低滲透油藏CO2混相驅注采耦合波及特征及氣竄階段定量劃分方法

崔傳智，蘇鑫坤，姚同玉，張傳寶，吳忠維，鄭文寬，張營華，李弘博

(1.非常規油氣開發教育部重點實驗室，山東 青島 266580；2.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

為有效應對“碳達峰、碳中和”挑戰，CO2驅油越來越受到石油行業的關注。目前，CO2混相驅已成為低滲透油藏開發的重要手段[1-4]，但在開發過程中，由于CO2黏度、密度與原油差異大，存在嚴重的氣竄現象。為解決該問題，部分學者提出將水驅油藏的注采耦合技術應用于CO2混相驅油藏[9-11]，從而擴大氣驅波及范圍、延緩氣竄時間。注采耦合技術是將常規的持續注采分為只注不采、只采不注2個階段，只注不采階段通過注入井注入、采油井停采使油層迅速增壓；只采不注階段通過注入井停注、采油井采油使油層放壓釋能，2個階段往復進行使滲流場不斷改變，將難以動用的剩余油攜帶到生產井井底，提高注入介質波及效率和油藏采收率。但CO2混相驅氣竄階段劃分標準及注采耦合波及特征尚不清晰。目前，CO2氣竄時機識別常用方法主要包括傳統分析方法[12]、經驗公式法[13-14]和室內實驗方法[15-19]，但分別存在氣竄初始階段不易識別、準確性依靠現場經驗、無法定量劃分氣竄階段等問題，CO2混相驅注采耦合波及特征研究也鮮有報道。因此，運用數值模擬方法，分析CO2驅注采耦合波及特征，認識注采耦合提高采收率機理，明確氣竄程度表征指標和劃分標準，以期為CO2混相驅提高采收率提供理論指導。

1 CO2驅注采耦合波及特征分析

利用數值建模軟件建立五點法井網CO2混相驅數值模型，模型滲透率為6.00 mD，孔隙度為0.14，原油黏度為2 mPa·s，地層壓力為35 MPa，最小混相壓力為28.7 MPa，網格數量為41×41×1，網格步長均為10 m，注采井井距為262 m；連續注氣方式的注氣速度為5 000 m3/d，單井產液量為15 m3/d；注采耦合方式的注氣速度為10 000 m3/d，注入與生產時間均為30 d。運用上述方法建立的模型，模擬分析CO2連續注采與注采耦合開發的波及特征。

圖1為不同注采方式、相同生產時間(生產時間為第8年1月至2月)的原油流速分布圖(圖中藍色箭頭的方向與大小分別代表原油流動方向與流速，下同)。由圖1可知：連續注采方式下，原油流動方向與流速固定，角禺處原油流速小，難以被驅動。注采耦合方式下，注入CO2(生產井關閉)時，注入氣以注入井為中心將原油向四周驅替，地層壓力升高；生產井生產(注入井關閉)時，在彈性能量作用下四周的原油向生產井流動。注采耦合技術通過周期性生產，可改變流體流動方向，動用儲層角禺處原油，擴大波及系數，提高原油采收率。

圖1 不同注采方式、相同生產時間的原油流速水平剖面含油飽和度分布

圖2為不同注采方式、相同生產時間(生產時間為第2年5月至6月)的注采井間原油流速垂向剖面分布圖。由圖2可知：連續注采方式下，原油流動方向與流速相對固定；注采耦合開發時，CO2注入階段，遠離生產井的原油流速大，驅替原油向生產井附近聚集；生產階段，原油流動方向發生改變，近生產井的原油流速大，生產井附近聚集的原油流向生產井；與連續注采相比，注采耦合能夠提高CO2驅的波及系數，促進原油向生產井流動，提高CO2混相驅油開發效果。

圖2 不同注采方式、相同生產時間的原油流速垂向剖面含油飽和度分布

2 CO2混相驅注采耦合氣竄階段定量劃分方法

2.1 基于常規分析方法的CO2混相驅注采耦合氣竄階段劃分

根據氣油比和采出程度的波動特征，常規CO2氣竄劃分為4個階段[20-21]，即無氣采油階段、初步見氣階段、氣竄形成階段和完全氣竄階段：①無氣采油階段生產井出口端單相原油以段塞的形式產出；②當混相帶到達出口端，此時生產井開始有溶解氣產出，CO2驅進入見氣階段，此時氣體為分散相，原油為連續相，見氣階段氣驅的采出程度會明顯增大，地層原油被大量采出；③當生產井開始大量產氣時，CO2驅進入氣竄階段，此時大量氣體攜帶少量原油產出，采出程度仍會緩慢上升；④隨著CO2的繼續注入，原油基本不再產出，此時采出程度基本不變。圖3為數值模擬CO2混相驅開發20 a的采出程度和氣油比曲線。由圖3可知，五點法井網注采耦合不同階段對應的生產時間：無氣采油階段為0～820 d；初步見氣階段為820～1 703 d；氣竄形成階段為1 703～4 714 d；完全氣竄階段為大于4 714 d。

圖3 五點法井網注采耦合氣竄階段常規劃分

2.2 CO2混相驅注采耦合氣竄階段劃分新方法

Yang等[22]、Liu等[23]通過室內巖心驅替實驗，采用核磁共振手段表征了CO2混相驅巖心的CO2體積分數分布狀況，提出可動體積內含氣飽和度0.05處為CO2驅油混相帶前緣，含氣飽和度0.95處為CO2驅氣體前緣。雖然該方法可一定程度上定量表征氣竄時機，但受儲層尺度影響，礦場CO2混相驅可動氣體飽和度難以達到0.95，適用性較差。同時，礦場可動氣體飽和度難以獲取，運用不便。因此，提出CO2混相驅氣竄階段劃分新方法。新方法包括氣竄指數及氣竄階段劃分標準，氣竄指數為地下累計產氣量占地下累計產液量的百分比，階段劃分標準為：①氣竄指數小于5%時為無氣采油階段；②氣竄指數5%～95%為氣竄發育階段；③氣竄指數95%時為完全氣竄階段。其中，氣竄指數5%、95%界限是基于文獻[22]、[23]研究成果提出的。CO2混相驅氣竄階段劃分新方法具有一定普適性，可用于連續氣驅、注采耦合等氣驅時氣體突破識別與氣竄階段劃分。

氣竄指數計算公式：

(1)

式中：K為氣竄指數；Vgr為地下累計產氣量，m3；Vlr為地下累計產液量，m3。

地表產量轉化為地下產量公式：

Vgr=BgVsg

(2)

Vlr=BlVsl

(3)

式中：Bg為儲層條件下氣體體積系數；Vsg為地面累計產氣量，m3；Bl為儲層條件下產液量體積系數；Vsl為地面累計產液量，m3。

以正理莊油田高89塊為例，油藏埋深為3 000 m，孔隙度為9%～17%，滲透率為0.15～14.80 mD，地層原油黏度為1.59 mPa·s。結合室內實驗獲得PVT數據，利用式(2)、(3)，將生產井地表產氣量、產液量轉化為地下產氣量、產液量，應用定量劃分氣竄時機新方法，繪制高89塊氣竄指數曲線(圖4)。由圖4可知，無氣采油階段為生產0～373 d，氣竄發育階段為生產374～492 d，完全氣竄階段為生產493 d后。根據油井礦場監測數據顯示，高89塊油藏開發12個月后開始見氣，16個月后進入完全氣竄階段(圖4)，礦場實際情況與定量劃分氣竄時機新方法計算結果吻合，認為定量劃分氣竄時機新方法可為礦場生產提供一個較為準確的氣竄階段識別依據。

圖4 高89塊油井氣竄階段新識別方法劃分圖版

2.3 影響因素分析

運用前述模型模擬結果，結合氣竄階段劃分新方法，對比不同井網類型、不同儲層物性(滲透率、孔隙度)等條件下的氣竄階段識別結果(表1)。由表1可知：五點法井網下，儲層孔隙度越大，注采耦合無氣采油階段越長，氣竄發育階段推遲；隨著儲層孔隙度的增加，注入氣前緣移動更慢，波及面積減小；生產井離注氣井越近，氣體突破時間越早，反九點法井網、排狀井網、五點法井網進入完全氣竄時間分別為3 148、4 120、5 610 d。因此，在運用CO2混相驅注采耦合技術開發油藏時，應選用五點法井網，以緩解氣體過早突破。

表1 不同井網注采耦合氣竄階段劃分界限

3 結 論

(1) 與CO2連續氣驅相比，注采耦合開發通過增壓儲能、放壓釋能過程往復進行，地下滲流場不斷變化，從而進一步擴大氣驅波及面積、延遲氣竄時間、提高油藏最終采出程度。

(2) 以氣竄指數為標準，提出了定量劃分CO2驅氣竄階段的新方法；將新方法應用于正理莊油田高89塊，礦場監測數據與新方法計算的氣竄階段劃分結果吻合，說明新方法可作為礦場氣竄階段識別的依據。

(3) 五點法井網下，儲層孔隙度越大，注采耦合開發無氣采油階段變長，氣竄發育階段推遲；隨著儲層孔隙度的增加，注入氣前緣移動更慢，波及面積減小。生產井離注氣井越近，氣體突破時間越早，反九點法井網、排狀井網、五點法井網進入完全氣竄時間分別為3 148、4 120、5 610 d。