劉學(xué)利，鄭小杰，譚濤，竇蓮，謝爽

（中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011）

國內(nèi)外邊底水油藏儲(chǔ)量豐富，但大部分是碳酸鹽巖油藏，砂巖邊底水油藏占比不大，國內(nèi)儲(chǔ)量較大的邊底水油藏主要有8個(gè)，分別是曹妃甸明化鎮(zhèn)組和館陶組油藏、陸梁白堊系油藏、吐哈紅南白堊系油藏、冀東油田[1-3]、勝利樁西館陶組油藏、中原濮城沙一段油藏、塔河三疊系油藏及輪南三疊系油藏[4-5]。國外的底水砂巖油藏主要有兩個(gè)：伊朗AHWAZ油田和蘇丹1/2/4區(qū)油田[6-7]。

邊底水油藏根據(jù)水體能量強(qiáng)弱可以分為強(qiáng)底水油藏、常規(guī)底水油藏和弱底水油藏。大部分強(qiáng)邊底水油藏主要采用水平井方式開采，開發(fā)初期充分利用天然能量進(jìn)行衰竭開采，開采后期底水往往形成水錐，將剩余油分隔并孤立在井間，常規(guī)注水等手段難以動(dòng)用[8]。針對(duì)邊底水油藏后期水淹問題，采用的措施主要包括加密井、建立人工隔擋、打水泥塞、堵水等技術(shù)[7,9]，其中蘇丹1/2/4 區(qū)油田強(qiáng)底水砂巖油藏綜合治理就是一個(gè)典型實(shí)例。

調(diào)研發(fā)現(xiàn)，常規(guī)砂巖油藏實(shí)施CO2驅(qū)后都取得了較好的理論和實(shí)踐效果[10-11]，其中大部分是低滲透油藏[12-13]，而邊底水砂巖油藏注CO2實(shí)例較少，國內(nèi)外只有4個(gè)注CO2實(shí)例，兩個(gè)強(qiáng)底水砂巖油藏注氣實(shí)例分別是AHWAZ 油田和曹妃甸油田，兩個(gè)弱底水注CO2油藏分別是中原濮城沙一段油藏和勝利樁西邊底水油藏。其中，AHWAZ 油田是帶氣頂?shù)牡姿皫r油藏，1980年實(shí)施了注氣，累計(jì)注氣量1×108m3，累計(jì)增油量10.5×104m3，取得了比較好的效果；中國海洋石油集團(tuán)有限公司在海上強(qiáng)邊底水稠油油藏實(shí)施了注CO2吞吐開采技術(shù)[14]；中原油田在濮城沙一段下亞段水驅(qū)后油藏開展了CO2/水交替混相驅(qū)開發(fā)，階段換油率為0.33；勝利油田在樁西邊底水油藏進(jìn)行水平井CO2控水壓錐試驗(yàn)，取得了較好增油效果。

與國內(nèi)外類似注CO2油藏相比，塔河三疊系強(qiáng)底水砂巖油藏不但非均質(zhì)性強(qiáng)，而且水淹后治理難度大[15-16]，還具有高溫、高鹽的特點(diǎn)，高含水開發(fā)后期如何提高采收率是此類油藏高效開發(fā)亟須解決的開發(fā)難題[17-18]。注CO2能否混相、強(qiáng)底水油藏注CO2驅(qū)替規(guī)律以及CO2驅(qū)可行性都是制約強(qiáng)底水砂巖油藏CO2驅(qū)的關(guān)鍵。針對(duì)此類油藏特點(diǎn)，開展了CO2原油相態(tài)實(shí)驗(yàn)、混相壓力測(cè)試以及數(shù)值模擬機(jī)理研究，初步明確了高溫高鹽底水砂巖油藏CO2混相驅(qū)技術(shù)的可行性，為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)提供了理論依據(jù)，為該類油藏提高采收率指明了方向。

1 塔河底水砂巖油藏基本特征

三疊系底水砂巖油藏是塔河碎屑巖主力油藏，油藏埋深4 585～4 615 m，為辮狀河三角洲河道砂壩沉積，構(gòu)造幅度平緩，構(gòu)造傾角0.3°～1.3°，砂體厚度平均達(dá)150 m，水體厚度平均135 m，油層厚度平均15 m，隔夾層不發(fā)育，具有厚層底水和廣闊的邊水，屬于典型的斷背斜、底水砂巖油藏（圖1）。砂體平均孔隙度為21 %，平均滲透率為733×10-3μm2，屬中孔、中高滲儲(chǔ)層。三疊系原始地層壓力49.76 MPa，飽和壓力25.15 MPa，地飽壓差24.6 MPa，地層壓力系數(shù)1.08，地層溫度110.53 ℃。與國內(nèi)外砂巖油藏類型不同的是，其油藏能量比較充足，通過動(dòng)態(tài)法計(jì)算，每采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量的平均地層壓降為0.11，水油體積比在500倍以上，驅(qū)動(dòng)類型以天然剛性底水驅(qū)為主。

圖1 塔河油田三疊系底水油藏剖面Fig.1 Profile of Triassic reservoir with bottom water in Tahe Oilfield

2 開發(fā)效果及剩余油分布規(guī)律

塔河A區(qū)三疊系下油組油藏主體區(qū)2005年7月開始試油試采，2006年開始正式投入開發(fā)，在經(jīng)歷了低含水、中高含水階段后，目前進(jìn)入高含水開發(fā)階段，截至2019年12月，主體區(qū)共有油井9 口，日產(chǎn)液398 t，日產(chǎn)油28 t，綜合含水93 %，油藏采出程度30.5%，標(biāo)定采收率為38.8%。

該油藏天然能量充足，2018年5月地層靜壓49.04 MPa，壓力保持水平98.5%。區(qū)塊基本沒有無水采油期，在主體開發(fā)階段采用不規(guī)則井網(wǎng)、水平井技術(shù)及堵水措施，取得了較好的開發(fā)效果，油藏含水與采出程度關(guān)系曲線見圖2，但隨著開發(fā)的深入，大部分水平井出現(xiàn)了水淹，而多輪次堵水后期逐漸失效，堵水措施有效率逐年降低，油藏含水率不斷上升，開發(fā)效果開始變差，由于強(qiáng)底水作用，縱向上造成水平井上部第一韻律層動(dòng)用較差，第一韻律段采出程度僅6.7%（圖3），平面上井間位置剩余油被底水分隔（圖4），一旦底水縱向流場(chǎng)形成后，橫向驅(qū)替動(dòng)用井間剩余油幾乎不可能[19]。

圖2 塔河A區(qū)三疊系下油組油藏水驅(qū)曲線Fig.2 Waterflooding curve of Lower Triassic oil formation in area-A of Tahe Oilfield

圖3 塔河A區(qū)底水油藏不同韻律段剩余油分布Fig.3 Distribution of remaining oil in different rhythmic sections of bottom water reservoir in area-A of Tahe Oilfield

圖4 井間剩余油飽和度剖面Fig.4 Interwell remaining oil saturation profile

針對(duì)強(qiáng)底水油藏頂部剩余油難以動(dòng)用的難題，2014年3月選擇了典型井組開展了氮?dú)馀菽?qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[18]，注入泡沫液23 d，受效井取得了較好增油效果，但是很快發(fā)生了氣竄，導(dǎo)致后期氮?dú)馀菽?qū)技術(shù)沒有大規(guī)模推廣應(yīng)用，因此，本文探索CO2混相驅(qū)提高采收率技術(shù)。

3 塔河強(qiáng)底水油藏CO2驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究

3.1 CO2混相驅(qū)實(shí)驗(yàn)

利用通用的細(xì)管實(shí)驗(yàn)法確定塔河A區(qū)油藏原油與CO2氣體的最小混相壓力（MMP）。在溫度111 ℃、最高壓力70 MPa 條件下，采用混相壓力驅(qū)替實(shí)驗(yàn)儀進(jìn)行了5 次細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，獲得了實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，繪制了采出程度與壓力的關(guān)系（圖5），得出111 ℃下最小混相壓力約為29.6 MPa。

從圖5中可以看出，驅(qū)替效率隨驅(qū)替壓力的增加而增大。當(dāng)驅(qū)替壓力小于29.6 MPa時(shí)，采收率較低，為非混相或部分混相驅(qū)替過程；而當(dāng)驅(qū)替壓力大于29.6 MPa后，采收率很高（大于90%），這時(shí)已轉(zhuǎn)變?yōu)榛煜囹?qū)替，繼續(xù)增大驅(qū)替壓力，采收率只有很小的增加，曲線呈現(xiàn)平臺(tái)。塔河9區(qū)三疊系下油組油藏目前地層壓力為49 MPa，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于最小混相壓力29.6 MPa，據(jù)此判定該油藏注CO2能夠?qū)崿F(xiàn)混相驅(qū)替。

圖5 細(xì)管實(shí)驗(yàn)注入壓力與原油采收率關(guān)系Fig.5 Relation between injection pressure and oil recovery in slim-tube experiment

3.2 原油注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)

在獲取塔河A 區(qū)油藏溫壓條件下的原油樣品后，利用PVT 相態(tài)分析儀等設(shè)備，進(jìn)行了原油注CO2后PVT 相態(tài)實(shí)驗(yàn)，主要包括溶解氣油比、泡點(diǎn)壓力、體積系數(shù)、黏度、密度等參數(shù)的測(cè)試，研究注入CO2對(duì)原油性質(zhì)的影響。

針對(duì)A區(qū)注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)，利用配制樣品在地層條件充分平衡后，對(duì)流體進(jìn)行了4次注CO2，注CO2的量依次為地層原油體積的10%、15%、20%、25%；并分別對(duì)每次注CO2點(diǎn)進(jìn)行了P-V關(guān)系、單次脫氣、地層油黏度實(shí)驗(yàn)測(cè)試，結(jié)果表明CO2對(duì)塔河A區(qū)地層原油有很強(qiáng)的膨脹能力，有利于提高產(chǎn)能。

原油注CO2實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1：隨著CO2注入量的增大原油飽和壓力逐漸升高，注入CO2越多，飽和壓力越高；隨著溶解的CO2增多，原油體積膨脹系數(shù)越大，表明CO2對(duì)塔河A區(qū)地層原油能發(fā)揮很好的膨脹能力，當(dāng)CO2在原油中的濃度25%時(shí)，在地層壓力下達(dá)到飽和，地層原油體積膨脹了34%；隨著注入CO2比例的增大，CO2溶解量不斷增多，原油CO2溶解系數(shù)呈線性增加關(guān)系，說明塔河A區(qū)地層原油對(duì)CO2有很強(qiáng)的溶解能力。

表1 CO2不同注入量下飽和壓力、體積系數(shù)、溶解系數(shù)變化Table 1 Variation of saturation pressure,volume coefficient and solubility coefficient with different injection amounts of CO2

3.3 CO2在油水中的溶解分配實(shí)驗(yàn)

在注入CO2過程中，CO2與原油、油藏底水接觸后將形成油-氣-水三相體系，有部分的CO2將會(huì)溶解在底水中，因此將大大降低CO2驅(qū)替效率。為了考察CO2在油水中的溶解分配能力，開展了油藏條件下密閉容器中CO2在油、水相靜態(tài)擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)，了解CO2靜態(tài)擴(kuò)散特征。

實(shí)驗(yàn)所用水樣為地層水，實(shí)驗(yàn)所用CO2純度99.999%，油樣為油藏條件下配制地層油樣，開展不同含油飽和度下CO2溶解實(shí)驗(yàn)。隨著含油飽和度增加，油水中CO2溶解比逐漸增加，目前剩余油飽和度為0.3～0.5，對(duì)應(yīng)的波及范圍內(nèi)水中消耗CO2量約為19.7%～9.3%，這表明油藏條件下CO2更容易擴(kuò)散至油相，在油相的溶解擴(kuò)散能力為水相中的4倍以上（圖6）。

圖6 不同含油飽和度下CO2在油水中的溶解比曲線Fig.6 Soluble ratio curve of CO2 in oil with different oil saturation

4 CO2驅(qū)擴(kuò)大橫向波及模擬研究

根據(jù)塔河A 區(qū)塊底水砂巖油藏物性參數(shù)，建立了剖面機(jī)理數(shù)值模型。模型網(wǎng)格大小：X為10 m、Y為10 m、Z為1.5 m，總網(wǎng)格數(shù)62×8×14=6 944，地質(zhì)儲(chǔ)量5.2×104t，油層厚度15 m，孔隙度0.22，水平滲透率370×10-3μm2，垂向滲透率123×10-3μm2，水體倍數(shù)200倍油藏體積，油水界面3 673 m，初始?jí)毫?9.85 MPa。

根據(jù)油藏流體PVT 數(shù)據(jù)，將原油組分合并為8 個(gè)，即：CO2、N2、C1、C2—C6、C7—C10、C11-22、C23-31和C32+，并進(jìn)行了差異分離實(shí)驗(yàn)?zāi)M，模擬了油藏壓降過程中原油溶解氣油比、地層原油密度、黏度、體積系數(shù)及最小混相壓力等主要參數(shù)進(jìn)行了擬合。

在確定油藏靜態(tài)模型和PVT 模擬之后，油氣水相滲模型的確定對(duì)準(zhǔn)確模擬至關(guān)重要。為了能如實(shí)模擬CO2驅(qū)效果，根據(jù)油藏高溫高壓下原油注CO2相滲實(shí)驗(yàn)，建立了油氣相對(duì)滲透率模型，見圖7。與常壓相滲曲線對(duì)比，預(yù)飽和CO2導(dǎo)致原油體積膨脹、黏度降低，油相滲透率大幅提高；殘余油飽和度較低，兩相滲流區(qū)域?qū)?；高壓?qū)油效率達(dá)96%，常壓驅(qū)油效率僅40%。

圖7 原油注CO2油氣相對(duì)滲透率與常規(guī)相滲曲線對(duì)比Fig.7 Comparison between conventional oil-gas relative permeability curve and that of crude oil produced by CO2 flooding

機(jī)理模型中設(shè)置了1口直井和2口水平井，首先模擬底水水淹后含油飽和度分布（圖8a），隨著底水的均勻推進(jìn)，開發(fā)后期階段油藏剩余油主要分布在井間的高部位；然后模擬直井V1 注入CO2，H1 和H2兩口水平井作為采油井，模擬結(jié)果見圖8b。因塔河油田底水砂巖油藏地層壓力遠(yuǎn)大于混相壓力，注入CO2可實(shí)現(xiàn)井周快速混相驅(qū)動(dòng)，在注入井附近，注入的CO2先向下運(yùn)移，后向兩側(cè)擴(kuò)散（圖8c）。從驅(qū)替前緣剖面可以看出，CO2擴(kuò)大了橫向波及范圍，在注入后期階段，游離的CO2在油藏頂部形成一個(gè)穩(wěn)定分布帶，極大地提高了油藏采收率。

5 塔河強(qiáng)底水砂巖油藏CO2驅(qū)可行性模擬

利用前面建立的直井注水平井采的剖面機(jī)理數(shù)值模型，首先模擬底水驅(qū)開采，當(dāng)油井含水率達(dá)到90%以上時(shí)，模擬其他注入介質(zhì)，設(shè)計(jì)了四種注入不同介質(zhì)方案，包括注水、注氮?dú)?、注CO2+水交替驅(qū)、注CO2四種介質(zhì)。衰竭生產(chǎn)方案中定日產(chǎn)液量生產(chǎn)，日產(chǎn)液50 t/d，注水方案、氮?dú)怛?qū)方案、CO2+水驅(qū)方案、CO2驅(qū)方案中日注入地下體積均為50 m3/d，連續(xù)注入6 a，累計(jì)注入地下體積10.95×104m3，周期生產(chǎn)時(shí)間為15 a，模擬的結(jié)果見圖9。

圖8 CO2注入前后含油飽和度和CO2飽和度對(duì)比Fig.8 Comparison of oil saturation and CO2 saturation before and after CO2 injection

圖9 底水砂巖剖面模型不同注入介質(zhì)驅(qū)替曲線對(duì)比Fig.9 Comparison between displacement curves of bottom water sandstone profile models injected with different materials

從圖9中可以看出：注水方案和衰竭生產(chǎn)基本重合，認(rèn)為在大底水油藏條件下，注水基本無效。氮?dú)怛?qū)雖然見效較快，但效果一般，比衰竭生產(chǎn)方案增油1.2×104t，采收率提高了2.8%。CO2+水驅(qū)方案比衰竭生產(chǎn)方案增油3.8×104t，采收率提高了8.9%。CO2混相驅(qū)效果最好，累計(jì)增油5.3×104t，比衰竭生產(chǎn)方案采收率提高了12.5%。模擬結(jié)果表明了CO2驅(qū)是塔河強(qiáng)底水砂巖油藏提高采收率的有效方法，具有一定的可行性。

6 結(jié)論

針對(duì)高溫高鹽強(qiáng)底水砂巖油藏提高采收率難題，通過開展注氣室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和驅(qū)替機(jī)理數(shù)值模擬，得出如下三點(diǎn)結(jié)論，為CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)提供了理論依據(jù)：

1）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，塔河油田三疊系底水砂巖油藏注CO2可以實(shí)現(xiàn)混相驅(qū)，注入CO2后地層原油體積膨脹了34%。

2）數(shù)值模擬研究表明，注入的CO2首先進(jìn)入底水中，然后向兩側(cè)均勻驅(qū)替，CO2驅(qū)能起到擴(kuò)大橫向波及作用，動(dòng)用井間高部位剩余油。

3）井組模擬對(duì)比表明，與其他幾種注入介質(zhì)相比，注CO2能夠大幅提高強(qiáng)底水砂巖油藏的采收率。