1 900～2 400 m，孔隙度31.1 %，渗透率3 077×10-3μm2，地面原油密度0.970 4 g/cm3，原油黏度2 598 mPa·s（50 ℃），为高孔、高渗常规稠油油藏。油藏天然能量充足，含底水，水体倍数124 倍，2017年底油藏综合含水96.6%，开发处于特高含水期。为治理油藏特高含水问题，该区提出了控液量生产、水平井开发避免底水锥进、化学降黏、提液加快生产等治理措施，但总体效果不佳。2018年提出实施CO2吞吐开发技术，并在B60-45H井开展CO2吞吐矿场试验（表3），油藏采用CO2吞吐取得了较好的控水增油效果。

3.2 刘官庄地区

刘官庄地区特稠油油藏CL101 区块，原油黏度16 800 mPa·s（50 ℃），由于地层温度低（55 ℃），地层温度对原油降黏作用小，因此采用了电加热降黏工艺。尽管电加热降黏工艺在一定程度上解决了原油在井筒中的流动问题，但仍缺乏有效的地层原油降黏措施。为降低地层原油黏度，2019年在CL101H井开展了CO2吞吐试验，CO2吞吐施工前日产油3.86 t，含水率70%。2019年4月6日开展CO2吞吐施工，CO2累积注入847.54 t。开井后采用水力泵排液，泵压5～8 MPa，日产油最高37.72 t。生产3月累积增油855 t（图10）。