高凝油油藏水驅后CO2驅注入參數優化及潛力評價

喻 鵬，楊付林，劉 遙，楊興業

(1北部灣大學石油與化工學院 2中石油青海油田分公司采油五廠 3中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院)

高凝油在我國遼河、大港等地皆有相當的儲量分布，特殊的油品及復雜的地質條件常會給該類原油的常規驅替過程帶來一定阻力，甚至演變為開發瓶頸。基于該項背景，CO2-EOR(CO2-Enhanced Oil Recovery)這類提高采收率的低碳型技術也越來越受到重視[1-4]，前期對于CO2驅續驅參數優化的研究多集中于低滲油藏，莊永濤等結合三肇凹陷某斷塊-巖性油藏流體物性及地質特點，進行注氣方式、井網井距及流壓參數的優化設計，使得注入難的問題得以解決，恢復采油程度達60%。付美龍等為了增加中高含水期區塊的開采效果，模擬了茨34塊水驅環境下稠油轉注CO2續驅規律，針對油井排液及氣水比等參數進行了優化，設計最佳驅替方案。但目前關于高凝油油藏水驅后轉CO2驅續驅技術的研究較少。本文以大民屯凹陷高凝油典型區靜67-59塊為研究對象，將多指標正交試驗設計同仿真模擬技術手段相結合，優化區塊水驅后CO2續驅注采參數，評價EOR潛力。

一、地質概況

原油類型主要為高凝油，地層原油黏度11.27 mPa·s，析蠟溫度56.47℃，凝固點達44.53℃～48.29℃，原油密度范圍0.85～0.87 g/cm3，含蠟范圍31.28%～45.57%，這種特殊的油品使其在常規水驅開發中溫敏效應突顯。試驗區至今仍延用冷水驅替方式，油藏綜合含水93.32%，采出程度僅23.58%，注水開發矛盾突出。區塊地層壓力20.36 MPa，原始飽和壓力7.85 MPa。

二、水驅后CO2驅注入參數優化

根據現有細管實驗測試結果，確定地層油最小混相壓力34.17 MPa，綜合考慮試驗區實際地質情況擬進行非混相驅替模擬，通過模塊化數據格式的匹配完成了CO2驅替概念地質模型構型，基本計算參數如表1。模型網格步長25 m×25 m，總網格規模：32×27×35=30 240。

結合高凝油典型區試驗斷塊現有資料，確定數值仿真計算進程中的原油擬組分，劈分結果見表2。

表1 仿真計算基本參數

表2 原油組分劈分示意表

1. 正交試驗方案設計

CO2-WAG可有效削弱氣體指進，重新分配油水流度。氣體入注速度、周期及段塞比等參數皆是交替驅進程中的敏感參數，不當的段塞比及高頻次的周期往往易加大礦場施工工藝難度，而合理的氣體入注速度可提高掃油效果，過高的注速則可能導致流度比失衡，注氣壓力的升高同時還可能造成目的層破裂等情況干擾驅油進程。根據試驗區靜67-59塊實際情況，優選注氣時間、注氣周期、注氣速度、水氣交替段塞比及關井氣油比為主要研究因素，并將優選的5個因素按照正交試驗方案進行正交設計，各指標對應3水平。多因素分配過程選用了L18(37)正交表[7]，空置兩列給出排列方案，進而對各方案進行模擬并輸出評價指標(表3)。

表3 CO2-WAG驅續驅參數方案設計及模擬計算結果

2. 續驅方案多指標綜合優選

實踐經驗表明，計算指標的最優正交方案之間可能存在矛盾，因此在進行綜合結果分析的同時應該兼顧多項指標，發揮各個指標的優勢并尋找到最佳優化方案。選用考慮指標權重的綜合評分法對此次的計算結果進行分析評價，公式如下[8]：

(1)

式中：ωi—第i個指標加權系數；si—第i個指標對應參考標準值，參考標準見表4。

Meshal Algharaib[9]等在設計中東地區目的儲層EOR的同時兼顧了碳封存效果，詮釋在增產的同時還需適量考量碳的滯留量。為發揮各項指標優勢，去除單角度干擾，探索設計此次參與計算的加權系數，其取值借鑒已施行封注評價試驗的油藏(如吐哈油田牛圈湖典型區塊)經驗，擬通過后期現場應用效果檢驗其合理性：采出程度加權系數0.4，換油率加權系數0.4，CO2滯留率及地層壓力加權系數分別為0.12和0.08，結合正交試驗設計方案模擬結果，參考綜合評分標準對試驗區進行各指標綜合評分。進行極差分析得出區塊各因素對綜合指標的影響秩序是：E>C>D>B>A，可以看出，關井氣油比、注氣速度及水氣交替段塞比這三個因素對工區續驅進程影響較大(表5)。同時通過綜合計算得出靜67-59塊水驅后轉CO2水氣交替驅最佳注氣參數組合(A2B3C1D3E2)：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3。

表4 非混相驅替指標綜合評分參考標準

表5 CO2-WAG非混相驅替指標綜合評分結果

完成CO2-WAG續驅參數優化后，同樣選用正交試驗設計法對靜67-59塊連續注CO2驅續驅設計模擬方案。選用L9(34)正交表，以注氣時間、注氣速度及關井氣油比作為主要因素，設計三水平。依據綜合評分結果，得到試驗區連續注CO2驅續驅最優方案：注氣年限20 a，注氣速度1×104m3/d，關井氣油比2 000 m3/m3。

三、EOR潛力評價對比

結合續驅參數優化結果，以水轉氣續驅EOR為原則，在維持原有注采制度續驅方案基礎上增設兩組注CO2續驅方案，對不同方案提高試驗區采收率潛力進行評價對比[10]。

方案1：水驅續驅。設計采油井定產，注水井維持原制度，注水時間20 a。

方案2：水氣交替驅續驅。設計注CO2速度1.5×104m3/d，CO2總體注入量43.81×104t，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，注氣周期8 mon，注氣時間20 a，采油井定壓，保持生產進程流壓在飽和壓力之上。

方案3：連續注CO2驅續驅。設計注CO2速度1×104m3/d，CO2總體注入量87.08×104t，氣油比2 000 m3/m3，注氣時間20 a，采油井定壓，保持生產進程流壓在飽和壓力之上。

表6 不同續驅方式預測指標對比

圖1 不同續驅方案預測結果對比

針對以上3種驅替方案進行模擬預測，預測結果見表6。連續注CO2驅續驅及水氣交替驅續驅兩種續驅方案下的采出程度均較高，續驅開發過程中對地層壓力的保持較水驅續驅也更為穩定(圖1a)，但連續注CO2驅續驅的換油率卻遠低于水氣交替驅續驅，主要原因在于前者的高氣油比使其在相近采出程度下累積注氣量更高，從而導致了CO2利用率的下降(圖1b)。氣油比的攀升導致部分采油井關井，增產速度變緩，為更高效地驅除殘油，可對區塊進行二次水驅續驅開發，重新打開氣體占據孔道，以達到通油增產的目的。

四、結論

(1)采用正交排列法進行CO2-WAG驅替參數方案設計，結合數值模型輸出采出程度、CO2滯留率等指標，通過計算綜合評分的極差貢獻，發現影響研究區水氣交替驅續驅的主要影響因素為關井氣油比、注氣速度及段塞比。

(2)設計不同驅替模擬方案對比水驅續驅，水氣交替驅續驅和連續注CO2驅續驅開發效果，結果表明，CO2驅在試驗區塊高含水后有著較大的驅油潛力，連續注CO2驅續驅及水氣交替驅續驅采出程度高且對研究區地層壓力的保持效果較好，但高油氣比及累計注氣量導致前者換油率偏低。

(3)結合試驗區不同續驅方案EOR潛力評價結果，找到最佳CO2-WAG驅替方案，擬利用參數設計在現場的應用效果印證方案的合理性：注氣年限20 a，注氣周期8 mon，注氣速度1.5×104m3/d，段塞比2 ∶1，氣油比1 500 m3/m3，為更高效地驅除殘油，建議在20 a后可對區塊進行水驅續驅再開發，以期打開氣體占據孔道，為原油提供新的流動路徑提高采收率。