CO2辅助重力驱油开发效果影响因素分析

2022-02-02屈亚光万翠蓉何登辉马国庆

特种油气藏 2022年6期

雷梦，屈亚光，万翠蓉，杨博，何登辉，马国庆，巩旭

(1.长江大学，湖北武汉 430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北武汉 430100；3.中国石油西南油气田分公司，重庆 400021；4.中国石油长庆油田分公司，甘肃庆阳 745000；5.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000)

0 引言

1 气体辅助重力驱油机理

气体辅助重力驱油(GAGD)是模仿稠油热采工艺的蒸汽辅助泄油(SAGD)而形成的工艺[14-16]。气体辅助重力驱油是将重力作为主要驱动力，同时以注气形成的气顶实现气体驱动。其主要的驱油机理是重力分异作用和气顶的膨胀作用。在现场实际应用中是在产油层位打水平井作为生产井，在顶部打直井作为注气井(图1)。气体入井后由于油气密度差而造成油气两相在空间上的分布差异，气在上、油在下。气体聚集形成气顶，在气顶膨胀作用下使得油气界面整体下移推动原油进入油层底部的水平井，从而达到驱替构造高部位剩余油的目的。

图1 气体辅助重力驱油示意图Fig.1 The schematic diagram of gas-assisted gravity flooding

注入气进入油层在形成气顶的情况下，由于油气界面整体向下移动，气体的波及范围会逐渐扩大，理论上气体的波及范围可以达到100%[17-18]。综合来看，气体辅助重力驱油具有以下优点：①利用了重力分异作用的自然规律，由于油气密度差异，很容易在顶部形成气顶，实现重力驱动和气驱的双重驱动模式；②在重力分异作用下，构造高部位的剩余油会重新富集在油气前缘带，在气顶膨胀作用的推动下，进入水平生产井中被采出；③注入气会溶解到原油中，减小原油的黏度以及密度，减小气油流度比，改善流动条件；④构造底部的水平井增加了与储层的接触面积和泄油面积，减小了气体超覆和气体锥进发生，有利于提高采收率。

2 三维机理模型的建立

为明确气体辅助重力驱油的影响因素，进行敏感性分析，以A油藏为对象，建立如下的机理模型：x、y、z方向网格步长分别为10、10、15 m，模拟的网格总数为35×35×6=7350个。纵向上共分为3层，平均地层渗透率为65 mD，平均孔隙度为17.5%，原始地层平均压力为31.6 MPa，地层倾角为15 °，油藏顶深为2 300 m，可采储量为10.2×104t，构建了一注一采模型(图2)，在油藏顶部部署1口CO2注气井，设定日注气量为15 000 m3/d，底部部署采油水平井，水平段长度为200 m。综合考虑油田开发实际状况，模型模拟时间均设置为10 a。

图2 一注一采模型示意图Fig.2 The schematic diagram of one-injection and one-recovery model

3 CO2辅助重力驱油技术开发效果影响因素分析

CO2辅助重力驱油的影响因素主要有3个方面：①地质因素，包括地层的渗透率、孔隙度、倾角、非均质性等；②流体因素，包括地层原油的黏度、密度、最小混相压力，注入气体的密度、黏度等；③生产参数，包括采油速度、注入速度以及地层的连通程度和采出程度等。在考虑油田实际情况的基础上，通过建立机理模型研究主要地质因素对CO2辅助重力驱油开发效果的影响。

3.1 地层沉积韵律的影响

地层的沉积韵律影响着储层纵向上渗透率和孔隙度，建立CO2辅助重力驱油的正韵律地层模式(地层倾角为15 °，纵向上分为3层，渗透率为50、65、80 mD)和反韵律地层模式(地层倾角为15 °，纵向上分为3层，渗透率为80、65、50 mD)进行模拟，模拟时间为10 a，得到相关的生产模拟数据(表1)。由表1可知，相较于反韵律地层，正韵律地层最终气油比更小，采出程度和换油率更高，表明气窜的风险也更小。因此，正韵律地层可能更适合CO2辅助重力驱油开发。此外，由于正韵律沉积的地层，其低渗层位于开发层系的顶部，较低的渗透率和孔隙度抑制了气窜的发生，有利于气顶的形成和油气界面均匀向下推进；同时在重力分异作用下，低渗层能够有效气驱，提高气体的波及系数，提高油藏采收率。

表1 正反韵律沉积生产数据Table 1 The production data of positive and negative rhythm sedimentation

3.2 地层倾角的影响

地层倾角是油藏基础的地质参数之一，也是CO2辅助重力驱油的重要影响因素。由于原油和CO2自身黏度和密度差异，注入的CO2可能会在油层顶部发生流动，出现窜流现象。而当地层产生一定倾角后，沿着地层倾角方向的重力分力会作为原油向下流动的动力，同时会改变CO2的流动方向，促使CO2向上聚集成气顶。当倾角越大时，产生的分力越大，重力分异作用越明显，产生的气顶才能更加稳定地将顶部的油均匀地向构造低部位驱替。

针对上述分析，为研究地层倾角对CO2辅助重力驱油开发效果的影响，在保证其他参数不变的条件下，分别建立了地层倾角为0、5、10、15、20、25、30、45 °的机理模型进行模拟(图3)，模拟时间为10 a，得到采出程度和换油率随倾角的变化图(图4)。由图3、4可知：倾角为5 °时，注入气体形成平面驱替，构造高部位驱替较少，生产井见气提前，导致换油率较小；随着倾角的逐渐增大，气顶形成越明显，构造高部位受气驱的影响更加明显，生产井见气时间延后，采出程度和换油率均有提高。

图3 同一时刻部分地层倾角模型的含气饱和度分布Fig.3 The distribution of gas saturation at some formation dip angles at the same time

图4 采出程度和换油率随地层倾角变化关系Fig.4 The change of recovery degree and oil exchange rate with the formation dip angle

3.3 渗透率的影响

从CO2辅助重力驱油的机理来看，要实现稳定的CO2辅助重力驱油，需要有一定的垂向渗透率才能更好地发挥重力分异作用，同时其水平渗透率不宜过大。水平渗透率过大，CO2平面扩散的速度加快，油气界面不能稳定地向下推进，导致生产井开采后见气时间提前，见气后气油比快速上升，不利于提高油藏采收率。

为研究地层渗透率对CO2辅助重力驱油的影响，建立如下机理模型：考虑到纵向上的非均质性，纵向上分为3层，各层的水平渗透率比值为1.0∶1.3∶1.6，且垂直渗透率与水平渗透率比值为0.1，地层倾角为15 °。设置第1层渗透率分别为10.0、25.0、37.5、75.0、150.0、300.0 mD。模拟时间为10 a，得到其采出程度和换油率随地层渗透率变化关系图(图5)。由图5可知：随着地层渗透率逐渐增大，采出程度和换油率不断降低；渗透率小于37.5 mD时，渗透率的改变对气体扩散有明显影响，小幅度的渗透率改变会使采出程度和换油率变化较大。

许振平刚想接话，就听听筒里传来一个女人的声音，吴天成的嗓门就提高了不少。是老林，政协的老林，和我说事呢。接着，声音微弱下来，老林，那事我们明天再说吧，这不，才回来，老婆等我洗澡呢。

图5 采出程度和换油率随渗透率变化关系Fig.5 The change of recovery degree and oil exchange rate with permeability

3.4 孔隙度的影响

为研究孔隙度对CO2辅助重力驱油开发效果的影响，分别建立了孔隙度为10.0%、12.5%、15.0%、17.5%、20.0%、22.5%的机理模型，模拟时间为10 a，得到其采出程度和换油率随地层孔隙度的变化关系图(图6)。由图6可知：随着孔隙度的增大，生产井见气时间提前，换油率和采出程度逐渐减小。

图6 采出程度和换油率随孔隙度变化关系Fig.6 The change of recovery degree and oil exchange rate with porosity

3.5 垂直渗透率与水平渗透率比值的影响

地层垂直渗透率与水平渗透率比值(KV/KH)反映的是垂向渗透能力的相对强弱，也是反映储层层内非均质性强弱的重要标志[19]。一般认为，在常规的注气开发油藏中，储层层内的非均质性越强，开发效果越差，主要是强非均质性会导致注气沿高渗部位突破，导致波及系数较低，开发效果不理想[20]。但在CO2辅助重力驱油过程，垂直渗透率与水平渗透率比值越小(非均质越强)，越有利于提高采收率。这是因为较低的垂直渗透率能对气体向下部的高渗层位移动起封堵作用，有利于提高上部低渗透层的平面驱替效率[21]。

为研究地层垂直渗透率与水平渗透率比值(KV/KH)对CO2辅助重力驱油开发效果的影响，建立了KV/KH分别为1.00、0.60、0.20、0.10、0.05、0.01的机理模型，模拟时间为10 a，得到采出程度和换油率随KV/KH变化的关系图(图7)。由图7可知：垂直渗透率与水平渗透率比值越大，采出程度和换油率越低。主要是垂直渗透率与水平渗透率比值越大，地层非均质性越弱，生产井见气时间越早，导致开发效果越差。

图7 采出程度和换油率随KV/KH变化关系Fig.7 The change of recovery degree and oil exchange rate with KV/KH

实际模拟过程中发现，KV/KH=1.00时，注入的CO2会在纵向上快速向下移动，进入底部的高渗层并驱替该层位的原油，并不能形成稳定的油气界面向下移动。该现象会造成气体沿着高渗层驱替，进而造成生产井提前见气，形成气窜突破，不利于上部低渗层的驱替，波及效率大大降低；气窜突破提前使得大量气体无效注入，造成重大经济损失。而随着KV/KH比值的逐渐减小，CO2在纵向上快速向下移动的现象会逐渐减弱，在KV/KH=0.20时，该现象基本消失，可以形成稳定的油气界面向下推进，同时重力分异作用能够得到很好的利用，有利于提高采出程度。

3.6 渗透率级差的影响

与地层垂直渗透率与水平渗透率比值(KV/KH)相类似，地层的渗透率级差反映的是储层层间的非均质性。为研究地层渗透率级差对CO2辅助重力驱油开发效果的影响，结合前文对地层韵律的研究，建立正韵律沉积的地层模式，渗透率级差分别为10、7、5、3、1的机理模型，模拟时间为10 a。得到采出程度和换油率随渗透率级差变化的关系图(图8)。由图8可知，随着渗透率级差的增大，生产井见气时间略微提前，采出程度和换油率变化不大。表明正韵律沉积模式下，层间的非均质性强弱对CO2辅助重力驱油的开发效果影响不大。

图8 采出程度随渗透率级差变化关系Fig.8 The change of recovery degree with the permeability max-min ratio

4 CO2辅助重力驱油开发效果多因素影响正交实验分析

4.1 正交实验设计

在上述研究的基础上，为明确各单因素对CO2辅助重力驱油的影响程度，采用正交实验设计方法[22-24]对各个单因素进行敏感性分析。

4.2 正交模型的建立

正交实验法的数据分析方法主要有极差分析法和方差分析法2种。实验采用极差分析法对采出程度的影响因素进行分析，利用正交设计表对地层倾角、地层渗透率、地层孔隙度、垂直渗透率与水平渗透率比值、渗透率级差5个因素进行敏感性分析，每个因素含有5个水平，分别用1、2、3、4、5表示；共设计25个正交实验组，正交实验设计方案见表2。

表2 正交实验设计方案Table 2 The orthogonal experimental design scheme

4.3 正交模型计算结果及分析

根据正交设计方案建立相应的油藏数值模拟模型，通过数值模拟计算可以得到各个方案的生产指标(表3)，进一步采用极差分析法，对结果进行分析，结果见表4(表中k值为各因素对应水平实验结果的和，m值为对应k值的平均值)。由表4可知，不同因素对采出程度影响由大到小依次为垂直渗透率与水平渗透率的比值、地层倾角值、地层渗透率、地层孔隙度、地层渗透率级差。

表3 正交实验设计表及实验结果Table 3 The orthogonal experimental design list and experimental results

表4 正交实验结果分析Table 4 Analysis of orthogonal experiment results

5 矿场试验效果分析

A油藏为扇三角洲相沉积厚层砂砾岩储层，储层内部结构复杂，构造为东南倾单斜，倾角约为15 °，含油面积为21.03 km2，有效厚度为21 m，该油藏自下而上发育S7、S6和S5砂层组，主力砂层为S7砂层组。原油平均密度为0.85 g/cm3，黏度为2.9 mPa·s，有效孔隙度为15.0%，空气渗透率为62.5 mD，强非均质性。2010年至2016年采用弹性能量开发，采油速度为1.35%；2017年至2020年注水开发，受地层敏感性影响，注水井存在注入困难的问题，导致试验区地层压力保持程度低，油井产量递减大，严重影响开发效果。截至2021年末，油藏采出程度仅为9.8%，含水率高达81%，平均单井日产油量为0.2 t/d。针对上述问题，结合油藏开发实际需要，后期进行注气开发。以油藏部分区域进行先导性注气驱油开发试验(气体辅助重力驱油)。该区域内A井组采用反七点井网，顶部直井注气，底部水平井开采。以该井组1 a的注气开发效果与其注水开发阶段的开发效果进行对比(表5)可以发现：相比注水开发，CO2辅助重力驱油开发可以有效提高产量，虽然初期日产油量较接近，但1 a内的平均日产油量相差较大，阶段累计产油量增加1 350.5 t，增产效果明显。因此，在条件允许的情况下该油藏应采用CO2辅助重力驱油的开发方式，可以获得较好的开发效果。