田鴻照

(長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦 124010)

如何提高采油速度和采收率是低滲透油田開發(fā)所面臨的難題。低滲透油藏注水易因注入困難造成注水井或油井的損壞，且油井見水后含水率上升，導致產油量急劇遞減；連續(xù)注氣又易發(fā)生氣竄，進而影響開發(fā)效果[1-3]。水氣交替驅(WAG)是水驅和氣驅兩種提高采收率技術綜合而成，其特點是：水段塞的存在可減弱氣體指進現象，控制氣竄并延長氣體突破的時間，增加了宏觀波及效率；水氣交替注入使油藏中液體飽和度循環(huán)改變而引發(fā)三相流動和相對滲透率的變化，降低了殘余油飽和度，提高了微觀驅油效率[4-9]。

L油田注CO2試驗區(qū)油藏埋深為1 300～1 600 m，儲層以細砂巖為主，原油性質為稀油，平均滲透率為10.5 mD，平均孔隙度為12.1%，平均原始含油飽和度為51%，屬低滲透率、低孔隙度、低原始含油飽和度的“三低”油藏。該區(qū)注水開發(fā)10年來，存在采油速度低(0.5%)、采出程度低(11%)、地層壓力保持水平低(68%)等“三低”問題。由于低滲透油藏實施CO2驅的開發(fā)效果受滲流機理、注入參數、注入方式等因素的影響較大，探索和發(fā)展與試驗區(qū)相適應的注CO2驅油提高剩余油采收率的機理，對該區(qū)塊進一步開展水氣交替注入現場試驗，改善油田開發(fā)效果、提高油田采收率，具有重要的理論指導意義。

1 注CO2驅油的有利條件

影響CO2驅油效率的因素[10-11]主要有油藏壓力、溫度、埋深、剩余油飽和度、滲透率、地層傾角，原油黏度、密度，以及注采井網等。通過表1中油藏參數的對比，發(fā)現試驗區(qū)油藏的地質、流體及井網類型基本適合CO2驅。其中，原油黏度為6.5 mPa·s，較小的黏度可以達到很好的流度比，適合注氣驅油；儲層層間滲透率突進系數為1.9、變異系數為0.4，較為均質；取芯井資料統(tǒng)計裂縫的平均線密度為0.2條/m，以微裂縫為主，裂縫開啟程度較??；工區(qū)內沒有氣頂和夾層氣，邊水和底水也不活躍，地層能量由注水井補充。這些油藏特點是試驗區(qū)開展CO2驅的有利條件。

2 室內CO2驅替實驗研究

2.1 油藏流體相態(tài)擬合

注氣過程中油藏流體相態(tài)特征的擬合以及長巖心驅替效率模擬分析，是評價油藏注氣驅替機理的基礎。選用Eclipse數值模擬軟件的PVTi相態(tài)分析模塊對原油高壓物性PVT實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、實驗室數據回歸擬合等，最后得到能反應地層流體實際性質變化的PVT參數場。首先，按組分性質相近的原則將研究區(qū)的地層原油組分歸并為8個擬組分，結果見表2；其次，根據單次脫氣實驗和地層原油等組成膨脹實驗數據，完成相應的擬合調整及相對誤差情況，從表3中的數據可以看出，各項PVT參數擬合程度良好，已達到了注氣過程數值模擬計算的要求。

表1 油藏地質及開發(fā)參數適應性評價Table 1 Adaptability evaluation of reservoir geology and development parameters

表2 地層流體擬組分劃分Table 2 Pseudo-component division of formation fluids

其中，地層原油等組成的膨脹實驗反映了原油和逸出的溶解氣總的膨脹能力。由圖1可以看出，當地層壓力低于飽和壓力后，地層油的彈性膨脹能力變弱，需以注水或注氣的方式補充地層能量，以保持油藏的正常開采。

表3 單次閃蒸實驗擬合數據Table 3 Matching data of single flash separation experiment

圖1 地層原油等組成的膨脹實驗擬合曲線Fig.1 CCE matching results of formation crude oil

2.2 長巖心驅替實驗

在地層溫度及飽和壓力下進行地面油氣樣品的室內物理配樣：實驗用油為區(qū)塊脫氣脫水原油與煤油配置的模擬油，65 ℃下黏度為6.2 mPa·s；實驗用水為區(qū)塊地層水，總礦化度為7 520 mg/L；長巖心組總長度為86.2 cm，平均滲透率為9.2 mD，平均孔隙度為14.1%，巖心直徑為2.54 cm，模擬參數見表4。模擬結果表明，氣體突破時的驅油效率為31.8%，當CO2累計注入量達到1.3 PV(PV：孔隙體積倍數)時，驅油效率達到50%；繼續(xù)注入CO2，驅油效率不再顯著增加，當CO2累計注入量達到3.7 PV時，驅油效率僅增加到57.8%?？梢?，試驗區(qū)注CO2驅提高采收率的主要階段是在CO2突破之前[12-13]。因此，采用控制氣竄、改善驅替前緣的水氣交替驅是合理可行的驅替方式。

表4 注CO2驅油效率實驗數據Table 4 Experimental data of oil displacement efficiency of CO2 flooding

圖2 不同注入孔隙體積倍數的驅油效率Fig.2 Displacement efficiency of different PV

2.3 最小混相壓力測試

本文應用細管實驗法測定CO2驅替的最小混相壓力。該方法是最常用、最可靠的實驗方法[14-17]。具體方法為：保持油藏溫度不變，分別在不同壓力下進行CO2驅替試驗，并用不同驅替壓力下的采收率對驅替壓力作圖，由圖中采出程度小于和大于90%的兩條直線的交點即可確定最小混相壓力(MMP)。該壓力實際上應稱為似混相壓力(也稱工程混相壓力)。根據圖3所示，模擬得出研究區(qū)地層條件下地層原油注CO2的最小混相壓力為24.3 MPa，遠高于原始地層壓力，說明試驗區(qū)注CO2的驅油機理應為多次接觸非混相驅和近混相驅，主要以地層油增溶、體積膨脹、降黏、降低界面張力、降低滲流阻力、改善流度比等驅替機理來提高驅油效率。

圖3 最小混相壓力擬合結果Fig.3 Matching results of minimum miscible pressure

3 試驗區(qū)注CO2方案優(yōu)化

試驗區(qū)共有4口注水井、21口油井，采用300 m×300 m正方形反九點井網開發(fā)，在應用Eclipse數模軟件完成生產歷史擬合的基礎上，開展注入參數優(yōu)選和開發(fā)方式對比研究[18-21]。

3.1 CO2水氣交替驅注入參數優(yōu)選

影響注氣驅替效果的因素是多方面的：氣體注入量、段塞大小、水氣比、Kv/Kh(縱向與平面滲透率比值)、殘余油飽和度、注入速度、儲層潤濕性等因素都會不同程度地影響驅替效果。根據不同的任務要求，模擬預測計算的重點也有所不同。本次重點分析水氣比、段塞大小、非混相作用對剖面注氣效果的影響，設計12種模擬對比方案，方案中保持試驗區(qū)原注采井網和注采方式。模擬對比方案設計與描述見表5。采油井生產動態(tài)控制的約束條件定為：含水率大于95%時關井，氣油比大于5 000(m3/ m3)時關井。

圖4 試驗區(qū)研究范圍Fig.4 Study scope of the test block

在相同的水段塞尺寸(15%HCPV，HCPV：油藏中烴類所占據的孔隙體積)下分別模擬4種水氣比的開發(fā)效果，當水氣比為1∶1時的累計產油量較高、開發(fā)效果較好，為最佳水氣比。在水氣比1∶1的基礎上，開展CO2水氣交替段塞尺寸大小對開發(fā)效果影響的敏感性模擬計算研究，所選氣體段塞的尺寸分別為7.5%、15%和30% HCPV，當水段塞為15% HCPV時累計產油量較高。在最佳水氣比和最佳段塞的基礎上，計算日注氣速度分別為20 000 m3/d、32 000 m3/d、40 000 m3/d和60 000 m3/d等4種水氣交替方案下的累計產油量，當注入速度為40 000 m3/d(10 000 m3/(d·井))時，累計產油量和換油量是最高的。

表5 CO2水氣交替注入參數模擬結果對比表Table 5 Comparison of simulation results of CO2 WAG flooding

3.2 注水、注氣和水氣交替驅開發(fā)方式對比研究

在水氣比、段塞尺寸和注氣速度等工藝參數優(yōu)化的基礎上，應用歷史擬合后的數值模型，進一步針對繼續(xù)注水、轉注氣和轉水氣交替等3種開發(fā)方式進行開發(fā)指標和動態(tài)預測模擬研究(表6，圖5、圖6)。結果表明，單獨注氣的采收率相對于單獨注水增加4.3個百分點，而且氣體突破前的日產油量是單獨注水的3倍，此時的采出程度與單獨注水的采收率相當；相對于水氣交替的開發(fā)效果，單獨注氣初期的增油效果略好，但累產油量差別不大；氣體突破后，單獨注氣的后期效果低于水氣交替的開發(fā)方式；從最終采收率來看，水氣交替的開發(fā)方式是最好的，比單獨注水和單獨注氣分別高7.3和3.0個百分點。因此，CO2水氣交替驅是該油田提高采收率的更有效措施。

表6 單獨注水、單獨注氣和水氣交替驅開發(fā)效果對比表Table 6 Comparison of development results of water injection, gas injection and WAG flooding

圖5 不同開發(fā)方式日產油量對比Fig.5 Daily oil production comparison of different development mode

圖6 不同開發(fā)方式累計產油量對比Fig.6 Cumulative oil production comparison of different development mode

4 結論

(1)通過對試驗區(qū)的原油性質、儲層物性、井網方式等參數進行評價，該區(qū)適合采用注CO2開發(fā)，CO2驅是補充地層能量、提高單井產量和采收率的有效方法。

(2)試驗區(qū)注CO2最小混相壓力高于原始地層壓力，其驅油機理應為多次接觸非混相驅和近混相驅，并在注入氣突破前獲得的采出程度較高，因此該區(qū)采用控制氣竄、改善驅替前緣的水氣交替驅是合理可行的。

(3)水氣交替驅最佳注入參數：水氣比為1∶1，段塞尺寸為15%HCPV，注入速度為10 000 m3/(d·井)；應用最佳參數模擬計算的水氣交替驅的采收率為36.48%，高于單一注氣和單一注水的開發(fā)方式。油田采用CO2水氣交替驅改善開發(fā)效果、提高采收率具有可行性。