戰(zhàn) 菲,宋考平,尚文濤,楊二龍,劉 麗

(1.大慶石油學(xué)院,黑龍江 大慶 163318;2.中油大慶油田開發(fā)有限責(zé)任公司,黑龍江 大慶 151100)

低滲透油藏單井 CO2吞吐參數(shù)優(yōu)選研究

戰(zhàn) 菲1,宋考平1,尚文濤2,楊二龍1,劉 麗1

(1.大慶石油學(xué)院,黑龍江 大慶 163318;2.中油大慶油田開發(fā)有限責(zé)任公司,黑龍江 大慶 151100)

通過選井選層研究結(jié)果,建立低滲透油藏目的區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)模型。運(yùn)用 ECL IPSE中 PVTi和 E300模塊相結(jié)合的方法,建立三維三相組分?jǐn)?shù)值模擬模型,模擬水驅(qū)后 CO2吞吐過程,以增油量和換油率為依據(jù)評價(jià)吞吐效果。研究表明：CO2注入量、注入速度以及悶井時(shí)間均為影響單井 CO2吞吐效果的重要因素。通過模擬計(jì)算確定 CO2注入量、注入速度以及悶井時(shí)間的最優(yōu)值。該研究工作可為同類低滲透油藏實(shí)施 CO2吞吐工藝提供有益的借鑒。

低滲透油藏;CO2吞吐;數(shù)值模擬;換油率;增油量;樹 16區(qū)塊

引 言

榆樹林油田地層能量低,邊底水不活躍,隨著對物性好的層中原油的大量采出,可采儲量越來越少。由于地質(zhì)條件差,后期注水困難,一次采收率低,仍有大量的單井控制儲量以及難動用儲量得不到廣泛應(yīng)用。CO2吞吐是一種提高低滲透油田采收率的有效方法[1]。其機(jī)理主要有降低原油黏度、使原油體積膨脹、萃取、溶解氣驅(qū)以及酸化解堵等,每一種機(jī)理的作用效果與油藏特征、流體性質(zhì)和注采條件等有關(guān)[2-3]。CO2吞吐類似于蒸汽吞吐,其過程一般是非混相驅(qū)[4-10]。榆樹林油田屬于帶有微裂縫發(fā)育的低滲透油藏,平均孔隙度為10%～12%,平均滲透率為 0.94×10-3μm2,地層條件下 (67.0℃,12.7 MPa)原油密度為0.807 g/cm3,黏度為 8.1 mPa·s。

1 地質(zhì)模型的建立

收集整理樹 16區(qū)塊油井靜態(tài)資料,用 Petrel軟件進(jìn)行插值計(jì)算,建立數(shù)值模擬精細(xì)地質(zhì)模型,網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)劃分為 15 900個(gè)。

根據(jù)精細(xì)地質(zhì)多年研究成果,充分考慮地層平面非均質(zhì)性,將網(wǎng)格屬性 (孔隙度、滲透率、凈毛比)進(jìn)行相控插值,得到的結(jié)果能夠真實(shí)反映地層的變化趨勢。充分考慮層間矛盾,選定區(qū)塊縱向上劃為 10個(gè)模擬層,其中主力層為 Y14、Y15、Y22、Y25。

2 油藏流體相態(tài)擬合

應(yīng)用相態(tài)模擬分析軟件對榆樹林油田原油PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合計(jì)算,主要包括地層流體重餾分的特征化、組分歸并、飽和壓力計(jì)算、單次閃蒸實(shí)驗(yàn)擬合、注氣膨脹實(shí)驗(yàn)、相圖計(jì)算等,得到能反映地層流體實(shí)際性質(zhì)變化的 PVT參數(shù)場,應(yīng)用于組分模型計(jì)算中。

為便于數(shù)值模擬計(jì)算,按組分性質(zhì)相近的原則,將榆樹林油田地層原油組分歸并為 10個(gè)擬組分 ,即 CO2、N2、C1、C2-C4、C5-C6、C7-C8、C9-C11、C12-C16、C17-C21、C22+。通過對榆樹林油田原始油藏流體及注氣膨脹等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合,得到能反映實(shí)際地層流體相態(tài)的特征參數(shù)(表 1)。

3 CO2吞吐參數(shù)優(yōu)選

影響單井 CO2吞吐效果的因素眾多,包括儲層流體特性,油藏特性、儲層巖石特性以及注采工藝與注采參數(shù)等?；谟筒?、原油和儲層巖石的特性對 CO2吞吐效果影響程度的不同,建立 CO2單井吞吐評價(jià)指標(biāo)體系,優(yōu)選出合理井位層位后,研究 CO2注入量、注入速度、悶井時(shí)間等關(guān)鍵參數(shù)對 CO2吞吐效果的影響,從而確定最佳值。

表 1 榆樹林油田油藏流體擬組分特征參數(shù)

模型中,樹 16區(qū)塊水驅(qū)截至 2009年 9月,水驅(qū)結(jié)束后地層壓力由原始地層壓力 22.63 MPa降至 19.7 MPa。在水驅(qū)階段擬合較好的基礎(chǔ)上,對樹 11Y67-611井實(shí)施 CO2吞吐措施,建立 CO2吞吐組分模型,模擬不同注入量、不同注入速度、不同悶井時(shí)間下的 CO2吞吐效果。為更好地分析各種吞吐參數(shù)對吞吐效果的影響,定義了換油率和增油量 2個(gè)評價(jià)參數(shù)。

3.1 注入量優(yōu)選

保持注入速度和悶井時(shí)間不變,模擬不同注入量的 CO2吞吐效果。CO2注入量分別為 2.75×104、5.50 ×104、8.25 ×104、11.00 ×104m3,吞吐周期為 1.5 a。

圖1 樹 11Y67-611井注入量與增油量、換油率關(guān)系曲線

從圖 1可以看出,在注入速度和悶井時(shí)間相同的條件下,樹 11Y67-611井在 CO2注入初期,隨注入量的增加,增油量增加;當(dāng)注入量達(dá)到一定值時(shí),增油量曲線變平緩,而換油率卻隨注入量的增加而減少。綜合來看,最佳注入量為 6.60×104m3,其增油量和換油率分別為 1 165 m3和0.017 6,采出程度為 8.698%,比水驅(qū)采出程度提高 3個(gè)百分點(diǎn)。

3.2 注入速度優(yōu)選

保持注入量和悶井時(shí)間不變,模擬不同注入速度的 CO2吞吐。注入速度分別為 2.2×104、3.3×104、5.5 ×104、6.6 ×104m3/d,吞吐周期為 1.5 a。

注入速度主要影響指進(jìn)和氣體超覆的程度,對于 CO2吞吐而言,指進(jìn)越嚴(yán)重,吞吐效果越好,而氣體超覆對吞吐不利。對于特定油藏,注入速度較小時(shí),重力差為主要影響因素。氣體黏性指進(jìn)小,超覆嚴(yán)重,不利于吞吐;注入速度較大時(shí),黏滯力占優(yōu)勢,氣體黏性指進(jìn)嚴(yán)重,有利于吞吐。通常隨注入速度的增加,增油量、換油率均逐漸增加,尤其是在低速范圍內(nèi)更加突出。不過,當(dāng)注入速度增加到一定值后,增油量和換油率的增加速度均有所減少,即產(chǎn)油量和換油率的曲線存在一個(gè)明顯的拐點(diǎn)。由圖 2可以看出,在注入量、悶井時(shí)間相同的條件下,樹 11Y67-611井在注入初期增油量和換油率隨注入速度增加幅度較大,但后期增加幅度較初期變得平緩,存在一個(gè)最佳注入速度,為 3.3×104m3/d,其增油量和換油率分別為 1 161 m3和0.017 6,采出程度為 8.69%,比水驅(qū)采出程度提高近 3個(gè)百分點(diǎn)。

圖2 樹 11Y67-611井注入速度與增油量和換油率關(guān)系曲線

3.3 悶井時(shí)間優(yōu)選

保持注入量和注入速度不變,模擬不同悶井時(shí)間的 CO2吞吐。悶井時(shí)間分別為 5、10、20、25 d,周期為 1.5 a。

由圖 3可知,在注入量、注入速度相同的條件下,隨著悶井時(shí)間的增加,增油量和換油率均先增加后減少,存在一個(gè)最佳悶井時(shí)間。樹 11Y67-611井在悶井 10 d時(shí)增油量和換油率達(dá)到最大值,分別為 1 183.2 m3和 0.0179,采出程度為8.698%,比水驅(qū)采出程度提高近 3個(gè)百分點(diǎn)。因此,悶井最佳時(shí)間為 10 d。

圖3 樹 11Y67-611井悶井時(shí)間與增油量、換油率關(guān)系曲線

4 結(jié) 論

(1)對于榆樹林油田,CO2吞吐方法是一種有效的開發(fā)方法。

(2)根據(jù)數(shù)模結(jié)果,樹 11Y67-611井 CO2吞吐時(shí)注入量、注入速度、悶井時(shí)間存在最優(yōu)值,即最佳注入量為 6.60×104m3,最佳注入速度為 3.3×104m3/d,最佳悶井時(shí)間為 10 d。

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Parameter opt im ization of s ingle well CO2huff and puff for low permeability reservoir

ZHAN Fei1,SONG Kao-ping1,SHANGWen-tao2,YANG Er-long1,L IU Li1
(1.Daqing Petroleum Institute,Daqing,Heilongjiang163318,China;2.Daqing O ilfield Com pany,PetroChina,Daqing,Heilongjiang151100,China)

A fine geologicalmodel is established for the target block of a low permeability reservoir through selection of wells and layers.A 3-dimensional 3-phase compositional model is set up by using PVTi and E300 in ECL IPSE to simulate CO2huff and puff afterwater flooding,and to evaluate the effect of CO2huff and puff according to incremental oil and oil replacement rate.The study shows that CO2injection rate and soak time are important factors affecting singlewellCO2huff and puff.The optimal valuesof CO2injection rate and soak time are deter mined through analog calculation.This study hasprovided useful reference for implementation of CO2huff and puff in similar low per meability reservoirs.

low permeability reservoir;CO2huff and puff;numerical simulation;oil replacement rate;incremental oil;Shu 16 block

TE319

A

1006-6535(2010)05-0070-03

20100126;改回日期：20100302

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“低滲透油層提高驅(qū)油效率的機(jī)理研究”(50634020)

戰(zhàn)菲 (1985-),女,助理工程師,2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè),現(xiàn)從事油氣田開發(fā)理論與技術(shù)方面的研究工作。

編輯姜 嶺