低渗透油藏CO2混相驱注采耦合波及特征及气窜阶段定量划分方法

崔传智，苏鑫坤，姚同玉，张传宝，吴忠维，郑文宽，张营华，李弘博

(1.非常规油气开发教育部重点实验室，山东 青岛 266580；2.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；3.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257015)

0 引 言

为有效应对“碳达峰、碳中和”挑战，CO2驱油越来越受到石油行业的关注。目前，CO2混相驱已成为低渗透油藏开发的重要手段[1-4]，但在开发过程中，由于CO2黏度、密度与原油差异大，存在严重的气窜现象。为解决该问题，部分学者提出将水驱油藏的注采耦合技术应用于CO2混相驱油藏[9-11]，从而扩大气驱波及范围、延缓气窜时间。注采耦合技术是将常规的持续注采分为只注不采、只采不注2个阶段，只注不采阶段通过注入井注入、采油井停采使油层迅速增压；只采不注阶段通过注入井停注、采油井采油使油层放压释能，2个阶段往复进行使渗流场不断改变，将难以动用的剩余油携带到生产井井底，提高注入介质波及效率和油藏采收率。但CO2混相驱气窜阶段划分标准及注采耦合波及特征尚不清晰。目前，CO2气窜时机识别常用方法主要包括传统分析方法[12]、经验公式法[13-14]和室内实验方法[15-19]，但分别存在气窜初始阶段不易识别、准确性依靠现场经验、无法定量划分气窜阶段等问题，CO2混相驱注采耦合波及特征研究也鲜有报道。因此，运用数值模拟方法，分析CO2驱注采耦合波及特征，认识注采耦合提高采收率机理，明确气窜程度表征指标和划分标准，以期为CO2混相驱提高采收率提供理论指导。

1 CO2驱注采耦合波及特征分析

利用数值建模软件建立五点法井网CO2混相驱数值模型，模型渗透率为6.00 mD，孔隙度为0.14，原油黏度为2 mPa·s，地层压力为35 MPa，最小混相压力为28.7 MPa，网格数量为41×41×1，网格步长均为10 m，注采井井距为262 m；连续注气方式的注气速度为5 000 m3/d，单井产液量为15 m3/d；注采耦合方式的注气速度为10 000 m3/d，注入与生产时间均为30 d。运用上述方法建立的模型，模拟分析CO2连续注采与注采耦合开发的波及特征。

图1为不同注采方式、相同生产时间(生产时间为第8年1月至2月)的原油流速分布图(图中蓝色箭头的方向与大小分别代表原油流动方向与流速，下同)。由图1可知：连续注采方式下，原油流动方向与流速固定，角禺处原油流速小，难以被驱动。注采耦合方式下，注入CO2(生产井关闭)时，注入气以注入井为中心将原油向四周驱替，地层压力升高；生产井生产(注入井关闭)时，在弹性能量作用下四周的原油向生产井流动。注采耦合技术通过周期性生产，可改变流体流动方向，动用储层角禺处原油，扩大波及系数，提高原油采收率。

图1 不同注采方式、相同生产时间的原油流速水平剖面含油饱和度分布

图2为不同注采方式、相同生产时间(生产时间为第2年5月至6月)的注采井间原油流速垂向剖面分布图。由图2可知：连续注采方式下，原油流动方向与流速相对固定；注采耦合开发时，CO2注入阶段，远离生产井的原油流速大，驱替原油向生产井附近聚集；生产阶段，原油流动方向发生改变，近生产井的原油流速大，生产井附近聚集的原油流向生产井；与连续注采相比，注采耦合能够提高CO2驱的波及系数，促进原油向生产井流动，提高CO2混相驱油开发效果。

图2 不同注采方式、相同生产时间的原油流速垂向剖面含油饱和度分布

2 CO2混相驱注采耦合气窜阶段定量划分方法

2.1 基于常规分析方法的CO2混相驱注采耦合气窜阶段划分

根据气油比和采出程度的波动特征，常规CO2气窜划分为4个阶段[20-21]，即无气采油阶段、初步见气阶段、气窜形成阶段和完全气窜阶段：①无气采油阶段生产井出口端单相原油以段塞的形式产出；②当混相带到达出口端，此时生产井开始有溶解气产出，CO2驱进入见气阶段，此时气体为分散相，原油为连续相，见气阶段气驱的采出程度会明显增大，地层原油被大量采出；③当生产井开始大量产气时，CO2驱进入气窜阶段，此时大量气体携带少量原油产出，采出程度仍会缓慢上升；④随着CO2的继续注入，原油基本不再产出，此时采出程度基本不变。图3为数值模拟CO2混相驱开发20 a的采出程度和气油比曲线。由图3可知，五点法井网注采耦合不同阶段对应的生产时间：无气采油阶段为0～820 d；初步见气阶段为820～1 703 d；气窜形成阶段为1 703～4 714 d；完全气窜阶段为大于4 714 d。

图3 五点法井网注采耦合气窜阶段常规划分

2.2 CO2混相驱注采耦合气窜阶段划分新方法

Yang等[22]、Liu等[23]通过室内岩心驱替实验，采用核磁共振手段表征了CO2混相驱岩心的CO2体积分数分布状况，提出可动体积内含气饱和度0.05处为CO2驱油混相带前缘，含气饱和度0.95处为CO2驱气体前缘。虽然该方法可一定程度上定量表征气窜时机，但受储层尺度影响，矿场CO2混相驱可动气体饱和度难以达到0.95，适用性较差。同时，矿场可动气体饱和度难以获取，运用不便。因此，提出CO2混相驱气窜阶段划分新方法。新方法包括气窜指数及气窜阶段划分标准，气窜指数为地下累计产气量占地下累计产液量的百分比，阶段划分标准为：①气窜指数小于5%时为无气采油阶段；②气窜指数5%～95%为气窜发育阶段；③气窜指数95%时为完全气窜阶段。其中，气窜指数5%、95%界限是基于文献[22]、[23]研究成果提出的。CO2混相驱气窜阶段划分新方法具有一定普适性，可用于连续气驱、注采耦合等气驱时气体突破识别与气窜阶段划分。

气窜指数计算公式：

(1)

式中：K为气窜指数；Vgr为地下累计产气量，m3；Vlr为地下累计产液量，m3。

地表产量转化为地下产量公式：

Vgr=BgVsg

(2)

Vlr=BlVsl

(3)

式中：Bg为储层条件下气体体积系数；Vsg为地面累计产气量，m3；Bl为储层条件下产液量体积系数；Vsl为地面累计产液量，m3。

以正理庄油田高89块为例，油藏埋深为3 000 m，孔隙度为9%～17%，渗透率为0.15～14.80 mD，地层原油黏度为1.59 mPa·s。结合室内实验获得PVT数据，利用式(2)、(3)，将生产井地表产气量、产液量转化为地下产气量、产液量，应用定量划分气窜时机新方法，绘制高89块气窜指数曲线(图4)。由图4可知，无气采油阶段为生产0～373 d，气窜发育阶段为生产374～492 d，完全气窜阶段为生产493 d后。根据油井矿场监测数据显示，高89块油藏开发12个月后开始见气，16个月后进入完全气窜阶段(图4)，矿场实际情况与定量划分气窜时机新方法计算结果吻合，认为定量划分气窜时机新方法可为矿场生产提供一个较为准确的气窜阶段识别依据。

图4 高89块油井气窜阶段新识别方法划分图版

2.3 影响因素分析

运用前述模型模拟结果，结合气窜阶段划分新方法，对比不同井网类型、不同储层物性(渗透率、孔隙度)等条件下的气窜阶段识别结果(表1)。由表1可知：五点法井网下，储层孔隙度越大，注采耦合无气采油阶段越长，气窜发育阶段推迟；随着储层孔隙度的增加，注入气前缘移动更慢，波及面积减小；生产井离注气井越近，气体突破时间越早，反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。因此，在运用CO2混相驱注采耦合技术开发油藏时，应选用五点法井网，以缓解气体过早突破。

表1 不同井网注采耦合气窜阶段划分界限

3 结 论

(1) 与CO2连续气驱相比，注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程往复进行，地下渗流场不断变化，从而进一步扩大气驱波及面积、延迟气窜时间、提高油藏最终采出程度。

(2) 以气窜指数为标准，提出了定量划分CO2驱气窜阶段的新方法；将新方法应用于正理庄油田高89块，矿场监测数据与新方法计算的气窜阶段划分结果吻合，说明新方法可作为矿场气窜阶段识别的依据。

(3) 五点法井网下，储层孔隙度越大，注采耦合开发无气采油阶段变长，气窜发育阶段推迟；随着储层孔隙度的增加，注入气前缘移动更慢，波及面积减小。生产井离注气井越近，气体突破时间越早，反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。