特高含水油藏CO2氣水交替驅注入參數優化方法

范 虎

(中海石油研究總院，北京 100028)

特高含水油藏CO2氣水交替驅注入參數優化方法

范 虎

(中海石油研究總院，北京 100028)

影響CO2氣水交替驅開發效果的參數較多，為了得到最佳開發效果，以特高含水開發階段的A井組為研究對象，運用數值模擬方法，對該井組CO2氣水交替驅注入參數進行了優化，建立了一套CO2氣水交替驅、提高采收率注入參數優化的思路和方法。結果表明：實施CO2氣水交替驅能使高含水井含水率下降5～10個百分點，增加產油，并保持地層壓力穩定，維持油井長時間經濟有效生產。

特高含水油藏；CO2氣水交替驅；開發機理；參數優化

目前常規注水油田開發后期含水普遍很高，對于難采儲量來說，開發難度越來越大，CO2混相驅是一種提高特高含水油田采收率的有效方法[1-4]。 單純氣驅存在嚴重氣竄而影響開采效果，致使氣驅應用受到極大限制，為了改善氣驅波及效率低的局面，現多采用氣水交替的注入方法，CO2氣水交替驅是最有效和應用最廣泛的一種技術[5-6]。CO2氣水交替注入既可充分利用混相驅的優勢,又可減少CO2驅的指進,擴大波及面積[7-9]。本文以油田一個井組為研究對象，運用數值模擬方法，開展CO2氣水交替驅井組注入參數優化研究工作，建立了一套CO2氣水交替驅注入參數優化的思路和方法，對CO2氣水交替驅提高采收率研究具有一定的指導意義。

1 室內機理研究

對注CO2氣驅地層流體相態進行擬合，并且通過重餾分特征化、組分歸并得到7個擬組分的組成，為后面進行注CO2數值模擬提供合理的流體PVT參數場。

細管實驗法能給出具有重復性的精確結果, 也是國內外公認確定混相壓力的理想方法。細管實驗法是測定最小混相壓力的一種常用方法, 它比較符合油層多孔介質中油氣驅替過程的特征, 并能排除不利的流度比、黏性指進、重力分離和巖性非均質等因素所帶來的影響[10-11]。對目前地層原油樣品進行注天然氣的細管驅替實驗研究，五次細管驅替實驗測試數據表明，CO2與目前地層原油可形成混相，最小混相壓力為18.42 MPa，此時原油的采出程度為90.01%，具體情況見表1。

表1 混相驅細管實驗測試結果

為了優選研究區塊后續提高采收率的開發方式，通過建立機理模型，進行了開發方式優選。模擬方案分三種開發方式：繼續注水、連續注氣、氣水交替注入，預測15年，然后對比累計產油量和含水率的變化情況。從驅替結果可以看出，氣水交替驅替效果比繼續注水和連續注氣都好，可以使含水井高含水率明顯降低，有效提高水驅波及體積，能夠較大幅度提高水區油藏采收率(圖1)，因此，本油藏采用氣水交替注入方式。

2 地質模型建立及注入參數設計

應用Petrel三維地質建模軟件，建立CO2氣水交替驅三維地質模型，采用Eclipse300組分模型器模擬，縱向上劃分為 5個模擬層，平面上網格維數為116×151。該油藏屬巖性構造油藏，構造比較簡單，油層內部結構比較均勻，分選好，油層中部深度2 380 m，油層平均厚度6.5 m,地層溫度83.5 ℃，原始地層壓力22.31 MPa，孔隙度為27.5%，滲透率為720×10-3μm2，屬于中孔、高滲儲層；地層原油密度為0.76 g/cm3，原油黏度為1.92 mPa·s，油層物性好，原油地下黏度小，原油在油層中的流動性能好。模型選取一個A井組，其中，注入井1口，生產井6口，控制儲量88.5×104t,目前綜合含水已達97.74%，處于特高含水廢棄開發階段。

圖1 不同開發方式累積產油量和含水率變化情況

本文通過論證、評價和篩選，對下面6個注入參數進行優化：①CO2注入速度；②CO2首段塞注入大小；③CO2段塞數；④水注入速度；⑤CO2注入前后段塞比；⑥氣水段塞比。根據正交設計原則, 設計6水平6參數的優化方案。為了比較每個注入參數在不同條件下的開發效果，優選出每個工作參數最優注入情況，選用累積產油量和累計噸CO2氣換油率作為參數優選評價標準。在注入條件不同的情況下，模擬每個工作參數實施CO2氣水交替驅措施，氣水交替注入周期結束后注水，預測15年后的開發動態指標，優選出注入參數。

3 CO2氣水交替優化方法

3.1 CO2注入速度優化

CO2注入速度指單位時間向油層中注入CO2(地面條件下)的質量，注氣速度直接影響前緣的推進速率。針對A井組，不同CO2注入速度開發15年，其開發設計參數見表2，開發動態指標預測對比情況見圖2。隨著CO2注入速度的增加，累計產油量隨之增加，累計噸CO2氣換油率隨之下降；注氣速度偏低不足以維持油層壓力穩定，混相所需氣體不足，不能達到措施要求；但注氣速度過大，將會導致垂直和水平波及效果較差，造成氣體過早突破，增產效果不明顯，使采收率降低，不能達到技術經濟最佳。從圖3可以看出，當CO2注入速度大于60 t/d，井組累計產油量增加逐漸減緩，換油率下降也變緩，綜合對比，優選CO2注入速度60 t/d。

圖2 不同注氣速度開發指標預測結果

表2 CO2注入速度開發設計參數

方案設計參數模擬方案號碼F01F02F03F04F05F06F07交替CO2注氣速度/(t·d-1)30405060708090交替注水速度/(m3·d-1)220220220220220220220交替注氣時間/月6666666交替注水時間/月6666666CO2段塞數目/個6666666CO2首段塞與后續CO2段塞比值1111111氣段塞與水段塞比值1111111注入氣中CO2含量/%100100100100100100100設計壓力保持水平/MPa19191919191919首段塞燜井時間15151515151515后段塞燜井時間7777777

3.2 CO2首段塞注入大小優化

首段塞注入大小指CO2氣水交替驅第一個周期中CO2注入時間的長短。首段塞注入時間長短直接影響到整個氣水交替過程。針對A井組，不同CO2首段塞注入大小開發15年，設計方案時，CO2注入速度用前面優選出的數據，即60 t/d，其它參數優選時方法相同。開發動態指標預測對比情況見圖3，從中可以看出，當CO2首段塞注入大小為6個月時，累計產油量增加最快，同時換油率下降最慢，因此優選CO2首段塞注入時間為6個月。

3.3 CO2段塞數優化

段塞數(周期數)指CO2氣水交替驅氣水交替注入次數，段塞數控制混相時間，直接影響驅油效率。針對A井組，不同CO2段塞數開發15年，開發動態指標預測對比情況見圖4。如果交替周期增加，則起驅替作用的主要是氣體和液體單獨進行，由于氣體和液體的密度、黏度等性質存在很大的區別，會致使它們之間的流動通道不同，氣體流向小孔道與原油混相后流入大孔道，注水將大孔道的油驅替出來，從而達到擴大波及體積、提高驅油效率的目的。然而隨著周期數的增加、氣體突破，增油量反而不明顯。從對比圖可以看出，當段塞數大于6時，累計產油量增加逐漸減緩，換油率下降也變緩，所以優選CO2段塞數為6個段塞，即6個周期數。

圖3 不同首段塞開發指標預測對比結果

圖4 不同周期數開發指標預測對比結果

3.4 水注入速度優化

水注入速度指CO2氣水交替驅中單位時間向油層中注入水(地面條件下)的體積，水注入速度直接影響混相效果。針對A井組，不同水注入速度開發15年，開發動態指標預測對比見圖5。從中可看出，隨著“水注入速度”的增加，累計產油量和累計噸CO2氣換油率都是先增后降。注水速度低，不能穩定油層壓力，達不到措施要求；但注水速度過大，將會導致微觀驅替較差，造成注入水突進，油井過早水淹，反而會降低產量，降低采收率。從圖5可看出，當注水速度為240 m3/d，開發效果達到最佳，所以優選水注入速度240 m3/d。

3.5 CO2注入前后段塞比優化

CO2注入前后段塞比指CO2氣水交替驅中首段塞CO2注入時間與后續段塞CO2注入時間的比值。因為前面已經優選了首段塞CO2注入時間(CO2首段塞注入大小)，所以需要優選的是后續段塞CO2注入時間長短。針對A井組，不同“CO2注入前后段塞比(≈后續注氣時間長短)”開發15年，開發動態指標預測對比情況見圖6。隨著“后續注氣時間長短”的增加，累計產油量隨之下降，換油率隨之增加。后續注氣時間長短直接影響后續段塞的混相時間和氣水交替驅油的有效持續性。從圖6可以看出，當CO2注入前后段塞比大于3，即后續注氣時間小于3個月時，累計產油量增量變小，換油率下降變慢，所以優選CO2注入前后段塞比為2，即后續段塞CO2注入時間3個月。

圖5 不同水注入速度開發指標預測對比結果

圖6 不同前后段塞比開發指標預測對比結果

3.6 氣水段塞比優化

氣水段塞比指CO2氣水交替驅一個段塞中CO2注入時間與水注入時間比值。氣水段塞比直接影響注入氣體能否完全和原油形成混相、注氣段塞的穩定性，以及注采平衡，其最終目的是達到氣水交替好的驅油效果，提高區域原油采收率。因為前面已經優選了CO2注入時間長短，所以需要優選的是水注入時間長短。針對A井組，不同氣水段塞比開發15年，開發動態指標預測情況見圖7。從中可以看出，隨著氣水段塞比的增加，累計產油量和換油率都是先增加，后變得平穩略有下降，在比值為1.0時，增加最快，所以優選氣水段塞比為1.0，即后續段塞注3個月氣3個月水。

4 最優方案結果及評價

根據上述優化結果，A井組CO2氣水交替驅提高采收率推薦方案：CO2注入速度60 t/d，CO2首段塞注入大小為6個月；CO2段塞數6個段塞；水注入速度240 m3/d；CO2注入前后段塞比為2；氣水段塞比1。預測結果：15年累計產油5.85×104t，比實施一直注水方案所采出的油量1.82×104t多出4.03×104t，采出程度大幅提升。目前該井組采出程度為53.88%，預計采收率60.49%，提高采出程度達6.61%。增油效果非常好，換油率達到1.53，換油效率高，實施氣水交替后產氣和產油持續快速上升；3年后氣體突破，交替注入周期也已結束，實施注水，產氣和產油持續下降。實施氣水交替后含水率下降明顯，從水驅結束后的98.5%下降到94%，后由于交替注入結束后開始注水，含水上升，但是上升很慢，最后維持在98%左右，使趨于報廢的井含水下降，產油上升，重新得到利用，大大延長生產井壽命，獲得比較好的氣水交替驅油效果，而且地層壓力保持穩定。

圖7 開發動態指標預測對比結果

5 結論

(1)實施氣水交替驅可以使高含水井含水率下降5～10個百分點，產油迅速上升，地層壓力保持穩定，且能維持很長時間的經濟有效生產，最終提高原油采收率。所以特高含水油藏可以通過開展CO2氣水交替驅較大幅度提高采收率，是注水開發后期提高采收率的有效手段。

(2)CO2氣水交替提高采收率數值模擬研究的技術路線是首先進行室內機理研究，包括CO2氣水交替可行性研究、地層流體高壓PVT擬合、細管及長巖心驅替實驗模擬，接著進行數值模擬建模及地質儲量和生產歷史擬合，研究剩余油分布，然后對試驗區進行CO2氣水交替開發方案優選、CO2氣水交替工作參數優選，最后進行注CO2氣水交替開發方案設計預測及評價。

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)03-0135-04

2014-08-11

范虎，工程師，碩士，1985年生，2012年畢業于長江大學油氣田開發工程專業，現從事油氣藏工程及數值模擬方面的研究。

中國石油科技創新基金項目(2008D-5006-02-04)資助。

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