致密油藏CO2驱油和埋存可行性研究

＊李三山

（西安石油大学石油工程学院 陕西 710065）

1.引言

致密油藏作为一种非常规油气资源，已逐渐成为我国油气增储上产的重要后备力量。中国致密油储层分布广泛、资源潜力巨大，但致密油藏储层物性差,开发难度较大，表现为低孔、低渗透且油水渗流规律复杂[1-3]。采用常规开采方式难以满足经济开采的目的，如衰竭式开发和注水开发等难以实现致密油藏的经济有效开发，因此亟需探索新的有效的开发手段。地下油藏在长期开采下需要补充新能量，通过注入外来流体补充地层能量，建立油水井间压力梯度，从而提升采收率。由于致密油藏地质条件的特殊性，常规的开发方式难以进行有效开发，如应用最广泛的注水开发由于其渗流阻力较大难以发挥较好的效果。大量学者研究表明，CO2作为一种新的驱油剂能相较于水介质具有更好的开发效果，同时还能实现碳埋存，节能降碳[4-5]。

CO2驱油和埋存技术主要借助CO2进行驱油，以提高原油采收率，该技术具有较高的经济、社会效益，在当前温室气体减排中具有良好的应用前景。致密油藏储层低孔低渗，且吸水能力不佳，在采用衰竭式开发方式的过程中，地层能量迅速下降，产量也随之降低，导致实际采收率不高。针对这样的问题，就需要寻找可以补充地层能量的开发方式，注CO2是比较有效的一种方式，也有大量学者针对CO2驱油、埋存进行实验研究[6-7]。本文主要以致密油藏作为研究的对象，对CO2驱油和埋存的可行性进行探究，进而提 升开采效果。

2.二氧化碳驱油机理

二氧化碳能够作为一种有效的驱油剂从而提高原油采收率，其中重要的原因是随着二氧化碳注入地层能够溶于地层原油，使得原油的性质和油藏的性质发生变化。CO2的临界点为31.1℃、7.38MPa，在注入油藏中易达到超临界状态。超临界的CO2具有良好的注入性能和溶解性，相比于水介质大大提高了注入井的吸水能力，且同时为地层补充了能量。

CO2驱油机理极其复杂，与油藏压力、油藏温度、流体性质密切相关。CO2驱油总体上来说主要分为混相驱和非混相驱，其中混相驱又分为一次接触混相和多级接触混相[8-9]。总的说来主要驱油机理都有降低流体之间界面张力，降低油的黏度、溶解于原油发生体积膨胀增加弹性能等作用。CO2与原油能否发生混相主要取决于在当前地层压力条件下，CO2与原油接触时是否达到最小混相压力（MMP）[10-11]。在油藏高温高压条件下，当压力高于最小混相压力时，CO2与原油发生混相，此时两相之间的界面张力为零，两者合为一体，由两相变为一相，更容易采出来。但在很多油藏中，油藏压力难以达到CO2与原油的混相压力，因此通过注CO2提高原油采收率很大程度依赖非混相驱。在非混相驱中，CO2溶入原油后，使原油体积膨胀，并降低油的黏度，从而增加原油的流动性，使其更加容易采出地面。

3.数值模拟研究

(1)构建数值模拟模型

致密油藏由于其物性特征较差，注水开发效果欠佳，采用衰竭开采油藏亏空较大，CO2的物理性质决定了其较好的驱油性能，本文采用数值模拟的方法对二氧化碳驱油与埋存可行性进行研究。在CO2驱油或水汽交替驱（WAG）补能方案的优化研究中，通过采用CMG油藏数值模拟软件，基于EOS状态方程，并通过Winpro模块进行相态模拟研究，利用气组分模型（GEM）展开模拟。借助Petrel地质建模软件，针对研究区进行构造建模[12]。但对于油水、油气的相对渗透率，通过实验获取，借助地质模型、相渗数据，然后结合注采井的压裂以及射孔等各项数据，完成组分数值模拟模型的构建。特低渗透油藏CO2驱油渗流数学模型的建立，并运用在注CO2的开发试验中，能够取得较好的效果。假设流体、岩石不可压缩，忽略掉毛管力以及重力的影响，全组分方程是：

Wi是i组分的质量项；

Qi是i组源汇项。

(2)历史拟合研究

对于模型的计算结果，为了保证其与现实油藏的情况更加接近，可以获得相对精准的预测模型，历史拟合非常关 键[13]。明确油藏生产的相关规章制度，通过采取定液量生产的方式，对含水率、产油量进行拟合，相应的拟合指标有采油量、含水量、生产指标等，具体的拟合顺序为：油藏储量、注采量、压力、含水率等，在拟合中，先对整个区的产液量、含水率等各种指标进行拟合，接着针对单井的生产动态指标，做好相应的拟合工作，最终的拟合误差都控制在2%以内。

(3)CO2驱开发技术政策优化

针对生产井井位、油藏压力水平等，通过对比多种开发方式，如水驱、水气交替驱、连续气驱等，相应的预测时间，全部不超过20年。在不同开发方式的模拟中，断块致密储层注CO2连续气驱、WAG驱开发的效果较好，比水驱的效果要好，在CO2连续气驱、WAG驱开发对比下，两者的总注气量比较大，不过，前者的采出程度、换油率等比后者小，前者前期的采出程度、采油效率比较高，但是，当生产气油比慢慢增大，对于CO2的利用效率就会慢慢降低[14]。WAG驱比CO2连续气驱开发效果好的原因是，WAG驱中的水段塞先进到裂缝内和大孔道中，之后的CO2大多都进入到了小孔隙里面，使得气体波得到扩大。同时，在重力分异的作用下，CO2气体出现上浮的情况，在垂直方向下，能够驱替油藏上方位置的原油，而水段塞驱替油藏下方的原油，从而使得垂向原油驱替的均匀性更强，由此可见，对于开发方式的选择，WAG驱具有更好的开发效果。

井网完善有助于控制剩余油，提高经济性，若不考虑钻新井的情况下，可以最大程度现有油水井。在井网完善模拟中，可以将废弃井转为注入井，有效扩大气驱、水驱的控制程度，完成地层能量的补充，并促进原油采出量的提升，由此可见，注采井网的完善可以有效提升原油开采的程度[15]。注入压力对注入的量、速度都有较大的影响，并且还与原油驱替效率有着直接联系。对于水气交替驱，设计20MPa、25MPa、30MPa、35MPa四个不同注气压力，通过模拟可以得知，在注入35MPa的时候，总注气量以及采出的程度属于最高的，CO2埋存量最大，不过，换油率为最低，出现该情况的主要原因是压裂缝的存在，当注入压力变高时，相应的速度也会增长，CO2注入量逐渐增加，部分CO2沿着裂缝突破，流进井底之后并没有起到驱油的作用。总的来说，大多数注入的CO2具有驱油的作用，可以促进原油采出程度的提升，最佳方案是采出程度越高效果越好，换油率越高越好，不过，当注入压力不断增加，相应的采出程度随之增加，而换油率则慢慢减小，在对比下，两个指标呈现相反趋势。所以，对于注入压力的选择，应从这两指标进行综合思考，在保证采出程度的同时，还应思考换油率这一指标，经过实验对比可以得知，注入压力为30MPa时为最佳。

在水气交替驱中，段塞比是比较关键的一个参数，对于注水量、注气量有着直接影响，通过设计六个方案进行模拟，即WAG（3:9）、WAG（9:3）、WAG（3:3）、WAG（6:6）、WAG（4:8）、WAG（8:4），针对这几个段塞比方案进行模拟，最终得出，WAG（3:3）这一采出程度为最高，接着是WAG（9:3），水段塞比气段塞大的方案，气换油率、采出程度都相对高一些，表明对于致密储层来说，WAG驱时若没有注入问题，那么，水段塞比气段塞大的方案更有助于提高实际开发的效果，主要是因为大的水段塞对CO2气体突破沿裂缝的时间有一定的缓解作用，可以有效提升CO2利用率[16]。若水段塞比是1:1的时候，原油采出程度、买存量会随着交替频率的增加而增加。针对以上多种段塞比方案，在综合考虑下，WAG（3:3）这一方案最佳。

CO2驱油存在多种问题，如混相不稳定、腐蚀问题等，对此，应在油藏监测中，增加一些井流物分析、环境监测、腐蚀监测、吸气剖面监测等，在具体的应用中，这些监测项目发挥较大的作用，为了了解CO2驱油的趋势，提供防腐蚀、放气窜等相关技术保障，从而形成油藏动态监测技术，更加符合CO2驱油、埋存的特点[17-18]。对于注入情况的监测，主要包括注入动态化监测、戏水吸气指数测试等；对于混相状态的监测，包括了井流物监测、地层压力监测等多项内容，通过监测分析地层下驱替中原油组分，以及相应的变化规律，从而判断相应的混相状态。

在气驱方案中，关井气油比是非常重要的一个参数，对于生产井关井时间、CO2换油率有着较大的影响。通过设计三个方案进行模拟，具体的关井气油比分别为1000m3/m3、3000m3/m3、5000m3/m3。经过模拟对比，5000m3/m3这一关井气油比的采油程度为最高的，不过，其换油率是最低的，换油率最高的为1000m3/m3，不过其CO2埋存量以及采出的程度为最低的。通过综合分析，采用3000m3/m3这一关井气油比方案最为合适。对于生产流压，优化非常重要，在注气之前，产液能力不高，注入之后，有效补充了地层能量，有助于提升产液能力。定产液量的生产很难有效控制，在模拟过程中，对生产井的井底流压方式进行有效控制，从而有效把控产液速度，并设计5MPa、10MPa、15MPa三种方案，经过模拟得知5MPa这一生产流压的方案最为合适[11]。

4.启示建议

致密油藏CO2驱油和埋存的可行性较强，CO2驱油和埋存也是当前发展低碳经济的必经之路，CO2驱油和埋存不仅能够提升原油采收率，还可以降低二氧化碳的排放量，兼顾经济和社会效益，为低渗透油气藏驱油提供有效指导意义。经过实践探究，该研究的发展趋势主要包括几大方面。油藏精细的研究，对于油藏地质、油藏工程的研究比较适合采用CO2驱油和埋存的区块，有效提升驱油的效率，确保CO2埋存量的安全，避免出现气串等各种问题。在CO2埋存上，结合实际合理选择CO2埋存载体，在确保安全埋存的基础上，有效降低成本，提高经济效益。在CO2埋存的安全性评价上，作为一项长期发展的工程，CO2注入会使得地层压力逐渐发生变化，甚至造成意料外的损失，而CO2腐蚀，对于CO2埋存，产生较大的风险。因此，在埋存之前需要综合考虑多方因素，并在具体工作期间，对于驱油、埋存等引起的油藏变化，进行动态化监测，然后以此作为基础，合理调整相应的方案。针对CO2腐蚀，需要解决其在注入、处理等期间对各种设备造成的腐蚀问题。

针对CO2驱油、埋存的经济性问题，主要从三个方面着手研究。

一是不断优化技术，解决技术自身的问题，并最大程度降低成本。

二是从国家战略层面制定合理的规划，对于CO2驱油、埋存相关产业链合理建设，并规定相应的法律政策等，完整的产业链一般包括多个行业，如油气、化工、环保等，这对于国家经济的健康发展十分有利，只有加强各部门之间的协调，实现资源的有效整合，并将其归纳到国家发展规划中，才可以促进经济效益的提升，在节约资源的同时，实现合理配置，并促进CO2驱油、埋存形成规模经济。

三是在政策法规上，国家成立能源委员会，对于能源政策展开协调工作，推动能源战略决策的有效落实。

未来，我国能源政策导向主要体现在三个方面，一是节能减排；二是产业转型升级；三是科技创新。只有找到CO2驱油、埋存和经济因素之间的结合点，才能够实现两者的优化发展[19-22]。

5.结语

在复杂断块致密油藏CO2驱油和埋存中，向地下注入CO2能够有效提升油气的采收率，并且可以实现温室气体CO2的资源化利用。通过构建数值模拟模型，设置不同参数，得到最佳的开发方案，依据实验结果，证明了复杂断块致密油藏CO2驱油和埋存具有较强的可行性。