CO2驅擴大波及體積技術研究

王 昊

（中國石油吉林油田公司勘探開發研究院 吉林松原 138000）

CO2驅擴大波及體積技術研究

王 昊

（中國石油吉林油田公司勘探開發研究院 吉林松原 138000）

本文針對吉林油田某CO2試驗區油井見效特征，采用室內試驗與數值模擬技術對水氣交替、流壓控制等技術進行組合優化，擴大了CO2波及體積，促進了油井均勻混相見效，經現場驗證，效果良好。

特低滲透油藏；CO2驅；波及效率

特低滲透油藏儲層物性差，注水開發難度大，CO2（二氧化碳）驅能夠進一步提高油藏采收率，但受儲層非均質性及CO2與原油間的高流度比影響，CO2在驅替過程中波及效率比較低，油井見效差異比較大。CO2的波及效率是影響CO2驅開發效果的重要因素之一，在非均質性比較強的油藏實施CO2驅時，迫切需求擴大CO2波及體積技術。

1 試驗區概況

試驗區位于大情字井油田向斜構造東翼的斜坡上，試驗區主要沉積微相類型為河口壩主體和河口壩側緣沉積，儲層平均孔隙度1 3%，平均滲透率4.5mD，區塊原始地層壓力23.6MPa（高于混相壓力22.1 MPa），201 2年7月試驗區開展了CO2驅試驗，其中，注入井1 0口、油井23口，注入烴類孔隙體積0.1 HPV后，試驗區陸續出現了3類動態特征油井：第一類為氣竄井，動態表現為日產氣大于1 000m3，CO2含量＞70%，產液量大幅下降；第二類為混相見效井，動態表現為產油量上升、含水下降，日產氣400～600m3，CO2含量1 0%～50%；第三類為見效不明顯井，動態表現為產液量、產油量平穩，未見產氣量，油井見效特征表明，高產氣井與見效不明顯井對試驗區的產量影響較大。

綜合分析認為，由于CO2與原油間的高流度比導致CO2沿高滲透條帶串流，形成氣竄通道，使CO2與原油不能實現多次接觸混相，而儲層物性差的區域CO2波及較少，油井很難見效。因此，需要合理調控、擴大CO2波及體積，實現試驗區整體混相驅替。

2 擴大波及體積技術

2.1 水氣交替技術

水氣交替注入是用水控制驅替流度并穩定前緣、提高驅油效率的核技術。但能使油藏采收率提高幅度最大的水氣交替注入比例，需要進行詳細研究。根據試驗區的儲層特點，分別采用室內試驗和數值模擬技術對水氣段塞比進行了優化設計。

2.1.1 室內實驗

將天然巖心篩選、排列，連接成1m長的巖心，并將巖心模型飽和地層油。按一定流量將氣體注入巖心中，然后按相同流量注入水，分別展開水氣比為1：1、1：2、2：1驅油以及水驅油、CO2氣驅油5個室內物模實驗。在巖心出口設置回壓24MPa（地層壓力），記錄不同實驗采收率與注入體積之間的變化情況（圖1）。

圖1 不同注氣段塞采出程度對比圖

從實驗結果可以看出，注0.3HCPV體積之后，水氣交替與單純的氣驅和水驅相比，提高采出程度的幅度增大，說明水氣交替有擴大CO2波及體積、提高采收率的作用。其中，水氣比為1：2的段塞驅油效果最好，最終采收率為60.45%；水氣比為1：1的段塞驅油效果較好，最終采收率為58.50%；水氣比為2：1的段塞驅油效果居中，最終采收率為54.24%；CO2氣驅油的效果較差，最終采收率為45.22%；水驅油的效果最差，最終采收率為39.56%。

2.1.2 數值模擬研究

為了優化水氣段塞比，根據試驗區儲層發育狀況，建立了實際地質模型，采用數值模擬技術對水氣段塞比進行優化。設計注氣速度為25t/d、注水為30t/d，累計注入體積為0.55HCPV（超過注入量轉水驅），設計了1 0個不同的WAG水氣段塞比（1：1、1：2、1：3、2：1、2：2、3：3、6：6、1 2：1 2）進行了數值模擬。計算結果表明，氣體比例過高（水氣比1：3）會造成氣體的過早突破，壓力后期采收率上升平緩，大的段塞采收率整體都不高，不利于長期開采（3：3、6：6、1 2：1 2）；水氣比1：1時油藏提高采收率的幅度最大，氣體上升的速度也比較小。

通過室內試驗和數值模擬技術的綜合研究結果可以看出，水氣比為1：1或1：2時相對比較合理，考慮到CO2利用效率問題，使用水氣比為1：1的WAG交替段塞驅替。

2.2 流壓控制技術

CO2驅油過程中，達到混相驅壓力之后，井底流壓的控制顯得尤為重要：如果井底流壓控制過高，有利于原油與CO2的溶解與混相但影響產能；反之會影響井筒附近的CO2溶解，導致混相范圍變小，高滲條帶易氣竄而低滲區CO2波及較少。為了盡可能擴大混相范圍，需要對不同見效特征油井流壓進行優化。

利用數模技術，在對試驗區生產動態進行歷史擬合的基礎上，設計了1 2個方案：注入方式為水氣交替，注入速度25t/ d，對高產氣井、混相井、見效不明顯井分別進行10MPa、1 2MPa、1 5MPa、20MPa的流壓控制模擬（圖2、圖3）。

圖2 高產氣井不同流壓控制氣油比圖

圖3 高產氣井不同流壓控制壓力圖

從實驗結果來看：生產的地層壓力和流壓成正比關系，流壓越低地層壓力保持水平越低，流壓控制在10～12MPa時生產過程中地層壓力下降至接近最小混相壓力，流壓控制在15～20MPa在注氣階段地層壓力可保持在最小混相壓力之上；氣油比方面，采油前期和后期流壓控制較高時氣油比水平較低，采油中期流壓控制相對較低、氣油比較低。

綜合考慮這兩個方面指標，高產氣井流壓控制在15～20MPa最優。同樣可分析得出，混相見效井和見效不明顯井流壓控制在12～15MPa和10～12MPa時最優。

根據3類見效井的最優流壓控制量進行不同組合，設計了8個方案篩選出最佳組合為高產氣井、混相見效井和見效不明顯井控制流壓分別為20MPa、15MPa和12MPa。數模累產油圖也顯示了組合最優方案累產油量明顯高于單一類型不同流壓控制的累產油量（圖4），即高產氣井選擇相對較高的流壓對其控制、見效不明顯井則采取相對較低的流壓，而通過對不同見效井進行合理的流壓控制，擴大CO2波及體積，可有效促進平面均勻驅替。

圖4 不同流壓控制方案累產油對比曲線

3 應用效果

根據方案模擬結果，對試驗區高產氣井、混相見效井和見效不明顯井控制流壓分別為20MPa、15MPa和12MPa，對注入井實施水氣段塞比為1：1的水氣交替注入。通過調控，注入CO2總量達到0.18HCPV后，試驗區整體產量逐漸上升，其中典型高產氣井3-5井日產油由0.4t上升到2.5t（圖5），典型見效不明顯井7-3井日產油由0.4t上

圖5 H3-5井采油曲線圖

圖6 H7-3井日采油曲線圖

4 結論

（1）室內實驗和數值模擬研究表明，水氣交替能夠擴大CO2的波及體積，提高油藏的采收率，但不同水氣段塞比提高采收率的幅度不同，根據試驗區儲層的發育特點，當水氣交替段塞比在1：1時，能較好地擴大CO2波及體積，提高油藏采收率。

（2）對不同見效特征的油井制定不同的對策：高產氣井要抑制氣體在該方向的串流，減弱氣竄通道形成的可能；混相見效井要保持其混相狀態，擴大混相范圍；見效不明顯井要促進流體在該方向的滲流，增加CO2與原油的接觸頻率，促進其混相見效。

（3）水氣交替與流壓控制配合使用，能夠起到進一步擴大CO2波及體積，促進油井均勻混相見效的目的，經現場實踐，該技術組合具備推廣潛力。

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?松遼盆地CO2驅油與埋存技術示范工程（2011ZX05054）