致密油藏定向井CO2驱提高采收率技术研究与应用

2021-01-11龚丽荣孙彦春周梦雨卢家亭朱春艳

中国石油大学胜利学院学报 2020年4期

龚丽荣,孙彦春,周梦雨,卢家亭,赵耀,朱春艳

(1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院,河北唐山 063004;2.中国石油冀东油田信息中心，河北唐山 063004; 3.中国石油冀东油田陆上作业区,河北唐山 063004)

致密油藏属于非常规油气藏,在储层中油气连片分布,没有明显的圈闭和盖层的界限,无统一的油、气、水界面和压力系统,流体组分差异较大,储层渗透率小于或等于0.1×10-3μm2。随着致密油储量比例的逐年增长,在我国石油工业中,致密油藏的勘探开发具有越来越重要的战略性地位,目前此类油藏已成为我国石油工业储量接替的重要领域,将是实现我国原油产量增长的重要支撑,致密油藏的高效开发是今后相当长的一个时期内的重要战略目标[1-3]。注水开发在致密油藏的应用过程中,时常面临着注入压力高、注水不见效等问题。由于气体具有易流动、可降低原油黏度、降低界面张力和使原油体积膨胀等作用,学者开始探讨致密油藏注气开发的可行性。目前,国内外的科研机构已经将注气工艺视为除了热采等提高原油采收率措施之外的首选,与传统的注水驱替相比较,注气混相驱替更有可为,平均提高采收率约为16.40%[4-6]。

1 研究区概况

M区块为致密油藏,储层物性较差,孔隙度、渗透率低,储层平均孔隙度为17%,储层主体覆压渗透率小于0.1×10-3μm2。由于储层孔喉细小(主流半径集中在1 μm),注水启动压力高(0.2 MPa/m),难以建立有效驱替,导致M区块大部分油井因无能量补充已失效或处于低产阶段,M区块急需转变开发方式,改善开发效果,提高采收率。

2 致密油藏注CO2提高采收率机理

2.1 CO2驱油机理

研究区块属于致密油藏,目前仍处于开发早期,油藏采出程度低,基本不含水,有利于CO2驱注采工艺的实施油藏埋深在3 500～3 900 m,原始地层压力39～58 MPa,压力系数1.2～1.53,地饱压差大,地层易与CO2形成混相。

CO2混相驱作为提高石油采收率的重要方法之一,其基本原理是将注入的CO2在油藏地质条件下和原油达到混相,主要通过消除相间界面张力和孔隙介质的毛管力以降低油藏内残余油饱和度,进而达到提高原油采收率的目的[7-9]。在CO2混相驱替过程中,其最重要的提高采收率机理是通过抽提原油中的轻质成分,实现油气混相,大幅度降低毛细管力,提高原油流动性[10-12]。其次,CO2注入可以溶蚀地层部分矿物成分,以使其疏通微小孔喉,孔隙变大,连通性变好,明显改善岩心渗透性。此外，注入CO2过程中原油体积膨胀,可有效补充地层能量。

2.2 CO2混相驱油室内评价

2.2.1 地层原油注CO2相态试验

针对研究区地层油,在地层温度下进行CO2膨胀实验,目的是研究CO2注入后对流体的相态影响。将CO2按照物质的量的百分数为0%、10%、20%、30%、40%、50%、60%及70%加入到原油中,每次加气后逐渐加压使CO2气体在油中充分溶解达到单相,测定CO2对原油饱和压力、膨胀系数、原油黏度及密度的影响。试验结果表明:(1)随着注入CO2量的增加,地层原油饱和压力逐渐升高,表明地层油对CO2有较强的溶解能力;(2)随着原油中溶解CO2量的增多,地层油体积膨胀系数增大,表明CO2具有较强的膨胀地层原油的能力;(3)随着原油中溶解的CO2量的增加,地层油黏度降低,表明CO2对地层油有很好的降黏效果,可以改善地层油的流动性;(4)CO2注入后,随注入CO2比例逐渐增大,地层原油性质逐渐变好,其轻质组分逐渐增多,重质组分相对减少。因此,地层原油密度也逐渐减小。

2.2.2 地层原油注CO2最小混相压力试验

为探索研究区注CO2提高采收率的可行性,开展注CO2的最小混相压力测定。实验压力共选择了6组,其中,21、23、25 MPa下的原油采出程度分别为65.02%、74.08%、82.93%,属于非混相状态。而其他3组压力,27、29、31 MPa下的原油采出程度分别为90.36%、94.36%、96.66%,属于混相状态。

根据原油的最终采出程度随压力的变化,分别做非混相和混相时的直线,两条直线的交点所对应的压力即为在该油藏温度下注CO2时的最小混相压力,约为26.5 MPa,如图1所示,其中VP为孔隙体积。

图1 M区注CO2最小混相压力实验

2.2.3 全直径长岩心驱替试验

针对研究区实际岩心(57.05 cm),在地层温度下,开展长岩心驱替试验,对该组岩心先进行水驱,在含水率达到100%时,停止注水,开始注CO2,这时水驱的驱替效率为45.99%。随着CO2注入量的增加,驱替效率增加,此后气油比急速上升,随着CO2注入量的继续注入,驱替效率不再增加,水驱后CO2混相驱最终的驱替效率为84.77%,水驱后CO2驱驱替效率比水驱提高了38.7%,如图2所示。

图2 M区水驱后转CO2驱采收率曲线

3 CO2混相压裂试验方案

基于CO2混相驱油机理及室内实验结果,结合研究区实际油藏情况,开展CO2混相驱先导试验方案,试验致密油藏定向井能量补充开发方式,提高单井产量,最终提高致密油藏采收率的目的。

3.1 试验区的优选

基于以下选区原则开展试验区优选:储层连通性好,剩余储量规模大;对应油井数多,便于压裂效果评价;井况简单,工艺实施难度小。优选研究区M9井区为试验井组,该井组砂体规模较大,砂体宽带200～350 m,砂体厚度2～17.4 m,井间砂体连通率45%～72%。该试验区共6口井(1注5采),控制地质储量41.5×104t。

3.2 开发技术政策优化

基于试验区地质特征,建立数值模拟地质模型,开展试验区历史拟合,基于油藏数值模拟技术开展CO2混相驱压裂技术政策优化[13-14]。

3.2.1 压裂前置段塞介质优选

分别设置CO2、水基压裂前置段塞方案与基础方案(水驱),对比3 a后累计产油变化,结果显示压裂方案优于基础方案,前置CO2段塞效果优于水基压裂方案(图3)。从单井日产油曲线也可以看出,前置CO2段塞效果最优(图4)。

图3 不同注入介质阶段累计产油曲线

图4 单井日产油曲线

3.2.2 注入量优化

(1)数值模拟法。设置不同CO2注入量,模拟不同注入量下的增油量。得到CO2注入VP数与增油量的关系曲线(图5),结果表明注入0.08HCPV后,采出程度增加幅度明显变缓,且压力系数恢复到原始地层压力系数,因此确定注入量为0.08HCPV,折合地面注入量为3 300 m3。

图5 不同注入体积与增油量折线图

(2)物质平衡法。根据物质平衡法,得到压力系数与注入量关系曲线(图6),压力系数为1.3时,对应注入量为3 400 m3。

图6 不同压力系数对应注入量折线图

综合数值模拟法和物质平衡法及外溢量,最终确定液态CO2注入量为3 500 m3。

3.2.3 注入速度优化

设置注入速度分别为500、1 000、1 500、2 000 m3/d,对比阶段末的采出程度,结果显示(图7),随着注入速度增加,采出程度逐渐升高,当注入速度达到1 500 m3/d后,采出程度增量逐渐降低,因此选取注入速度1 500 m3/d为最优注入速度,因此采用压裂车组快速注入CO2。

图7 不同注入速度采出程度增幅变化曲线

3.2.4 年平均单井日产油论证

设置初期日产油量分别为4、6、8、10 t/d 4个方案研究合理单井日产油。结果表明(图8),随着日产油量增加,累计产油量逐渐增加,当日产油量达到8 t/d后增加幅度变缓,确定合理的日产油量为8 t/d。

图8 单井日产油对应采出程度曲线

3.2.5 混相压裂驱替轮次

通过计算不同驱替轮次下的增油量研究合理的驱替轮次。结果表明,随着压裂驱替轮次增加,增油量逐渐减小(图9),根据油田压裂措施增油界限图版判断(图10),油价60美元/桶、措施费用500万时对应的增油界限为2 237 t,确定混相压裂驱替轮次为4轮次。

图9 不同轮次增油量对比图

图10 压裂措施增油界限图版

3.2.6 方案设计与比选

基于相同注入量,针对M9井组设置5个比选方案,如表2所示。方案一无措施基础方案;方案二为注入井M9井混相压裂,对应油井无措施;方案三为注入井M9井混相压裂,油井M9-1、M9-2井混相压裂;方案四为注入井M9井混相压裂,油井M9-3、M9-4井混相压裂;方案五为注入井M9井混相压裂,油井M9-1、M9-2、M9-3、M9-4井混相压裂。通过对比5个方案阶段末的采出程度,确定最优方案。

数值模拟结果显示方案二即水井混相压裂,油井不压裂效果最好,井组预测阶段末期采出程度最高达到10.7%,较目前采出程度提高了7.9%,投入产出比为1∶2.06,主要是该井组采出程度低,连通性好,建立井间驱替可有效提高储量动用程度,增加单井产量。方案一即按目前开发方式继续生产的基础方案效果最差,预测阶段末期采出程度仅为4.9%。这主要是因为按当前开发方式生产,油井完全依靠弹性能量开发,加上地层天然能量不足,采油速度低,生产效益差(表2)。