高含水油藏CO2人工气顶驱油-封存适宜条件研究

2024-03-08王军邱伟生

油气藏评价与开发 2024年1期

王军，邱伟生

（中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京 210019）

中高渗油藏进入高含水阶段后，剩余油分散程度更高，多数背斜构造、潜山构造、断鼻构造油藏在长期水驱开发后会在油藏顶部滞留“阁楼油”，或厚油层顶部富集“水上漂”剩余油，这类储量在中国的油气能源结构中占有较大比重[1]，然而，在天然能量开发或水驱开发结束后，水淹严重的油层几乎无法动用。此类油藏大多难以达到混相条件，常规注气开发气驱前缘突破较快，容易气窜，导致波及系数不高，提高采收率程度有限[2]。

顶部注气形成人工气顶驱最早见于美国，Buena Vista 油田Stevens-Massive 油藏的常规水驱采收率38.6%，水驱后，1959年在该油藏顶部进行注气最终次生气顶采收率52.3%[3]。目前国外油田针对断块油藏顶部“阁楼油”的开采，采用N2、CO2和天然气驱等开采技术提高采收率的方法已日渐完善，实施方案后可提高采收率5%～10%，如Morrow、Llen Berge、Liston、Rockman Creek、Fordoche、Binger等众多油田[4]。国内对“阁楼油”注气提高采收率技术的研究起步相对较晚，而最早开展的顶部人工注气的项目是1986年中国石油华北油田与法国道达尔石油公司合作在雁翎油田北山头开展了注N2提高采收率试验[5]。

中国石化华东油气分公司是国内较早开展CO2驱的单位,在1987年就曾尝试在储家楼油田高含水油藏注CO2降低含水[7]，近年来又开展了高含水油藏非混相驱提高采收率与封存一体化研究。针对开发过程中常规注气波及系数较低的问题提出了人工气顶驱的方式，通过向含油气构造注气形成人工气顶，利用重力分异和气顶膨胀作用保持或部分保持压力的开发模式，即依靠人工注CO2形成“重力稳定+气顶”复合驱，它结合了重力排驱和溶胀降黏作用，可以实现顶、上部剩余油的动用和均衡驱替，同时气体本身的优势弥补了水驱的不足，具有协同增效作用[8]，该生产方式为CCUS-EOR（碳捕集、利用与封存，提高原油采收率）发展提供了新方向[9]，国外已经有许多油田区块实施并获得成功，同时能利用开发末期的油藏实现CO2封存，国内胜利油田在油藏顶部注气形成气顶驱的基础上，提出了在厚油层顶部重新射孔注气理论，达到“人造地层倾角”目的，极大地扩宽了人工气顶驱的应用范围[10]。

1 CO2人工气顶驱替机理

在CO2驱油过程中通常包含油-气-水三相的同时流动，尤其是在高含水阶段，三相的相对作用是影响采收率的主要因素。目前，国内外在多相渗流特征研究上基本仍采用先分别测定两相渗流特征曲线，再通过不同模型模拟并计算得出多相渗流特征曲线[11]。西南石油大学对低渗油藏岩心进行了3 组三相渗流特征测试验，通过非稳定法测得油水、油气两相相渗，采用Stone 模型Ⅰ计算3 组岩心油-气-水三相相渗。根据计算的油-气-水三相相渗图的油相等渗透率线的形态判断岩心润湿性为中性偏水湿，由于油相的等渗透率线靠近含油饱和度为1的顶点，表明在油-气-水三相渗流时，油相的流动能力较弱，气与水对油相流动的阻碍作用较强。说明在高含水条件下，CO2降低原油界面张力改善原油渗流能力的作用不明显，气驱增油的主要因素是气体膨胀驱动+重力分异驱动。

气体辅助重力驱是以重力为主要动力，以重力分异方式进行生产的气驱方式，主要原理是倾斜或垂向渗透率较高的地层，注入的CO2气与原油之间油气密度差比油水密度差大得多，可促进油水加速重力分异，顶部“阁楼油”聚集成新的前缘富集油带，随注入气增加，逐渐形成次生气顶，气顶在不断膨胀过程中推动油气界面下移，进而推动油水界面下移，原油进入生产井而被采出[12-13]。同时，CO2溶于原油具有膨胀增能、降黏改善原油流动能力的作用，而且由于油气间界面张力小于油水间界面张力，使得注入气能进入到水相无法进入的更小级别孔喉，驱替其中的原油，进一步降低水驱后细小孔喉中的残余油饱和度[14-16]。对美国注气驱的统计调研得出：利用注入气体的重力分异能够避免或者降低注气开发过程中发生的指进和锥进等不利现象，进而提高油藏采收率，当各项条件较完备时采收率可超越60%[17]。

2 影响CO2人工气顶驱效果的因素

通过调研国内外文献，人工气顶驱油及封存效果主要取决于两点：一是能否形成人工气顶；二是如何利用地质条件、采用合理的注采方式及注入参数，保持气驱前缘的稳定性，尽量扩大CO2的波及体积[18]。通过对人工气顶驱动过程特征分析，可将影响气顶驱效果的因素归结为地质和开发两类[19]。地质因素的构造条件（油藏封闭性、地层倾角）、地层系数、储层非均质性（储层韵律性、隔夹层发育程度、裂缝发育程度），水动力强弱主要影响气顶的形成[20]，压力保持水平、剩余油饱和度等动态因素主要影响气顶的运移及CO2消耗量；开发因素方面的注气量、注气速度、注气方式等是影响油气界面稳定性关键因素[21]。研究仅从地质因素出发，研究各动静态参数对CO2气顶驱效果的影响，确定各因素的敏感性，为高含水期油藏实施CO2气顶驱提供筛选评价标准。

根据人工气顶驱开发机理，建立理论模型[22]，参考国内成熟的数值模拟设计思路[23]，模型设计参数见表1。

表1 气顶驱数值模型参数设计Table 1 Parameter design of gas cap drive numerical model

设计注气时间为5 a（注气期内达到极限气油比3 000 则提前停止注气），以评价期末对应采出程度为主，参考达到极限气油比的时间，建立敏感性评价指标体系，筛选主控因素，分为油藏静态参数和动态参数结果（表2、图1）。

表2 敏感性评价标准Table 2 Sensitivity evaluation criteria

图1 不同因素敏感性统计结果Fig.1 Statistical results of sensitivity of different factors

数值模拟结果显示：对气顶驱油-封存效果敏感性较高的因素依次为油藏封闭性、原油黏度、油藏倾角、渗透率、油层厚度、原油密度、剩余油饱和度，油藏非均质性对气驱-封存效果次敏感，地层压力和水动力强弱则不敏感（图1）。

油藏封闭性是对气顶驱油-封存效果影响最大的因素，良好封闭性的基本要求是上覆盖层分布连续且具有一定厚度，能承受注气后储层压力上升而不出现气体穿透泄漏[24]。在断层能起到封闭作用的前提下，通常采用断层夹角大小及含油带长宽比来表征油藏封闭性。断层夹角越小，越能抑制气体扩散，CO2气顶形成越快，波及体积越大，换油率越高；断层夹角越大，气窜越严重，达到极限气油比时间越早，波及体积也越小，存气率越低（图2）。相同断层夹角下油藏含油带越宽，气顶驱波及范围比例越小，最终采收率越低。

图2 不同断层夹角下到达极限气油比时间和累产油Fig.2 Time to reach the limit gas-oil ratio/cumulative oil production under different fault angles

地下原油黏度对气顶的形成及分布影响较小，但对油水运移将产生较大的影响。油水黏度比越大，油水流动差异越大，将造成水相波及体积的减小，更容易造成平面上水窜和垂向上的水体锥进。原油地下黏度在0～15 mPa·s之间时，采出程度和存气率随原油黏度增加而急剧下降；黏度大于15 mPa·s后采出程度和存气率下降趋势变缓（图3）。原油地下密度影响气顶驱效果主要体现在油水密度差越大，重力分异作用越明显，即原油地下密度越小越好。但原油密度大于0.8 g/cm3，密度继续增大对采出程度及期末存气率的影响敏感程度变弱。

图3 不同原油黏度下采出程度Fig.3 Recovery degree under different crude oil viscosity

地层倾角是评价油藏适宜度的重要参数，地层倾角越大，重力分异作用越明显，CO2气顶形成所需时间短且稳定，气油比上升越慢，突破时间越晚，突破后采油期也越长，最终采收率越高。地层倾角从5°增加到30°时，气油比突破1 000需要的时间从300 d延长至1 070 d。原因是地层倾角越大，沿着构造向上的重力作用越大，能够抑制气体的舌进，气体聚集显现也较明显；由于垂向上舌进现象得到抑制，垂向上波及体积也增大。倾角大于20°后，随着倾角增加，采出程度增加幅度变缓（图4）。任韶然等[25]通过填砂管驱替实验证实，水平注气方式，残余油砂整体颜色较深，残余油饱和度超过65%，驱替效率很低；采用存在倾角的重力稳定注气方式，颜色较浅，基本呈白色，残余油饱和度低于10%，采收效果较好。

图4 渗透率、地层倾角与采出程度关系Fig.4 Relationship between permeability,formation dip angle and recovery degree

渗透率越小越不利于气顶的形成，但是可以在垂向上有效地抑制气窜，吸气剖面比较均匀。当渗透率大于50×10-3μm2，随着渗透率增大，存气率升高。渗透率大于800×10-3μm2，提高采收率幅度趋于一致，但气窜会加剧。从图4 可知：地层倾角大+渗透率高的组合气驱效果最好，即地层倾角越大，对气窜的抑制越明显，越能发挥高渗透率的优势。因此，在油藏筛选过程中应该结合其他参数综合考虑渗透率的影响。

油层厚度过小，重力分异难以发挥作用形成次生气顶。受纵向非均质性影响，储层越厚，CO2超覆现象越显著，纵向波及系数越低，厚度适中时将形成重力稳定驱替，气体指进现象可以得到抑制，有利于气驱的效果。数值模拟结果显示有效厚度1 m时，气油重力分异作用不明显；厚度大于15 m后气窜较早，采出程度低（图5），因此，油层厚度存在一最佳区间，数模结果显示油层厚度介于5～15 m为最佳。

图5 不同油层厚度下采出程度Fig.5 Recovery degree under different oil layer thickness

油层的非均质性是影响气窜的重要因素。正韵律储层比反韵律储层更适合人工气顶驱，在正韵律储层中，中等级差能更好利用CO2重力超覆作用，易于保持油气界面均匀推进，气油比上升较缓慢，可有效提高上部CO2波及范围，比反韵律驱替更均匀，级差为15 时波及系数最大（图6），累产油最高。反韵律时气体沿着顶部突破严重，气油比上升较快。数值模拟显示正韵律和反韵律储层对层间渗透率级差敏感性不同，层间渗透率级差从2 增加至30，正韵律累增油量减少500 m3，反韵律累增油量减少4 000 m3。油藏中若存在隔夹层，将明显阻挡气顶地形成和运移。因此，正韵律、中等级差、无隔夹层的油藏更适宜气顶驱。

图6 不同渗透率级差下CO2纵向饱和度分布Fig.6 Distribution of CO2 vertical saturation under different permeability levels

含水对气顶驱增油效果的影响在不同阶段影响程度也不同。模型设置含水70%、80%、90%时开始注气，采收率分别为41.8%、41.4%、39.5%，最大差值为2.3%，说明最终采收率对含水不敏感。但注气前3 a，低含水比高含水条件下累产油量多1×104t，说明注气初期增油效果对含水敏感，含水越低，气顶驱效果越早显现（图7），达到极限气油比时间越早，但后期生产气油比基本一致。这与CO2在水中的溶解有关，由于CO2在油中的溶解速度大于在水中的溶解速度，故含水越低，溶于油中的CO2量越大，气油比上升越早；含水越高，需要消耗的CO2量越大，气顶形成时间越晚。当油、水中CO2体积分数达到饱和后，含水对生产的影响则不再明显。

图7 不同含水下注气累产油量Fig.7 Cumulative oil production by gas injection under different water cut

多数中高渗油藏均具有一定天然能量，水动力作用对气顶驱效果的影响与其他因素相比较为特殊。水动力作用分为逸散型和封闭型，逸散型水动力作用下很难形成气顶，封闭型水动力越强越难以形成气顶[26]，但气顶形成后水动力作用强弱对最终增油影响不大。以水体倍数表征水动力强弱，数值模拟结果显示水动力越强，气顶形成越慢，换油率越低，但气顶更稳定，气体突破时间长，气窜受到抑制，CO2封存效果也更好。水体倍数大于20 倍，形成气顶所需时间会非常长，控水效果很久才会显现，换油率较低；水体倍数大于100 倍（模拟无限大水体），在模拟期内（5 a）见不到产水量下降，未能形成气顶驱（图8）；水体倍数小于20 倍时，不同水体大小下采出程度差距很小，因此，水动力弱-中等的油藏更适宜开展气顶驱。如果以封存为首要目的，则水动力强的油藏具有更高的封存能力[27]。

图8 不同水体倍数模型下日产水量Fig.8 Daily water yield curve under different water body multiple models

3 典型区块实施效果对比

中国石化华东油气分公司近年来在3 个高含水区块试验不同类型、不同注气方式非混相驱[28]。3 个油藏均属于中—高渗正韵律油藏（表3），CZ 断块地层倾角大，断层夹角小，是一个“屋脊型”油藏，注入的CO2首先在顶部聚集形成气顶，逐渐推动油水界面下移，因此，见效时间比其他两个油藏晚，原油黏度较小，气体不易指进，气体突破时间晚，稳产时间也较长，换油率高。XNZ 和BHZ 地层较平缓，顶部断层不能形成“屋脊式”夹角，水动力作用极强，无法形成气顶，呈现非混相驱的典型特征——见气快，先见气后见效，有效时间短（表4）。