氣水交替改善CO2驅開發效果與應用

熊霄

(中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

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氣水交替改善CO2驅開發效果與應用

熊霄

(中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514)

[摘要]特低滲透扶楊油層儲量在常規注水開發難以實現有效驅動，采用CO2能夠建立起有效驅動體系，見到驅油效果。但CO2本身存在流度低、易竄等特征。在非混相驅區塊，氣相的存在和儲層非均質性的雙重作用，導致CO2突破后氣油比大幅度上升，出現出氣不出油的局面。通過室內巖心驅油試驗對比分析，進行水氣交替注入，其采收率均高于一直氣驅注入，且注入壓力越高，提高采收率幅度越大。在該基礎上，利用數值模擬技術，對不同注入參數進行了優化，周期注入0.015 HCPV，日注水量8m3/d，日注氣量7876.8m3/d，水氣注入強度比1∶3，水氣地下段塞體積比1∶1。實施后，氣竄得到明顯抑制，單井產量上升，取得了較好的效果。該研究成果有助于特低滲透CO2驅的研究，對非混相驅改善開發效果具有一定的指導意義。

[關鍵詞]特低滲透；CO2非混相驅；水氣交替；現場試驗

某井區為特低滲儲層，沉積類型為側積河道砂，層內發育多期河道，非均質性較強。砂體為粉砂巖，膠結類型以泥質和鈣質混合膠結為主，儲層裂縫不發育，平均空氣滲透率1.2mD。為補充地層能量，建立有效驅動體系，對該區塊驅油方式進行了優選并確定其最佳驅油方式為CO2驅。毛細管試驗測得的最小混相壓力為41.2MPa，比平均地層壓力高20.8MPa，只能進行非混相驅。但同時也易帶來突破早、波及體積小等問題[1，2]。

區塊經過7年的注氣，表明了CO2能夠有效補充地層能量，建立驅動體系，采出程度達到10.4%，采出油氣比也達到1000m3/t，但部分井出氣不出油。為此，筆者通過開展室內物模試驗和數值模擬研究，確定了氣水交替驅油方式，并優化了注入參數。

1物模試驗研究

室內巖心驅油試驗所用的巖樣為天然巖心，其物性參數見表1。試驗用油為現場取樣地面油和天然氣配制，模擬地層油，試驗溫度為85.9℃。進行了2組巖心的CO2驅與氣水交替驅對比試驗，所選巖心滲透率為1.364mD和5.384mD。注入壓力設定為高于地層壓力(32MPa)、等于地層壓力、低于地層壓力(16MPa)。其中氣水交替驅的試驗中水氣比為1∶1，段塞為0.4PV。試驗時首先注入0.2PV CO2，然后注入0.2PV水，交替注入CO2和水，直至沒有油為止[3，4]。

表1　巖樣物性參數

從圖1和圖2可見，CO2/水交替驅采收率隨注入壓力增加而增加。在同樣壓力下，巖心1 CO2/水交替驅最終采收率比CO2驅高1.2%～3.11%，平均最終采收率比CO2驅高2.34%。巖心2 CO2/水交替驅最終采收率比CO2驅高0.81%～6.07%，平均最終采收率比CO2驅高2.97%。可見，只要進行水氣交替注入，采收率均高于一直氣驅注入。

圖1　巖心1 CO2/水交替驅與CO2驅采收率　　　圖2　巖心2 CO2/水交替驅與CO2驅采收率

2數值模擬方案優化

首先建立區塊地質模型，區塊注入2個小層，模型網格個數5135個，孔隙體積211810m3，原油地下體積119898.8m3，地質儲量98317t。

應用數值模擬軟件Eclipse PVTi模塊對原油高壓PVT試驗數據進行擬合計算，主要包括地層流體重餾分的特征化、組分歸并、飽和壓力擬合、單次閃蒸試驗擬合、差異分離試驗、等組成膨脹試驗擬合和注CO2氣膨脹試驗擬合等，得到能反映地層流體實際的性質變化的流體PVT參數場。通過對地層條件CO2性質、混相能力和油氣相滲進行條件擬合建立數值模擬模型[5，6]。

在對井區注氣階段進行歷史擬合后，設計5年的氣水交替注入。主要考慮了水氣比、段塞大小、注入速度和交替周期等4個參數(見表2)對氣水交替驅油效率的影響分析。利用正交試驗法優化了25種方案(見表3)，同時與一直氣驅結果進行對比分析。

表2　模擬4個參數的5個水平值

通過模擬，一直注氣方案最終采收率13.0%，25套水氣交替方案最終采收率為13.7%～18.7%，均有不同程度提高。結合現場實際注入需要，最終選取最佳方案為方案11，周期注入0.015個HCPV，日注水量8m3/d，日注氣量7876.8m3/d，水氣注入強度比1∶3，水氣地下段塞體積比1∶1，較一直注氣提高5.5%。

3氣水交替現場實施效果分析

進入現場之前，參考物模試驗和數模研究成果，考慮現場注入實際，設計了現場實施方案。設計周期注入0.015個HCPV，日注水量10m3/d，水氣注入強度比1∶3，水氣地下段塞體積比1∶1。現場從2009年底進行注入，完成2個階段注入，累積注水1640m3，注氣912t。

1)氣水交替注入能力較強。氣水交替前，注氣井累積注氣25270t(0.49HCPV)，水氣交替過程中，井底流壓保持在31～32MPa，比破裂壓力低10MPa左右，尚有較大的提壓空間。注水時與壓裂投注的相同油層注水井基本接近，表明在氣水交替條件下油層注氣、水能力較強。

2)注入水起到了調剖作用。氣水交替過程中，注水、注氣壓力均有所上升，且上升幅度差別不大。注水壓力由13.0MPa上升到15.0MPa；注氣壓力由13.5MPa上升到16.0MPa。表明注入水進入了原氣竄通道，在氣水交替過程中擴大了波及體積。

表3　數值模擬氣水交替結果

3)油井見到了氣水交替效果。井組平均套壓下降1MPa以上、氣油比下降350m3/t，表明氣竄得到有效控制；氣水交替過程中原受效較差的井產量有所上升，氣竄嚴重的井實現了連續開井，區塊平均單井日產油由0.3t上升到1.2t，見到了較好效果。

4結論

1)巖心試驗結果表明，進行氣水交替注入，采收率均高于一直氣驅注入，且注入壓力越高，提高采收率幅度越大。

2)通過數值模擬，周期注入0.015個HCPV，日注水量8m3/d，日注氣量7876.88m3/d，水氣注入強度比1∶3，水氣地下段塞體積比1∶1，較一直注氣提高5.5%。

3)針對非混相采收率低的問題，氣水交替注入能夠明顯改善開發效果。

[參考文獻]

[1]李士倫，張正卿，冉新權，等.注氣提高石油采收率技術[M].成都：四川科學技術出版社，2001.

[2] 曹學良，郭平，楊學峰，等.低滲透油藏注氣提高采收率前景分析[J].天然氣工業，2006(3)：100～102.

[3] 李士倫，郭平，王仲林，等.中低滲透油藏注氣提高采收率理論及應用[M].北京：石油工業出版社，2007.

[4] 李莉，龐彥明，雷友忠，等.特低滲透油藏合理注氣能力和開發效果分析[J].天然氣工業，2005，27(3)：1～63.

[5] 李士倫，郭平，孫雷. 改變單一的注水開發模式，因地制宜發展注氣提高采收率技術[A].中國石油天然集團公司油氣田開發工作會議論文集(上冊)[C].北京：石油工業出版社，1999：12.

[6] 小斯托卡 F I. 混相驅開發油田[M].北京：石油工業出版社，1989：61.

[編輯]辛長靜

[收稿日期]2016-01-19

[基金項目]大慶油田原油4000萬噸持續穩產重大科技專項(2011CZB-007)。

[作者簡介]熊霄(1981-)，男，工程師，現主要從事油藏工程方面的研究工作。E-mail:xiongxiao@petrochina.com.cn。

[中圖分類號]TE358.3

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)16-0035-03

[引著格式]熊霄.氣水交替改善CO2驅開發效果與應用[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(16)：35～37.