低渗油藏CO2驱提高采收率模拟技术研究*

2023-11-29刘非凡王军航杨雪炜封芳园

云南化工 2023年11期

刘杨，刘非凡，孙肖，王军航，杨雪炜，封芳园

(山东石油化工学院石油工程学院，山东东营 257055)

随着CO2驱油技术的不断发展，其在低渗储层中已得到广泛应用。目前CO2驱已成为我国低渗油田的主要驱油技术之一[1]。CO2驱油与封存技术有助于增强油田中碳汇聚的能力，低碳环保与增产的目标已经不再是梦想。该技术已经逐渐成长为当前油田减少碳排放的有效方式之一[2-3]，具有良好的经济和社会双重效益。CO2作为一种高效的驱油试剂，拥有较高的溶解性、较好的萃取功能[4]。与水介质相比，CO2具有黏度小、萃取能力强、注入能力强等优势，不仅能够显著减少原油的黏度，而且还能减少界面张力，极大地改善了原油的采收效果，从而增强采收率[5-6]。目前，如何扩大波及系数和提高驱油效率是CO2驱油提高原油采收率的两个重要研究方向。

通过CO2驱油技术，可以有效地减少低渗透油藏的黏度，降低地层的渗透性，还能增强溶解性。利用CO2驱油技术，可以创造一个能够清晰展示岩石颗粒黏结的可视化模拟，能够有效检测和评估它们的内部结构及特征。另外，在岩芯替代的过程中，油是一种湿润相。随着CO2的不断循环，原本的空间内充满了原油，继而它的表面出现许多油膜，使CO2的循环变得更加顺畅。同时，随着注入压力的变化，CO2的排放情况也有所变化。例如，随着压力的不断增大，油气两相之间的过渡带变得越来越短，CO2的溶解率也随之提高，大大降低了油气界面的设计应力。此外，通过注气，还可以有效地提高实际地层压力，并进一步提升混相的程度，以便更容易地获得更多的石油产量[7]。

为更好的了解CO2驱能提高低渗油田的采收率，本文以胜利油田某典型低渗油藏A区块为基础，建立数值模型进行了相关研究。

1 油藏概况和数值模型的建立

1.1 油藏概况

该区块储层平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为2.65×10-3μm2，碳酸盐质量分数约为14%，属于低孔低渗储层，同时，储层的层间非均质性较强。另外，CO2气田距离每口井位置在17.0～20.5 km，产量丰富，距离油田区块距离较近且交通便利，气源问题得以解决。

1.2 数值模型的建立

考虑到该区的砂体发育特征，本模型采用角点网格系统(101×88×133)，共计1182104个网格节点。考虑到平面砂体的发育范围，平面网格划分采用 50 m×50 m，纵向网格考虑4个砂层组不同的砂体厚度，纵向网格厚度为1～2 m。其中，S4-1纵向划分20个网格、S4-2纵向划分40个网格、S4-3纵向划分30个网格、S4-4纵向划分40个网格。加上4个砂层组中间的3个隔层，隔层不细分网格，纵向上共计133个网格。模型示意图如图1所示。

图1 特低渗透油藏模拟模型示意图

模型油藏温度 126.0 ℃，油藏埋深2800～3200 m，目前地层压力 29 MPa。流体模型包括原油和地层水2个组分，原油饱和压力 11.6 MPa，体积系数1.173，地层原油黏度为 1.59 mP·s，地层原油密度为 0.7386 g/cm3。数值模型为组分模型，拟组分划分为8个，即：

①CO2作为第1个组分Y1；②将N2、CH4合并成为第2个拟组分Y2；③将C2～C3合并成为第3个拟组分Y3；④将C4～C5合并成为第4个拟组分Y4；⑤将C6作为第5个拟组分Y5；⑥将C7～C11合并成为第6个拟组分Y6；⑦将C12～C21合并成第7个拟组分Y7；⑧将C22～C30+合并成第8个拟组分Y8。

根据拟合好的数据，生成对应的黏度、体积系数等PVT数据和气液平衡数据，得到流体模型，如图2所示。

图2 区块流体拟合后相图

2 优选开发方式

无论是天然能量，还是弹性能量，都可以通过无因次弹性产量比来定量评估，从而更准确地反映出它们之间的相对大小关系，其表达式为[8]：

(1)

式中：Npr为无因次弹性产量比；Np为与总压降对应的累积产量，104m3，(2.5×104m3)；N为原始原油地质储量，104m3，(1582.8×104t)；Boi为原始原油体积系数(1.1387)；Bo为与总压降对应的原油体积系数(1.1436)；Ct为综合压缩系数，MPa-1(4.3×10-4MPa-1)；Δp为总压降，MPa(42.38 MPa-29.0 MPa=13.38 MPa)。

计算得到本区的无因次弹性产量比Npr为 0.2831。根据天然能量评价指标，该区属于天然能量不足单元，故需采用人工注入其他能量来辅助开发。

本区属于特低渗透油藏，异常高压，无气顶，周边存在充足的 CO2气源，通过对比天然能量开发、注水驱、CO2驱、WAG水气交替注入等不同开发方式的指标，以确定本区块开发方式。

由于本区块属于陆相沉积，储层非均质性强，注气驱油时CO2和地层原油不利的流度比会导致驱替剂突进等问题，影响注入CO2的波及效率，降低原油采收率。因此选用哪种开发方式就显得尤为重要。

通过数值模拟，可以得到4种不同开发方式的剩余油饱和度场图，如图3所示。

a.天然能量；b.注水；c.CO2驱；d.WAG 水气交替驱。图3 不同开发方式的剩余油饱和度场图

通过对比天然能量开发、注水驱、CO2驱、WAG 水气交替注入4 种开发方式(表1)，预测到 2037 年，CO2驱的累积产油量最高，在 376.02×104t 左右。由于采出程度最高，累积产水量相对较低，平面储量动用相对均衡，故最终选用的开发方式为 CO2驱。

表1 不同开发方式下的开发指标表

3 井网井距优化

3.1 井网形式优化

为了提高油藏的可采储量、采收率、采油速度、稳定产量和经济效益，科学合理的井网部署是必不可少的。在具体的井网设计中，应以地质特征为基础，采用数值模拟技术，对多种方案进行计算，并对诸多指标进行对比，确定最佳的井网系统、密度和井距，以达到最佳的经济效益。

假定开发井距 350 m，为了更好地评估CO2驱油藏的开发效果，综合考虑国内外主流的井网形式。根据表2调研结果，最终选择了五点法、反七点法和反九点法三种方法进行对比，以期获得更好的油藏开发效果。

表2 国内外注CO2开发油藏井网井结距调研果表

通过数值模拟对比开发井距为 350 m 前提下的五点法、反七点法、反九点法井网，预测到2037年，五点法井网的累积产油量最高，在571.97×104t 左右，采出程度最大，如表3所示。最终选用五点法井网作为本区块的开发井网。

表3 不同井网形式下的开发指标表(350m)

3.2 井距优化

在确定井网形式之后，为更好地实现区块投产，必须对注采井距进行精确的计算，以实现技术上的有效利用和经济上的盈亏平衡。计算经济极限井距可通过一定方法并结合CO2驱产量模型计算，所以本处将重点探讨CO2驱技术极限井距计算方法。

致密油藏采油井的极限泄油半径r极限、非线性渗流区技术极限泄油半径rca计算公式分别为[9]：

r极限=ra

(2)

rca=ra-rc

(3)

式中：r极限为致密油藏采油井的极限泄油半径，m；rca为致密油藏采油井非线性渗流区的极限泄油半径，m；rc为线性渗流区与非线性渗流区处临界压力梯度所对应采油井泄油半径，m。

由上述公式建立CO2驱极限泄油半径公式[10]：

(4)

式中：rCO2为CO2驱极限泄油半径，m；pe-pw为生产压差，MPa；Kg为空气渗透率，mD；μo2为非混相区域黏度，mPa·s。

不同流度与极限泄油半径关系曲线如图4所示。

图4 不同流度与极限泄油半径关系曲线图

根据图4、表4对井距进行优化，并结合试注情况得出：本区块开采注采井距尽量控制在350～450 m。

表4 国内外注CO2开发油藏井距调研结果表

4 压力水平优化

研究显示，不同压力保持水平对增油、耗气变化、利润、井口和管线要求都会有一定影响。

图5和图6分别为超前注气区块比产能变化曲线图和同步注气区块比产能变化曲线图，其中比产能=区块产能/区块初期产能。由图6可知，保压同步注气要好于降压同步注气，超前注气开发油井产能低于油井初期产能。

图5 超前注气区块比产能变化曲线图

图6 同步注气区块比产能变化曲线图

根据本区目前的地层压力水平，设计了20、25、30、35 MPa 四个压力保持水平，分别计算了采出程度、换油率等参数，如图7、图8所示。

图7 不同地层压力条件下采出程度曲线图

图8 不同地层压力条件下换油率曲线图

从图7、图8中分析可得：①地层压力保持水平越高，采出程度越高。当地层压力从 20 MPa 上升至 30 MPa 时，单元的采出程度从21.25%上升至29.44%，提高了8.19%；当地层压力从 20 MPa 上升至 35 MPa 时，单元的采出程度从21.25%上升至30.5%，提高了9.25%。②地层压力保持水平越高，累换油率越高。当地层压力从 20 MPa 上升至 30 MPa 时，单元的累换油率从 0.98 m3/t 上升至 1.37 m3/t，提高了 0.39 m3/t；当地层压力从 20 MPa 上升至 35 MPa 时，单井的累换油率从 0.98 m3/t 上升至 1.37 m3/t，提高了 0.39 m3/t。

综上可知，最优的地层压力保持水平为 30 MPa。