“三低”油藏CO2水气交替驱可行性研究

2020-11-23田鸿照

非常规油气 2020年5期

田鸿照

(长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

如何提高采油速度和采收率是低渗透油田开发所面临的难题。低渗透油藏注水易因注入困难造成注水井或油井的损坏，且油井见水后含水率上升，导致产油量急剧递减；连续注气又易发生气窜，进而影响开发效果[1-3]。水气交替驱(WAG)是水驱和气驱两种提高采收率技术综合而成，其特点是：水段塞的存在可减弱气体指进现象，控制气窜并延长气体突破的时间，增加了宏观波及效率；水气交替注入使油藏中液体饱和度循环改变而引发三相流动和相对渗透率的变化，降低了残余油饱和度，提高了微观驱油效率[4-9]。

L油田注CO2试验区油藏埋深为1 300～1 600 m，储层以细砂岩为主，原油性质为稀油，平均渗透率为10.5 mD，平均孔隙度为12.1%，平均原始含油饱和度为51%，属低渗透率、低孔隙度、低原始含油饱和度的“三低”油藏。该区注水开发10年来，存在采油速度低(0.5%)、采出程度低(11%)、地层压力保持水平低(68%)等“三低”问题。由于低渗透油藏实施CO2驱的开发效果受渗流机理、注入参数、注入方式等因素的影响较大，探索和发展与试验区相适应的注CO2驱油提高剩余油采收率的机理，对该区块进一步开展水气交替注入现场试验，改善油田开发效果、提高油田采收率，具有重要的理论指导意义。

1 注CO2驱油的有利条件

影响CO2驱油效率的因素[10-11]主要有油藏压力、温度、埋深、剩余油饱和度、渗透率、地层倾角，原油黏度、密度，以及注采井网等。通过表1中油藏参数的对比，发现试验区油藏的地质、流体及井网类型基本适合CO2驱。其中，原油黏度为6.5 mPa·s，较小的黏度可以达到很好的流度比，适合注气驱油；储层层间渗透率突进系数为1.9、变异系数为0.4，较为均质；取芯井资料统计裂缝的平均线密度为0.2条/m，以微裂缝为主，裂缝开启程度较小；工区内没有气顶和夹层气，边水和底水也不活跃，地层能量由注水井补充。这些油藏特点是试验区开展CO2驱的有利条件。

2 室内CO2驱替实验研究

2.1 油藏流体相态拟合

注气过程中油藏流体相态特征的拟合以及长岩心驱替效率模拟分析，是评价油藏注气驱替机理的基础。选用Eclipse数值模拟软件的PVTi相态分析模块对原油高压物性PVT实验数据进行拟合计算，主要包括地层流体重馏分的特征化、组分归并、实验室数据回归拟合等，最后得到能反应地层流体实际性质变化的PVT参数场。首先，按组分性质相近的原则将研究区的地层原油组分归并为8个拟组分，结果见表2；其次，根据单次脱气实验和地层原油等组成膨胀实验数据，完成相应的拟合调整及相对误差情况，从表3中的数据可以看出，各项PVT参数拟合程度良好，已达到了注气过程数值模拟计算的要求。

表1 油藏地质及开发参数适应性评价Table 1 Adaptability evaluation of reservoir geology and development parameters

表2 地层流体拟组分划分Table 2 Pseudo-component division of formation fluids

其中，地层原油等组成的膨胀实验反映了原油和逸出的溶解气总的膨胀能力。由图1可以看出，当地层压力低于饱和压力后，地层油的弹性膨胀能力变弱，需以注水或注气的方式补充地层能量，以保持油藏的正常开采。

表3 单次闪蒸实验拟合数据Table 3 Matching data of single flash separation experiment

图1 地层原油等组成的膨胀实验拟合曲线Fig.1 CCE matching results of formation crude oil

2.2 长岩心驱替实验

在地层温度及饱和压力下进行地面油气样品的室内物理配样：实验用油为区块脱气脱水原油与煤油配置的模拟油，65 ℃下黏度为6.2 mPa·s；实验用水为区块地层水，总矿化度为7 520 mg/L；长岩心组总长度为86.2 cm，平均渗透率为9.2 mD，平均孔隙度为14.1%，岩心直径为2.54 cm，模拟参数见表4。模拟结果表明，气体突破时的驱油效率为31.8%，当CO2累计注入量达到1.3 PV(PV：孔隙体积倍数)时，驱油效率达到50%；继续注入CO2，驱油效率不再显著增加，当CO2累计注入量达到3.7 PV时，驱油效率仅增加到57.8%。可见，试验区注CO2驱提高采收率的主要阶段是在CO2突破之前[12-13]。因此，采用控制气窜、改善驱替前缘的水气交替驱是合理可行的驱替方式。

表4 注CO2驱油效率实验数据Table 4 Experimental data of oil displacement efficiency of CO2 flooding

图2 不同注入孔隙体积倍数的驱油效率Fig.2 Displacement efficiency of different PV

2.3 最小混相压力测试

本文应用细管实验法测定CO2驱替的最小混相压力。该方法是最常用、最可靠的实验方法[14-17]。具体方法为：保持油藏温度不变，分别在不同压力下进行CO2驱替试验，并用不同驱替压力下的采收率对驱替压力作图，由图中采出程度小于和大于90%的两条直线的交点即可确定最小混相压力(MMP)。该压力实际上应称为似混相压力(也称工程混相压力)。根据图3所示，模拟得出研究区地层条件下地层原油注CO2的最小混相压力为24.3 MPa，远高于原始地层压力，说明试验区注CO2的驱油机理应为多次接触非混相驱和近混相驱，主要以地层油增溶、体积膨胀、降黏、降低界面张力、降低渗流阻力、改善流度比等驱替机理来提高驱油效率。

图3 最小混相压力拟合结果Fig.3 Matching results of minimum miscible pressure

3 试验区注CO2方案优化

试验区共有4口注水井、21口油井，采用300 m×300 m正方形反九点井网开发，在应用Eclipse数模软件完成生产历史拟合的基础上，开展注入参数优选和开发方式对比研究[18-21]。

3.1 CO2水气交替驱注入参数优选

影响注气驱替效果的因素是多方面的：气体注入量、段塞大小、水气比、Kv/Kh(纵向与平面渗透率比值)、残余油饱和度、注入速度、储层润湿性等因素都会不同程度地影响驱替效果。根据不同的任务要求，模拟预测计算的重点也有所不同。本次重点分析水气比、段塞大小、非混相作用对剖面注气效果的影响，设计12种模拟对比方案，方案中保持试验区原注采井网和注采方式。模拟对比方案设计与描述见表5。采油井生产动态控制的约束条件定为：含水率大于95%时关井，气油比大于5 000(m3/ m3)时关井。

图4 试验区研究范围Fig.4 Study scope of the test block

在相同的水段塞尺寸(15%HCPV，HCPV：油藏中烃类所占据的孔隙体积)下分别模拟4种水气比的开发效果，当水气比为1∶1时的累计产油量较高、开发效果较好，为最佳水气比。在水气比1∶1的基础上，开展CO2水气交替段塞尺寸大小对开发效果影响的敏感性模拟计算研究，所选气体段塞的尺寸分别为7.5%、15%和30% HCPV，当水段塞为15% HCPV时累计产油量较高。在最佳水气比和最佳段塞的基础上，计算日注气速度分别为20 000 m3/d、32 000 m3/d、40 000 m3/d和60 000 m3/d等4种水气交替方案下的累计产油量，当注入速度为40 000 m3/d(10 000 m3/(d·井))时，累计产油量和换油量是最高的。

表5 CO2水气交替注入参数模拟结果对比表Table 5 Comparison of simulation results of CO2 WAG flooding

3.2 注水、注气和水气交替驱开发方式对比研究

在水气比、段塞尺寸和注气速度等工艺参数优化的基础上，应用历史拟合后的数值模型，进一步针对继续注水、转注气和转水气交替等3种开发方式进行开发指标和动态预测模拟研究(表6，图5、图6)。结果表明，单独注气的采收率相对于单独注水增加4.3个百分点，而且气体突破前的日产油量是单独注水的3倍，此时的采出程度与单独注水的采收率相当；相对于水气交替的开发效果，单独注气初期的增油效果略好，但累产油量差别不大；气体突破后，单独注气的后期效果低于水气交替的开发方式；从最终采收率来看，水气交替的开发方式是最好的，比单独注水和单独注气分别高7.3和3.0个百分点。因此，CO2水气交替驱是该油田提高采收率的更有效措施。