复杂断块致密油藏CO2驱油和埋存可行性研究

王 欢, 季秉玉, 赵淑霞, 何应付

(中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083)

0 引言

致密油藏的开发是目前国内外非常规油气开发的重点[1-4].致密油藏由于储层低孔低渗、注水能力差,储层非均质性强等特点,目前一般采用衰竭式开发.但衰竭式开发,地层能量下降迅速,产量递减快,采收率低[5,6],针对开发中遇到的这些问题,急需寻求一种补充地层能量的开发方式.由于CO2具有较好的注入性和驱油效果,因此注CO2是致密油藏补充能量和改善开发效果的一种有效方式[7-11].国内外学者对CO2驱油和埋存进行了大量的实验研究[12-14].中国在大庆、胜利、吉林、江苏等油田进行了CO2驱油的矿场实验[15-21].本文以金南复杂断块致密油藏为研究对象,主要应用地质建模和数值模拟技术,优选出适合试验区的CO2驱开发方式,进一步对CO2驱进行参数优化.在此基础上对试验区注气开发效果进行了预测评价.

1 油藏概况

金南1号油田构造位于金湖凹陷中部,石岗断裂带中段,北临三河次凹,南临龙岗次凹.金南构造受几条NE向的正断层的切割,形成了一系列鼻状构造,金南Ⅰ号构造位于其最南端.金南Ⅰ号构造是一个受北部F正断层切割的鼻状构造,长大于5 km,宽约1.4 km,倾向南东,高点位于F断层的南侧.主要储集层为阜宁组二段和三段,本研究为阜宁组二段,阜二段为一套浅黄褐色、灰白色细、粉砂岩与灰黑色泥岩呈略等厚互层沉积,属三角洲平原—三角洲前缘亚相沉积,主要发育有分支河道,分支河口砂坝、远砂坝、席状砂和分流间湾等沉积微相.阜二段储集岩为碎屑岩,岩性以细砂岩为主,其次为粉砂岩,孔隙度平均值为14.65%,渗透率平均值为0.88×10-3μm2,反映出阜二段储层为低孔、低渗的致密储层.地面原油密度889.9 kg/m3,地下原油粘度8.4 mPa·s.油藏埋深2 101～2 582 m,油藏中深压力为21 MPa,中深温度为84.8 ℃,地层饱和压力为3.76 MPa,属于正常温度、压力系统.

目前该断块致密油藏采用高部位注水开发,低部位衰竭式开发,面临注水开发部位含水率高,衰竭开发部位地层压力保持水平低,总体上单井产量与采油速度低,油藏整体采出程度低、开发效果差等开发问题.本研究以转换注入介质为手段、加快采油速度和提高采收率为目标对复杂断块致密油藏进行注CO2开发研究.

2 数值模拟模型的建立

金南油田为复杂断块致密油藏,目前采用直井压裂或多级压裂水平井衰竭开采,本文进行的CO2驱或水气交替驱(WAG)等补能方案优化研究需用到组分模型进行模拟,因此本文方案均采用CMG油藏数值模拟软件的组分模型(GEM)进行模拟.

金南断块油藏,根据断层分布情况,分为左中右三个断块,左边与右边小断块不在本次研究范围内,中间断块较大,有注采井10口.利用Petrel地质建模软件建立了研究区的构造模型,渗透率和孔隙度模型；原油划分了9个拟组分,采用CMG软件中的WINPROP模块中的PR状态方程对原油高压物性(PVT)实验数据进行模拟并表征.油水和油气相对渗透率由实验获得.由地质模型、流体和相渗数据,并结合注采井的射孔、压裂、酸化等措施数据及油气水等生产动态数据,建立了该断块致密油藏的组分数值模拟模型,模型基本参数如表1所示.模型中裂缝的处理:考虑到网格数量和计算收敛性的问题,本次模拟采用导流能力等效的方法处理压裂裂缝,有效提高计算能力和速度.根据地质研究结果,裂缝方向为近东西向和北东东方向,结合压裂设计和施工数据,在数值模拟模型中设置了压裂段数、裂缝半长,缝宽和裂缝的渗透率,等效后的人工压裂裂缝如图1所示.

(a)构造模型

表1 数值模型模型基本参数

3 历史拟合及剩余油分析

为了使建立模型的计算结果尽可能接近于实际油藏情况并获得合理准确的油藏预测模型,需要进行生产历史拟合.首先确定油藏生产工作制度,采用定液量生产,拟合产油量和含水率.历史拟合的时间从1999年1月到2018年5月.本次数值模拟拟合指标主要包括:全区及生产井的采油量、含水率,单井的生产指标等.拟合顺序是油藏储量、注采量、压力、含水率及气油比等指标.先对全区产液量、产油量和含水率等指标进行趋势拟合,再对单井生产动态指标进行拟合.通过拟合,全区累产液量、累产油量和累产水量的拟合误差均小于2%,如图2(a)所示；全区综合含水率的拟合误差小于5%,如图2(b)所示.单井拟合率是指拟合达标的井数与总拟合井数的比值,本研究单井拟合指标误差小于5%为达标,本区共10口井,经过单井精细拟合,10口单井的拟合均达标,因此单井拟合率是100%.全区和单井指标拟合精度高,该模型达到了CO2驱参数优化模拟的精度要求.

(a)累计产量

模型中涉及2个油组7个小层,分别是:阜二段I油组1小层(盖层),阜二段I油组2小层(主力层),阜二段II油组1～5小层.通过分析各小层的剩余油分布图,可知剩余油主要分布于生产井不能控制的区域、油层高部位、断层附近及水驱难以驱替的区域,这些区域为剩余油挖潜和提高采收率的重要部位(如图3所示).

(a)第2层

4 CO2驱开发技术政策

通过历史拟合,可知目前区块平均地层压力为11.3 MPa,有能量补充部位的压力16～22 MPa,衰竭部位压力2～5 MPa.通过细管实验测得金南区块地层流体与CO2气的最小混相压力为24.4 MPa(见图4所示),大于区块目前地层压力水平,金南区块可以通过注气提压的方式来实现CO2混相或近混相驱替.

图4 模拟细管最小混相压力

针对金南油田目前地层压力过低,能量严重亏空,生产能力下降,油田进一步开发需要有效的能量补充,并进行开发方式优选和注采参数优化.优化的目标主要有:开发方式、井网、注气压力、段塞比、关井气油比和生产流压.对比的指标主要包括,原油采出程度、换油率和CO2埋存量.

4.1 开发方式优选

根据现有的生产井井位、剩余油分布与油藏压力水平,对比了水驱、连续气驱和水气交替驱(WAG)3种开发方式.预测时间均为20年(以下参数优化模拟时间均为20年),注入井采用定压30 MPa注入,生产井定压10 MPa生产,气油比低于3 000 m3/m3.

模拟结果见表2和图5所示.通过注入方式的模拟,断块致密储层注CO2连续气驱和WAG驱开发效果都好于水驱.CO2连续气驱和WAG驱相比,总注气量大,但换油率和采出程度都小于WAG驱,CO2连续气驱前期采油速度和采出程度较高,但随着生产气油比的增大,CO2的利用效率逐渐减小,气油比超过3 000 m3/m3后关井的数量逐渐增多,CO2连续气驱采出程度小于WAG驱.WAG驱开发效果好于CO2连续气驱的主要原因是,一方面WAG驱气体波及体积大于CO2连续气驱,WAG驱中的水段塞首先进入大孔道和裂缝,使得后续气段塞中的CO2可以更多的进入小孔隙,从而扩大了气体波及体积；另一方面由于重力分异的作用,CO2气体上浮,从而在垂向上更多的驱替油藏上部位的原油,水段塞驱替油藏下部位的原油,使得垂向的原油驱替更加均匀(见图6所示).因此,开发方式优选WAG驱.

表2 不同开发方式模拟结果

(a)地层压力

表中PI表示注入井井底压力；PP为生产井井底流压；SGOR为关井气油比；ReO为采出程度；GICO2为CO2总注气量；SCO2为CO2埋存量；SRCO2为CO2埋存率,指CO2埋存于地下的量与CO2总注入量的比值；ECO2为换油率,指CO2注入量与增油量的比值.

4.2 井网完善分析

完善井网是为了使生产井更多的控制剩余油.考虑经济成本,在不钻新井的情况下,最大限度的利用现有或历史生产的油水井.S64井的射孔段储层解释为干层和含油干层,1996年已经封井.为了完善井网,补充地层能量,将该井作为注入井进行利用.模拟两套方案,注入方式为水气交替,分别模拟有无S64井的生产情况.

(a)第2层CO2饱和度分布

模拟结果见表3和图7所示.通过井网完善的模拟,将废弃井S64转为注入井,能完善井网,扩大了水驱和气驱控制程度,有效的补充地层能量,提高了原油采出程度.因此完善注采井网,能够提高原油采出程度,提升开发效果.

表3 不同开发方式和井网模拟结果

(a)地层压力

(b)累产油量图7 现有井网和完善井网模拟结果对比

4.3 注入压力优化

注入压力不但影响注入速度和注入量,还直接影响着原油的驱替效率.针对水气交替驱,设计了4个不同的注气压力,分别是20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa.从模拟结果(表4和图8)可以看出,注入压力35 MPa时,总注气量和采出程度最高,CO2的埋存量也最大,但换油率最低.分析原因,由于压裂缝的存在,随着注入压力升高,注气速度逐渐增大,CO2的注入量也越大,一部分CO2沿裂缝较早突破,流入井底未起到驱油的作用,这是造成CO2换油率低的原因,但是注入的大部分CO2还是起到驱油的作用,能提高原油的采出程度.方案优选的标准是采出程度越高越好,换油率也是越高越好,但是随着注入压力的升高,采出程度逐渐增大,但换油率逐渐减小,这两个指标的趋势相反,因此要综合考虑这两个指标来优选注入压力,在追求高采出程度的前提下,还需考虑换油率这个经济指标,当换油率低于0.4时,CO2驱经济效益比较差,注入压力30 MPa的方案采出程度较高,并且换油率高于0.4,因此优选注入压力为30 MPa.

表4 不同注气压力模拟结果

(a)地层压力 (b)采出程度图8 不同注气压力模拟结果对比

4.4 段塞比例优化

段塞比是水气交替驱中的一个重要参数,直接关系到注气量与注水量及措施交替的频率.设计了6个段塞比方案进行模拟,分别是WAG(9∶3)(表示9个月注水、3个月注气)、WAG(3∶9)、WAG(8∶4)、WAG(4∶8)、WAG(3∶3)和WAG(6∶6).通过段塞比的模拟结果(表5和图9)可以看出，方案WAG(3∶3)的采出程度最高,方案WAG(9∶3)的采出程度次之.方案中水段塞大于气段塞的方案采出程度和换油率均高于气段塞大于水段塞的方案,说明对于含有水力裂缝的致密储层,WAG驱时,如果不存在注入困难的问题,水段塞大于气段塞有利于提升开发效果,原因是较大的水段塞可以有效的减缓CO2气体沿裂缝的突破时间,增大CO2的利用效率.当水气段塞比为1∶1时,交替频率越大,原油采出程度和埋存量越大.对比以上6种不同的段塞比,综合考虑原油采出程度,CO2的埋存量和换油率,认为方案WAG(3∶3)较好.

表5 不同段塞比模拟结果

(a)地层压力 (b)采出程度图9 不同段塞比模拟结果对比

4.5 关井气油比优化

关井气油比是气驱方案的一个关键参数,影响着生产井的关井时间和CO2的换油率.设计了3个关井气油比方案进行模拟,分别是1 000 m3/m3、3 000 m3/m3和5 000 m3/m3.

通过关井气油比的模拟结果(表6和图10)可以看出，关井气油比5 000 m3/m3的采出程度最高,但换油率最低,关井气油比1 000 m3/m3的换油率最高,但采出程度和CO2埋存量最低.关井气油比从1 000 m3/m3增大到3 000 m3/m3,原油采出程度有大幅度提升,但关井气油比从3 000 m3/m3增大到5 000 m3/m3,原油采出程度增幅不大.综合考虑原油采出程度、换油率和CO2埋存量,认为关井气油比3 000 m3/m3较为合理.

表6 不同关井气油比模拟结果

(a)地层压力 (b)采出程度图10 不同关井气油比模拟结果对比

4.6 生产流压优化

注气前,产液能力较低,注气后,地层能量得到了补充,可以适当增大产液能力,以提高采油速度,因此需要对生产流压进行优化.由于定产液量生产控制难以实现,本模拟通过控制生产井井底流压的方式达到控制产液速度的目的.设计了3个不同生产井井底流压方案进行模拟,分别是5 MPa、10 MPa和15 MPa.

不同生产流压的模拟结果见表7和图11所示.注气之后,地层能量得到了恢复,提高生产流压能获得更高的原油采出程度,综合考虑采出程度、换油率以及CO2埋存量,认为定压5 MPa生产较为合理.

表7 不同生产流压模拟结

(a)地层压力 (b)采出程度图11 不同生产流压模拟结果对比

5 CO2驱开发技术政策

通过前面的参数优化模拟,得出断块致密油藏CO2驱开发技术政策:(1)注气方式:WAG驱；(2)完善井网,将废弃井S64转为注入井；(3)生产流压:定压5 MPa生产；(4)注气压力:定压30 MPa注入；(5)关井气油比:3 000 m3/m3；(6)段塞比:3∶3.

根据注采参数优化结果,利用数值模拟方法对金南I号油田的开发指标进行了预测,结果如表8、图12和图13所示.为了评价注CO2驱提高采收率效果,以目前注水开发方案继续生产作为基础方案,两个方案预测时间均为20年.推荐方案增产效果为:与注水对比,采用WAG方式注CO2开发,20年累积增油2.66×104t.20年累积注CO2约24.81×104t,CO2累积埋存量7.29×104t,累积埋存率29.38%.

表8 金南I号油田开发指标预测结果

图12 水驱和WAG驱开发累产油量模拟结果对比

图13 WAG驱开发累注气量和累产气量模拟结果

6 结论

(1)断块致密砂岩储层,构造复杂,断层较多,储层高低起伏变化大,且储层致密,物性差异大.水驱开发后,剩余油主要分布于生产井不能控制的区域、油层高部位及断层附近,这些区域为剩余油挖潜和提高采收率的重要部位.

(2)对于压裂投产的断块致密油藏,CO2连续气驱好于水驱开效果,WAG驱开发效果最好,主要原因是,一方面WAG驱波及体积大于CO2连续气驱,WAG驱中的水段塞首先进入大孔道和裂缝,使得后续气段塞中的CO2可以更多的进入小孔隙,从而扩大了气体波及体积；另一方面由于重力分异的作用,CO2气体上浮,从而在垂向上更多的驱替油藏上部位的原油,水段塞驱替油藏下部位的原油,使得垂向的原油驱替更加均匀.

(3)完善的井网是注气开发的保障,注入压力、段塞比、关井气油比、生产流压等参数是WAG驱的关键参数,针对复杂断块致密储层进行了参数优化,提出了复杂断块致密油藏CO2驱开发技术政策.

(4)WAG驱不仅能提高复杂断块致密油藏的原油采收率,还能实现CO2的有效埋存,从而实现经济与环保的双重效益.