特低滲透油藏二氧化碳近混相驅試驗研究

程杰成，劉春林，汪艷勇，白文廣，牟廣山

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163453)

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特低滲透油藏二氧化碳近混相驅試驗研究

程杰成，劉春林，汪艷勇，白文廣，牟廣山

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163453)

針對特低滲透油藏CO2驅混相難的問題，運用室內實驗、油藏工程和數值模擬方法，研究了特低滲透油藏實現CO2近混相驅的方法，結合生產動態分析，總結了CO2近混相驅的生產特征。研究結果表明：通過優化油藏工程方案設計，特低滲透扶楊油層能夠實現CO2近混相驅，目標區塊的注入能力強、產量高，開發效果也明顯好于同類油層水驅區塊；儲層流動單元是影響油井受效程度的主要因素，裂縫和儲層物性好的高滲條帶是CO2黏性指進的重要因素。研究結果對特低滲透油田開展CO2驅有借鑒意義。

CO2驅油；近混相氣驅；特低滲透油藏；扶楊油層

0 引 言

大慶外圍扶楊油層屬于特低滲透油層，其水驅開發具有注水效率低、產量遞減率高、水驅采收率低等特點，必須探索有效的開發方式[1-2]。CO2驅包括混相驅和非混相驅2種驅油方式，混相驅采收率比非混相驅高3～5個百分點，但中國大多數油藏都難以達到混相[3-6]。1995年，Shyeh-Yung J J提出近混相氣驅的概念，它是指注入氣體與原油接近混相狀態。近混相驅可大幅降低地層原油密度、黏度和油氣界面張力，進而提高原油采收率，國內外關于其驅油機理已開展了研究，但是對于現場試驗研究未見報道[7-9]。Y101區塊扶楊油層的空氣滲透率為1.06×10-3μm2，原始地層壓力為22.1 MPa，實驗測得其地層原油與CO2的最小混相壓力為32.2 MPa，地層條件下難以達到CO2混相驅。因此，以Y101區塊為例，尋求該類油藏實現CO2近混相驅油藏工程方案設計方法，總結CO2近混相驅的生產特征，對同類特低滲透油田CO2驅應用具有指導意義。

1 近混相驅井網部署研究

根據CO2驅的開發特點，制訂了井網部署的設計原則：采取線性注氣井網，井排方向與最大水平主應力方向一致，井排距與砂體發育寬度合理匹配，設計井距為250～300 m。設計了矩形五點、反九點2種井網，包括6套布井方案。數值模擬計算開發指標結果表明：矩形五點井網的開發效果比反九點井網好，其油井產量和地層壓力較高。表1為不同井網預測開發指標，開發初期2種井網的油井產量差別不大，開發3 a矩形五點井網的平均單井日產油為2.8 t/d，比反九點井網高0.6 t/d；開發10 a矩形五點井網的平均地層壓力為26 MPa，比反九點井網高4 MPa。

分析原因為：矩形五點井網的氣驅過程中多向連通比例比反九點井網高19個百分點，而且矩形五點井網的注采井距均勻，注采井距較大，因此，平面矛盾相對較小。最終優選方案為：矩形五點法井網，井排方向為NE77°，井距為300 m，排距為250 m，7注17采。

表1 Y101區塊不同井網數值模擬預測開發指標

2 近混相驅注采參數研究

運用油藏工程和數值模擬方法，研究了合理的注采參數。超前注氣能夠抬升地層壓力，提高地層混相效果，采取超前注180 d關30 d，之后注90 d關30 d周期注氣，以避免過早氣竄；根據油層破裂壓力的要求，井口注入壓力小于25.5 MPa；初期平均單井日注氣量為10～25 t/d，注氣強度為1.5～3.0 t/(d·m)，最大單井日注氣量為20～40 t/d。合理流壓有利于保持地層壓力，試驗區原油飽和壓力為4.7 MPa，因此，控制流壓不低于5.0 MPa；根據受效情況采取分類管理的周期采油制度，以延緩氣竄速度。

3 近混相驅試驗效果

2007年12月和2008年7月分2批共投注7口注氣井，超前注氣180 d后油井分批投產。截至2013年12月，累計注入液態CO2共11.06×104t(0.130倍烴類孔隙體積)，累計產油量為5.62×104t，采油速度為0.73%，采出程度為4.70%，氣油比為95 m3/t，CO2埋存率為97%，累計埋存CO2量為10.72×104t。

CO2驅注入能力較強。油層一直保持較強的吸氣能力，投產初期單位厚度視吸氣指數為0.13 m3/(d·MPa·m)，與同類油層水驅區塊基本一致，開發第3 a穩定在0.11 m3/(d·MPa·m)，是同期同類油層水驅區塊的2倍，開發第6 a是同期同類油層水驅區塊的5倍。

CO2驅產量較高，采油速度較高，地層壓力高。油井不經壓裂改造投產，投產初期單井日產油達2.9 t/d，與同類油層水驅壓裂投產油井的產量基本一致，開發第6 a單井日產油為1.8 t/d以上，是同期同類油層水驅區塊產量的3倍。采油速度連續4 a保持在1.00%的較高水平，開發第6 a仍高達0.73%，而同類油層水驅區塊開發第3 a采油速度就降至0.50%。油井投產初期的地層壓力為21.7 MPa，第2 a以后的地層壓力保持在27.0 MPa以上，比區塊原始地層壓力高5.0 MPa。數值模擬預測試驗區最終采收率為21%，比同類油層水驅區塊高9個百分點。

4 試驗取得認識

4.1 生產特征

4.1.1 注入剖面變化規律

CO2驅注入端存在層間差異，隨著驅替時間延長，層間差異逐漸擴大，流體沿高滲透條帶突進。注入0.050倍烴類孔隙體積時，楊Ⅰ6、楊Ⅱ41和楊Ⅱ42三個層位的相對吸氣量分別為33%、42%、25%，楊Ⅱ41層發育厚度大、物性好，其相對吸氣量也最大，表明吸氣量受油層發育控制。注入0.130倍烴類孔隙體積時，測得楊Ⅰ6、楊Ⅱ41、楊Ⅱ42油層相對吸氣量分別為31%、65%、4%，表明隨累計注入量增加，層間差異也逐漸變大。

4.1.2 油井受效規律

流動單元是影響油井受效程度的主要因素。考慮孔隙度、滲透率、有效厚度和地層系數4個參數，將試驗區扶楊油層分為4類流動單元，一類流動單元的油層最好，四類流動單元的油層最差。油井根據受效情況和流動單元劃分為3類。一類井：受效較好，主要處于一類流動單元，初期單井日產油大于3 t/d，產量一直在較高水平下保持穩產或呈上升趨勢，生產3 a后因見氣影響產量下降，共6口井；二類井：受效中等，主要處于二類流動單元，初期單井日產油為1～3 t/d，產量保持穩定，共7口井；三類井：受效較差，主要處于三、四類流動單元，初期單井日產油小于1 t/d，共4口井。

4.1.3 油井見氣規律

油井CO2濃度和產氣量監測結果表明，裂縫和油層物性好的高滲條帶是CO2黏性指進的重要因素[10-11]，油井見氣類型可以分為裂縫型、基質高滲通道型和基質低滲區域型。

(1) 裂縫型見氣井優先見氣，其位于注氣井排方向，投產后迅速見氣，見氣后CO2含量和氣油比急劇上升，產油量大幅下降，僅Y96-C16井符合該特征，投產2個月CO2含量達到70%以上，氣油比最高達到794 m3/t，日產油量由2.8 t/d降至0.5 t/d，實施泡沫調剖后氣油比有所下降，后期采取自噴采油，2014年1月轉為注氣井。

(2) 基質高滲通道型見氣井稍晚見氣，其位于一類流動單元的高滲通道上，投產4～14個月后見氣，見氣后CO2含量逐漸升至70%～80%，之后趨于穩定，產油量有穩定或上升階段，CO2前緣突破到井口平均需9個月，氣油比小于200 m3/t，包括Y95-C16等6口井。

(3) 基質低滲區域型見氣井最后見氣，其見氣時間大于14個月，見氣后CO2含量上升緩慢，產油量無明顯變化，氣油比小于100 m3/t，包括Y97-C13等10口井。

4.1.4 原油物性變化規律

CO2對原油有較好的萃取作用，注氣后產出原油中的輕質組分含量增加，原油黏度下降。在投產初期和注入0.100倍烴類孔隙體積時，進行了高壓物性取樣分析。結果表明，采出端的地層原油中C3—C10輕質組分的含量由29.1%升至34.8%，黏度由3.6 mPa·s降至1.9 mPa·s，最小混相壓力由32.2 MPa降至28.6 MPa。井口采出原油中C18以下的組分含量投產初期為20.0%，注入0.075倍烴類孔隙體積時增加到62.0%，之后趨于穩定。

4.2 試驗區為近混相驅

測得注氣井油層中部平均流壓為38.0 MPa，平均地層壓力為34.7 MPa，均高于最小混相壓力，采油井的平均地層壓力為27.0 MPa，低于最小混相壓力，因此，在注入井周圍能形成混相，試驗區為近混相驅。由于CO2對原油的萃取作用，從注入端至采出端的原油最小混相壓力逐漸降低。注入端至采出端可分為混相、半混相和非混相3種驅替狀態，定義p1為測得的原始最小混相壓力(32.2 MPa)，p2為數值模擬計算的目前最小混相壓力(注入端為35.0 MPa，采出端為29.0 MPa)，地層壓力大于p1、p2的區域為混相區，地層壓力介于p1、p2之間的區域為半混相區，地層壓力小于p1、p2的區域為非混相區。圖1為數值模擬計算的地層壓力分布圖，圖中注氣井周圍圈內為混相區，Y101試驗區混相區域占1/4，半混相區域占1/8，非混相區域占5/8，混相半徑最遠可達169 m。

圖1 試驗區地層壓力分布 (圈內為混相區)

4.3 經濟效益分析

截至2015年12月底，試驗區累計投入費用2.60×108元，其中投資費用占36.3%，氣源費用占33.7%，其他成本費用占30.0%。累計生產原油7.13×104t，累計收入2.83×108元，累計投入產出比為1.00∶1.08。在油價3 400 元/t條件下，按目前投資及操作成本，開發15 a稅后內部收益率為3.49%，若不考慮氣源成本，稅后內部收益率可達11.42%。內部收益率為8.00%時，臨界氣源價格為159 元/t，目前氣源價格為379 元/t。氣源成本影響了試驗經濟效益，若能進一步降低氣源價格，同時國家給予減排補貼，CO2驅有望實現經濟開發。

5 結 論

(1) 在油藏工程方案設計上，采用矩形五點井網，可保持較高的地層壓力，注氣井采取超前注氣、周期注氣的方式，油井采取流壓控制、周期采油的方式，有利于實現近混相驅，并控制氣竄速度。

(2) 對于特低滲透扶楊油層，在注采井都不壓裂投產的情況下，通過超前注CO2能夠有效開發。CO2驅試驗區注入能力強，油層動用程度較高，油井產量水平高，采油速度高，地層壓力高，開發效果明顯好于同類水驅區塊。

(3) CO2驅存在層間差異，流體沿著高滲透條帶突進；儲層流動單元是影響油井受效程度的主要因素，流動單元好的區域受效程度較高；裂縫和高滲條帶是CO2黏性指進的重要因素，裂縫方向的油井優先見氣，高滲通道的油井稍晚見氣。

(4) 對于最小混相壓力較高的特低滲透油藏，在最小混相壓力高于原始地層壓力10 MPa的情況下，通過優化油藏工程方案設計與開發調整，能夠實現近混相驅，近混相驅存在混相、半混相及非混相3種驅替狀態。

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編輯 劉 巍

20160518；改回日期：20160922

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項 “大慶油田原油4000萬噸持續穩產關鍵技術研究——氣驅提高采收率技術” (2011E-1216)

程杰成(1962-)，男，教授級高級工程師，1983年畢業于黑龍江大學化學專業，2000年畢業于大連理工大學應用化學專業，獲博士學位，現從事油氣田開發工作。

汪艷勇(1986-)，男，工程師，2007年畢業于長江大學資源勘查工程專業，現從事油氣田開發工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.014

TE357.45

A

1006-6535(2016)06-0064-04