塔河强底水砂岩油藏CO2驱机理实验研究

2021-01-08刘学利郑小杰谭涛窦莲谢爽

油气藏评价与开发 2020年6期

刘学利，郑小杰，谭涛，窦莲，谢爽

（中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

国内外边底水油藏储量丰富，但大部分是碳酸盐岩油藏，砂岩边底水油藏占比不大，国内储量较大的边底水油藏主要有8个，分别是曹妃甸明化镇组和馆陶组油藏、陆梁白垩系油藏、吐哈红南白垩系油藏、冀东油田[1-3]、胜利桩西馆陶组油藏、中原濮城沙一段油藏、塔河三叠系油藏及轮南三叠系油藏[4-5]。国外的底水砂岩油藏主要有两个：伊朗AHWAZ油田和苏丹1/2/4区油田[6-7]。

边底水油藏根据水体能量强弱可以分为强底水油藏、常规底水油藏和弱底水油藏。大部分强边底水油藏主要采用水平井方式开采，开发初期充分利用天然能量进行衰竭开采，开采后期底水往往形成水锥，将剩余油分隔并孤立在井间，常规注水等手段难以动用[8]。针对边底水油藏后期水淹问题，采用的措施主要包括加密井、建立人工隔挡、打水泥塞、堵水等技术[7,9]，其中苏丹1/2/4 区油田强底水砂岩油藏综合治理就是一个典型实例。

调研发现，常规砂岩油藏实施CO2驱后都取得了较好的理论和实践效果[10-11]，其中大部分是低渗透油藏[12-13]，而边底水砂岩油藏注CO2实例较少，国内外只有4个注CO2实例，两个强底水砂岩油藏注气实例分别是AHWAZ 油田和曹妃甸油田，两个弱底水注CO2油藏分别是中原濮城沙一段油藏和胜利桩西边底水油藏。其中，AHWAZ 油田是带气顶的底水砂岩油藏，1980年实施了注气，累计注气量1×108m3，累计增油量10.5×104m3，取得了比较好的效果；中国海洋石油集团有限公司在海上强边底水稠油油藏实施了注CO2吞吐开采技术[14]；中原油田在濮城沙一段下亚段水驱后油藏开展了CO2/水交替混相驱开发，阶段换油率为0.33；胜利油田在桩西边底水油藏进行水平井CO2控水压锥试验，取得了较好增油效果。

与国内外类似注CO2油藏相比，塔河三叠系强底水砂岩油藏不但非均质性强，而且水淹后治理难度大[15-16]，还具有高温、高盐的特点，高含水开发后期如何提高采收率是此类油藏高效开发亟须解决的开发难题[17-18]。注CO2能否混相、强底水油藏注CO2驱替规律以及CO2驱可行性都是制约强底水砂岩油藏CO2驱的关键。针对此类油藏特点，开展了CO2原油相态实验、混相压力测试以及数值模拟机理研究，初步明确了高温高盐底水砂岩油藏CO2混相驱技术的可行性，为现场试验提供了理论依据，为该类油藏提高采收率指明了方向。

1 塔河底水砂岩油藏基本特征

三叠系底水砂岩油藏是塔河碎屑岩主力油藏，油藏埋深4 585～4 615 m，为辫状河三角洲河道砂坝沉积，构造幅度平缓，构造倾角0.3°～1.3°，砂体厚度平均达150 m，水体厚度平均135 m，油层厚度平均15 m，隔夹层不发育，具有厚层底水和广阔的边水，属于典型的断背斜、底水砂岩油藏（图1）。砂体平均孔隙度为21 %，平均渗透率为733×10-3μm2，属中孔、中高渗储层。三叠系原始地层压力49.76 MPa，饱和压力25.15 MPa，地饱压差24.6 MPa，地层压力系数1.08，地层温度110.53 ℃。与国内外砂岩油藏类型不同的是，其油藏能量比较充足，通过动态法计算，每采出1%地质储量的平均地层压降为0.11，水油体积比在500倍以上，驱动类型以天然刚性底水驱为主。

图1 塔河油田三叠系底水油藏剖面Fig.1 Profile of Triassic reservoir with bottom water in Tahe Oilfield

2 开发效果及剩余油分布规律

塔河A区三叠系下油组油藏主体区2005年7月开始试油试采，2006年开始正式投入开发，在经历了低含水、中高含水阶段后，目前进入高含水开发阶段，截至2019年12月，主体区共有油井9 口，日产液398 t，日产油28 t，综合含水93 %，油藏采出程度30.5%，标定采收率为38.8%。

该油藏天然能量充足，2018年5月地层静压49.04 MPa，压力保持水平98.5%。区块基本没有无水采油期，在主体开发阶段采用不规则井网、水平井技术及堵水措施，取得了较好的开发效果，油藏含水与采出程度关系曲线见图2，但随着开发的深入，大部分水平井出现了水淹，而多轮次堵水后期逐渐失效，堵水措施有效率逐年降低，油藏含水率不断上升，开发效果开始变差，由于强底水作用，纵向上造成水平井上部第一韵律层动用较差，第一韵律段采出程度仅6.7%（图3），平面上井间位置剩余油被底水分隔（图4），一旦底水纵向流场形成后，横向驱替动用井间剩余油几乎不可能[19]。

图2 塔河A区三叠系下油组油藏水驱曲线Fig.2 Waterflooding curve of Lower Triassic oil formation in area-A of Tahe Oilfield

图3 塔河A区底水油藏不同韵律段剩余油分布Fig.3 Distribution of remaining oil in different rhythmic sections of bottom water reservoir in area-A of Tahe Oilfield

图4 井间剩余油饱和度剖面Fig.4 Interwell remaining oil saturation profile

针对强底水油藏顶部剩余油难以动用的难题，2014年3月选择了典型井组开展了氮气泡沫驱现场试验[18]，注入泡沫液23 d，受效井取得了较好增油效果，但是很快发生了气窜，导致后期氮气泡沫驱技术没有大规模推广应用，因此，本文探索CO2混相驱提高采收率技术。

3 塔河强底水油藏CO2驱实验研究

3.1 CO2混相驱实验

利用通用的细管实验法确定塔河A区油藏原油与CO2气体的最小混相压力（MMP）。在温度111 ℃、最高压力70 MPa 条件下，采用混相压力驱替实验仪进行了5 次细管驱替实验，获得了实验数据，绘制了采出程度与压力的关系（图5），得出111 ℃下最小混相压力约为29.6 MPa。

从图5中可以看出，驱替效率随驱替压力的增加而增大。当驱替压力小于29.6 MPa时，采收率较低，为非混相或部分混相驱替过程；而当驱替压力大于29.6 MPa后，采收率很高（大于90%），这时已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台。塔河9区三叠系下油组油藏目前地层压力为49 MPa，远远高于最小混相压力29.6 MPa，据此判定该油藏注CO2能够实现混相驱替。

图5 细管实验注入压力与原油采收率关系Fig.5 Relation between injection pressure and oil recovery in slim-tube experiment

3.2 原油注CO2膨胀实验

在获取塔河A 区油藏温压条件下的原油样品后，利用PVT 相态分析仪等设备，进行了原油注CO2后PVT 相态实验，主要包括溶解气油比、泡点压力、体积系数、黏度、密度等参数的测试，研究注入CO2对原油性质的影响。

针对A区注CO2膨胀实验，利用配制样品在地层条件充分平衡后，对流体进行了4次注CO2，注CO2的量依次为地层原油体积的10%、15%、20%、25%；并分别对每次注CO2点进行了P-V关系、单次脱气、地层油黏度实验测试，结果表明CO2对塔河A区地层原油有很强的膨胀能力，有利于提高产能。

原油注CO2实验结果见表1：随着CO2注入量的增大原油饱和压力逐渐升高，注入CO2越多，饱和压力越高；随着溶解的CO2增多，原油体积膨胀系数越大，表明CO2对塔河A区地层原油能发挥很好的膨胀能力，当CO2在原油中的浓度25%时，在地层压力下达到饱和，地层原油体积膨胀了34%；随着注入CO2比例的增大，CO2溶解量不断增多，原油CO2溶解系数呈线性增加关系，说明塔河A区地层原油对CO2有很强的溶解能力。

表1 CO2不同注入量下饱和压力、体积系数、溶解系数变化Table 1 Variation of saturation pressure,volume coefficient and solubility coefficient with different injection amounts of CO2

3.3 CO2在油水中的溶解分配实验

在注入CO2过程中，CO2与原油、油藏底水接触后将形成油-气-水三相体系，有部分的CO2将会溶解在底水中，因此将大大降低CO2驱替效率。为了考察CO2在油水中的溶解分配能力，开展了油藏条件下密闭容器中CO2在油、水相静态扩散实验，了解CO2静态扩散特征。

实验所用水样为地层水，实验所用CO2纯度99.999%，油样为油藏条件下配制地层油样，开展不同含油饱和度下CO2溶解实验。随着含油饱和度增加，油水中CO2溶解比逐渐增加，目前剩余油饱和度为0.3～0.5，对应的波及范围内水中消耗CO2量约为19.7%～9.3%，这表明油藏条件下CO2更容易扩散至油相，在油相的溶解扩散能力为水相中的4倍以上（图6）。

图6 不同含油饱和度下CO2在油水中的溶解比曲线Fig.6 Soluble ratio curve of CO2 in oil with different oil saturation

4 CO2驱扩大横向波及模拟研究

根据塔河A 区块底水砂岩油藏物性参数，建立了剖面机理数值模型。模型网格大小：X为10 m、Y为10 m、Z为1.5 m，总网格数62×8×14=6 944，地质储量5.2×104t，油层厚度15 m，孔隙度0.22，水平渗透率370×10-3μm2，垂向渗透率123×10-3μm2，水体倍数200倍油藏体积，油水界面3 673 m，初始压力49.85 MPa。

根据油藏流体PVT 数据，将原油组分合并为8 个，即：CO2、N2、C1、C2—C6、C7—C10、C11-22、C23-31和C32+，并进行了差异分离实验模拟，模拟了油藏压降过程中原油溶解气油比、地层原油密度、黏度、体积系数及最小混相压力等主要参数进行了拟合。

在确定油藏静态模型和PVT 模拟之后，油气水相渗模型的确定对准确模拟至关重要。为了能如实模拟CO2驱效果，根据油藏高温高压下原油注CO2相渗实验，建立了油气相对渗透率模型，见图7。与常压相渗曲线对比，预饱和CO2导致原油体积膨胀、黏度降低，油相渗透率大幅提高；残余油饱和度较低，两相渗流区域宽；高压驱油效率达96%，常压驱油效率仅40%。

图7 原油注CO2油气相对渗透率与常规相渗曲线对比Fig.7 Comparison between conventional oil-gas relative permeability curve and that of crude oil produced by CO2 flooding

机理模型中设置了1口直井和2口水平井，首先模拟底水水淹后含油饱和度分布（图8a），随着底水的均匀推进，开发后期阶段油藏剩余油主要分布在井间的高部位；然后模拟直井V1 注入CO2，H1 和H2两口水平井作为采油井，模拟结果见图8b。因塔河油田底水砂岩油藏地层压力远大于混相压力，注入CO2可实现井周快速混相驱动，在注入井附近，注入的CO2先向下运移，后向两侧扩散（图8c）。从驱替前缘剖面可以看出，CO2扩大了横向波及范围，在注入后期阶段，游离的CO2在油藏顶部形成一个稳定分布带，极大地提高了油藏采收率。

5 塔河强底水砂岩油藏CO2驱可行性模拟

利用前面建立的直井注水平井采的剖面机理数值模型，首先模拟底水驱开采，当油井含水率达到90%以上时，模拟其他注入介质，设计了四种注入不同介质方案，包括注水、注氮气、注CO2+水交替驱、注CO2四种介质。衰竭生产方案中定日产液量生产，日产液50 t/d，注水方案、氮气驱方案、CO2+水驱方案、CO2驱方案中日注入地下体积均为50 m3/d，连续注入6 a，累计注入地下体积10.95×104m3，周期生产时间为15 a，模拟的结果见图9。

图8 CO2注入前后含油饱和度和CO2饱和度对比Fig.8 Comparison of oil saturation and CO2 saturation before and after CO2 injection

图9 底水砂岩剖面模型不同注入介质驱替曲线对比Fig.9 Comparison between displacement curves of bottom water sandstone profile models injected with different materials

从图9中可以看出：注水方案和衰竭生产基本重合，认为在大底水油藏条件下，注水基本无效。氮气驱虽然见效较快，但效果一般，比衰竭生产方案增油1.2×104t，采收率提高了2.8%。CO2+水驱方案比衰竭生产方案增油3.8×104t，采收率提高了8.9%。CO2混相驱效果最好，累计增油5.3×104t，比衰竭生产方案采收率提高了12.5%。模拟结果表明了CO2驱是塔河强底水砂岩油藏提高采收率的有效方法，具有一定的可行性。