考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

2021-12-02张希胜杨胜来袁钟涛张钰祥

科学技术与工程 2021年33期

张希胜,杨胜来,张政,袁钟涛,张钰祥,王萌

(中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

冀东油田高12断块物性较差，平面上砂体规模连通性差，单井点采油与其他井不连通，具有小规模砂体特征，它的范围以外可能是尖灭，或渗透率变差，或岩性的变化，导致没有办法联通。而且该区块埋藏深，渗透率很低，部分油藏注不进水导致水驱效果差，甚至导致中、弱水淹层难以进一步有效动用，可知转变开发方式的重要性[1]。但是油藏温度和压力较高，地下原油黏度小等油藏条件符合烃类驱筛选标准[2-4]。自2010年，G12断块进行了注CO2吞吐矿场尺度试验，并且取得了良好的增油提采效果[5-6]。随着吞吐轮次的增加，一方面，单轮次吞吐增油量不断降低，换油率也随之降低，CO2吞吐成本较高，导致吨油成本增加[7]；另一方面，由于CO2在注入地层的过程中，会溶解形成碳酸，具有腐蚀性，进而对井筒以及地面管线造成严重的威胁，制约了CO2吞吐在矿场上的推广应用。

为了解决CO2吞吐应用中的问题，提出用段塞气气吞吐，即CO2与N2结合注入进行单井吞吐，从而提高低渗透油藏的采出程度。经调研结果表明，CO2气体注入地层后原油体积会发生膨胀，补充地层能量，降低毛管阻力，从而提高流动性[8-9]。同时，还能降黏，降低油水界面张力，有利于残余油的流动[10-11]。N2虽然没有CO2降黏、膨胀原油作用明显，但是N2具有补充能量和助排的功能[12]，并且N2来源广泛，价格便宜，与CO2形成段塞注入既可减缓CO2对管线的伤害，又能达到增产的效果。

近年来，国外学者提出CO2/N2复合气体提高采收率技术，但并未应用于油藏开发。国内学者大多数集中于对CO2、N2单一气体注入地层提高油藏采收率的研究[13-15]，已有对CO2/N2复合气体提高采收率的研究基于室内实验尺度[16]，通过相应的注气膨胀实验和注气吞吐物理模拟实验，得出CO2/N2复合气体最佳比例。但是用数值模拟手段对CO2/N2复合气体提高采收率的研究却鲜有报道。

由于低渗透油藏普遍存在启动压力梯度，启动压力梯度对油藏开发的影响不可忽略，要实现油气资源的有效动用，必须加以考虑[17]。而目前使用数值模拟方法研究考虑启动压力梯度的试验中，将启动压力梯度设置为定值[18]，而并没有考虑启动压力的变化。随着油藏的开发进行，油藏渗透率发生变化，启动压力梯度必然随之改变，可见前者研究方法具有一定局限性。

现以冀东油田G12断块油藏作为研究对象，首先在室内实验的基础上展开启动压力梯度研究，取G12断块岩样，利用多级超高温驱替系统得到启动压力梯度与渗透率的关系，以及油水相对渗透率、油气相对渗透率。其次，在数值模拟软件tNavigator中考虑由室内实验获得的启动压力梯度随着渗透率变化规律，建立组分模型，进行CO2/N2吞吐参数(段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、采油速度)优化，使得模拟结果更加准确。

1 油藏数值模拟模型的建立

利用petrel地质建模软件，建立了高12断块精细实际地质模型，采用角点网格系统划分网格，共划分了64×27×642=1 109 376个网格,其中i方向网格数为64，j方向网格数为27，k方向网格数为642，有效网格数为136 884，三维地质模型如图1所示。通过建立好的精细三维地质模型，进行吞吐注采参数优化研究。

图1 高12断块三维地质模型Fig.1 Three-dimensional geological model of Gao 12 fault block

CO2/N2吞吐涉及油气水三相，采用tNavigator组分模型进行模拟。模型的油藏压力设置为39.95 MPa，达不到该区块混相压力70 MPa，采用单井定产方式进行生产，先优化出衰竭阶段的单井产量，再进行吞吐相关参数的优化。在实验室条件下进行闪蒸实验、膨胀实验、恒质膨胀实验，利用tNavigator软件PVT Designer模块对组分进行合并和劈分。根据物性测试结果，将G12断块油藏的油藏流体拟合为6个组分：CO2、N2、C1-6、C7-22、C23-35、C36+，经过回归分析后的拟组分结果如表1所示。

表1 原油拟组分及其热力学参数Table 1 Pseudo-components of crude oil and itsthermodynamic parameters

2 启动压力梯度测试实验

2.1 实验内容

为了获得该区块的启动压力梯度变化规律，研究设计了一种压差-流量法与平衡法结合的启动压力梯度测量方法，并通过高精度的压力监测表降低了实验误差。为避免围压带来的影响，实验在净围压条件下进行。

2.2 实验装置

主体实验装置为SYS-III多级超高温驱替系统，附属设备包括：美国产ISCO-260D高精度驱替泵，耐高温岩心夹持器，气体流量计，空气压缩机，气体加压泵等。实验流程图如图2所示。

图2 启动压力梯度实验装置Fig.2 Start the pressure gradient experimental device

2.3 实验步骤

(1)将岩心在108 ℃烘干48 h以上，而后分别测定岩心长度、直径、孔隙度及渗透率等数据。

(2)将岩心以上述测渗透率相同方向装填入岩心夹持器。

(3)接通流程，首先校正仪器，对仪器初始值调零，而后同时升高围压和回压，升压过程要以2 MPa为步长，以30 min为间隔，逐级增压至上覆压力和地层压力值，恒定不变，并升温至实验温度。

(4)中间容器中充满气体，将岩心夹持器出口管段的出口置于流量收集装置液面下(将出口管段中可能存在的液体排空)，流量收集装置中装满清水。

(5)通过注入泵以0.01 mL/min的流量为中间容器加压，观察收集管中液面下的出气管口，观察到第一个气泡冒出后立即停泵，并关闭三轴岩心夹持器进口阀门，静置。

(6)观察数据采集系统采集到的压差传感器数据值，直至该值稳定，此稳定的数据即为启动压力。

2.4 实验结果

为了后期便于开展数值模拟研究，利用实验测得数据，绘制启动压力梯度与渗透率的关系曲线如图3所示，得出高12断块油藏启动压力梯度的特点，启动压力梯度与渗透率呈幂函数关系，启动压力梯度随着渗透率的增大而减小。由曲线拟合可得到启动压力梯度经验公式，并且拟合程度较高。

图3 多相流体启动压力梯度与渗透率关系Fig.3 Relationship between starting pressure gradient and permeability of multiphase fluid

应用tNavigator数值模拟软件中SOLUTION部分添加启动压力梯度关键字ARITHMETIC，分别设置地质模型i、j、k3个方向的启动压力值，进行考虑启动压力梯度的数值模拟研究，如表2所示。

表2 启动压力模拟方法Table 2 Start-up pressure simulation method

3 衰竭阶段的单井产量

对于低渗透油藏而言，研究区块储层物性较差，连通性较差，注气比较困难，对单井进行压裂改造就显得非常重要，压裂改造技术也常用于低渗透油藏开发中。当油藏的储层物性参数一定时，合理生产制度影响油藏的有效开发。为了优化油井衰竭阶段的合理单井产量，设置半缝长为150 m，单井产量分别为10、15、20、25、30 m3/d，模拟生产2 a，模拟结果如图4、图5所示。

图4 累积产油量变化曲线Fig.4 Cumulative oil production curve

图5 地层压力变化曲线Fig.5 Formation pressure change curve

由数值模拟结果可知，衰竭开发阶段的累积产油量随着单井产量的增加而增加，当单井产量超过15 m3/d后，单井产量对最终采油总量影响不大。但由图5可知，单井产量越大，地层压力下降的越明显，导致地层压力下降过快，不利用后续补充能量开发，因此优选衰竭阶段单井产量为15 m3/d。

4 吞吐参数优化

4.1 段塞比优化

注CO2吞吐能获得较好的开发效果，但腐蚀以及经济成本问题不可忽略，N2作为增能气体，来源广泛，性能可靠。将二者结合起来形成CO2/N2气气段塞，注入地层并进行吞吐。为了对比不同段塞比的增油效果，分别设计了5种段塞比(CO2∶N2)：1∶0(纯CO2)、7∶3、6∶4、5∶5、4∶6、3∶7、0∶1(纯N2)，注入速度均为2 000 m3/d，注入天数为10 d，焖井时间为10 d，累计生产2 a。优化的对比指标为累积增油量和换油率。累积增油量为生产2 a时的采油总量扣除弹性开采阶段的基础采油总量，换油率为注气吞吐后的累积增油量与注气量的比值。计算结果如图6所示。

图6 段塞比对吞吐效果的影响Fig.6 The effect of slug ratio on throughput

从图6可以看出：随着段塞比的减小，累积增油量和换油率减小。说明段塞比的大小影响吞吐开发效果，气气段塞中CO2比例越高，其增油效果越好，纯CO2作用效果最好，纯N2作用效果最差。其原因主要为：①复合气体中CO2比例的越高，其溶解膨胀的效应越明显；②N2比例增加，虽然其补充地层能量的能力增强，却无法弥补其对溶解降黏造成的损失，导致整体增油效果变差[16]。结合现场，二氧化碳对套管的腐蚀，适当补充N2作为增能气体对开发更有利。因此，优选段塞比为7∶3。

4.2 转注时机优化

吞吐参数(段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、采油速度)的取值直接影响到G12断块油藏的开发以及最终的吞吐开发效果。因此，确定最优的吞吐参数，对提高油田的采出程度显得非常重要。

CO2注入地层后，其强大的溶解能力能降低原油黏度，改善流度比，地层能量得到补充。转注时机决定了转注CO2时的地层压力水平，影响着CO2在原油中的扩散溶解能力。转注时机决定着原油中相对较轻组分的比例，进而影响着蒸发萃取效果。转注时机的优化，即优选出衰竭阶段最佳的产量下降时机进行注气。设置衰竭阶段的单井产量为15 m3/d，注入速度均为2 000 m3/d，注入天数为10 d，焖井时间为10 d，累计生产2 a。当衰竭阶段的日产油速度分别下降到3、4、5、6 m3/d时进行转注，观察不同方案下的采油总量曲线，模拟结果如图7所示。

从图7可以看出：注CO2吞吐开发效果与转注时机有关，开发方案中开始转注时的日产油速度越小，说明弹性开采时间越长，CO2吞吐效果越好，累积产油量越高，且在日产油降为4 m3/d进行吞吐,开发效果最好。当日产油降为3 m3/d时进行吞吐，累积产油量与4 m3/d时出现明显的下降。是由于日产油降为3 m3/d时进行吞吐，弹性开采周期较长，弹性能量消耗较大，在相同的注气量下，吞吐补充的能量难以进入储层内部。因此，优选转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4 m3/d时。

图7 累积产油量变化曲线Fig.7 Cumulative oil production change curve

4.3 注入量优化

注入量是影响注气吞吐效果的主要因素之一。由于注入量由注入时间和注入速度控制，通过改变注入速度的方式来研究注入量的敏感性。设置注入时间为10 d，焖井时间为10 d，段塞比(CO2/N2)为7∶3，注入速度分别为2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 m3/d，累积增油量和换油率根据累计生产2 a时进行计算。计算结果如图8所示。

从图8可以看出：段塞注入量对吞吐增油量有较大影响，随着段塞注入量的增加，累积增油量不断增加，换油率不断降低，说明段塞利用率不断降低。当注入量超过60 000 m3时，累积增油量增幅变缓，换油率的减小幅度也变小。原因是随着段塞注入量的增加，地层原油溶解的CO2越多，降黏作用更明显，原油流动能力得到改善。当段塞注入量超过一定量时，此时CO2气驱作用大于溶解作用，段塞波及范围有限，原油含油饱和度降低，因此增油量增幅变缓，优选注入量为60 000 m3。