李蒙蒙， 廖新維， 王萬福， 陳昌照， 王 歡

(中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院， 北京 102249)

0 引言

CO2驅(qū)油作為一項日趨成熟的采油技術(shù)已受到世界各國的廣泛關(guān)注.CO2驅(qū)從機理上可以分為混相驅(qū)和非混相驅(qū).我國油藏中原油的突出特點是粘度高、蠟和膠質(zhì)含量高、凝固點高.這些特點決定了我國多數(shù)油藏中的原油與CO2的最小混合壓力過高，我國多數(shù)油田不適合于CO2混相驅(qū).S.A.T.Nezhad等人[1]在2006年對CO2WAG非混相驅(qū)進行了室內(nèi)試驗研究，研究發(fā)現(xiàn)CO2WAG非混相驅(qū)在二次采油階段的驅(qū)油效果比在三次采油階段的應(yīng)用效果要好.Shengnan Chen等人[2]在2009年建立了考慮凈現(xiàn)值以及其不確定性的目標(biāo)函數(shù)，應(yīng)用改進的遺傳算法對CO2驅(qū)注氣井的注入量和生產(chǎn)井的井底流壓進行了優(yōu)化，并以此作為油藏數(shù)值模擬的控制條件，進行CO2驅(qū)優(yōu)化研究.尚慶華等人[3]在2010年基于油藏數(shù)值模擬和正交試驗設(shè)計方法，考慮不同油藏和流體物性對油井產(chǎn)能的影響，建立了CO2驅(qū)油井產(chǎn)能方程.馬超群等人[4]在2012年建立了油藏機理模型，應(yīng)用正交實驗設(shè)計分析方法，確定了最優(yōu)氣水交替注氣方案.參考前人的研究成果，本文采用油藏數(shù)值模擬與多指標(biāo)正交實驗設(shè)計相結(jié)合的方法，以吐哈油田牛圈湖油藏為例，建立了牛圈湖油藏組分數(shù)值模型，對CO2非混相驅(qū)可行性進行了相關(guān)研究.

1 試驗區(qū)塊油藏地質(zhì)特征

吐哈油田牛圈湖油藏構(gòu)造特征整體為近東西向展布的寬緩背斜，南北兩側(cè)受背沖逆斷裂夾持.儲層構(gòu)造簡單，斷層規(guī)模小，天然裂縫不發(fā)育.試驗區(qū)塊位于牛圈湖東區(qū)(圖1)，為4個菱形反九點注采井網(wǎng)，排距 150 m，井距450 m，井排方向與壓裂裂縫方向平行.試驗區(qū)塊共有油井22口，水井6口，其中H43-8和H45-10為油井轉(zhuǎn)注水井.油藏埋深1 500～1 850 m，地質(zhì)儲量193×104t.油層有效厚度為11.3 m，滲透率為3.4 md，孔隙度為13.7%.地面原油密度為0.87 g/cm3，粘度為22.3 mPa·s.油藏原始地層壓力17. 8 MPa，泡點壓力為6. 9 MPa，油藏溫度為45℃.依據(jù)細管實驗數(shù)據(jù)，得到牛圈湖區(qū)塊地層原油CO2驅(qū)的最小混相壓力為29.8 MPa，因此可以判定在地層壓力17.8 MPa下注CO2為非混相驅(qū).

圖1 牛圈湖試驗區(qū)塊構(gòu)造井位圖

根據(jù)牛圈湖油藏儲層及流體特征，收集油藏地質(zhì)模型數(shù)據(jù)、相滲數(shù)據(jù)、原油高壓物性數(shù)據(jù)和油藏生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，應(yīng)用Eclipse數(shù)模軟件，建立實驗區(qū)塊實際油藏的組分數(shù)值模型[5].試驗區(qū)塊的基本網(wǎng)格步長30 m×30 m，縱向上根據(jù)開發(fā)層系粗化為8個小層，模型網(wǎng)格采用角點網(wǎng)格系統(tǒng).在平面I方向劃分為49個單元，J方向劃分為59個單元，Z方向劃分為8個單元，總共網(wǎng)格數(shù)為49×59×8=23 128個.

2 牛圈湖試驗區(qū)塊CO2非混相驅(qū)注氣參數(shù)優(yōu)化

由于單因素分析不能得到各因素對試驗指標(biāo)的影響程度以及最優(yōu)的CO2非混相驅(qū)注氣參數(shù)，而正交試驗設(shè)計方法，可以使試驗數(shù)據(jù)點均勻分布，用較少的試驗次數(shù)獲得最優(yōu)的試驗結(jié)果，因此本文應(yīng)用正交實驗設(shè)計對注氣參數(shù)進行了優(yōu)化，首先進行CO2水氣交替(WAG)非混相驅(qū)注氣參數(shù)優(yōu)化，CO2WAG非混相驅(qū)的注氣影響因素較多[6]，本文選取注氣時間、注氣速度、關(guān)井氣油比、井底流壓、水氣交替段塞比和注氣周期6個因素進行正交試驗方案設(shè)計[7]，對每個因素選取4個水平(表1)，按L32(49) 進行正交試驗方案設(shè)計，注氣試驗方案及試驗結(jié)果見表2.

表1 CO2WAG非混相驅(qū)注氣試驗因素和水平

表2 CO2 WAG非混相驅(qū)注氣試驗方案及結(jié)果

由于單一的試驗指標(biāo)不能得到較為理想的試驗結(jié)果，因此采用了多指標(biāo)分析.在多指標(biāo)正交試驗中，各指標(biāo)的最優(yōu)試驗方案之間可能存在一定的矛盾，所以分析試驗結(jié)果時需要兼顧各項指標(biāo)，找出使每個指標(biāo)都盡可能好的試驗方案.本次試驗采用綜合評分的方法，確定相應(yīng)指標(biāo)的組合系數(shù)或權(quán)，然后對每號試驗進行綜合評分[8]，評分公式如下：

(1)

本次試驗共選用平均地層壓力、采出程度、CO2滯留率和換油率4個試驗指標(biāo).在試驗指標(biāo)中，采出程度加權(quán)系數(shù)為3，CO2滯留率和換油率加權(quán)系數(shù)為1.5，地層壓力加權(quán)系數(shù)為1.

綜合評分= 3×采出程度+1.5×CO2滯留率

+1.5×換油率+地層壓力

(2)

本次實驗的評分標(biāo)準見表3，試驗結(jié)果的極差分析見表4.通過極差分析可以看出，各因素對綜合試驗指標(biāo)的影響順序依次是D>E>F>A>C>B，因此井底流壓、段塞比和注氣周期為影響CO2WAG驅(qū)的主要因素，其他3個因素對試驗結(jié)果影響較小.通過對各因素水平的均值比較分析，可以得出最優(yōu)水平組合為A4B1C3D4E3F1.通過以上分析得出吐哈油田牛圈湖典型區(qū)塊CO2WAG驅(qū)的最優(yōu)參數(shù)為注氣年限為25年，注氣速度為20 000 m3/d，總注氣量為72.1萬噸，關(guān)井氣油比為1 500 m3/m3，井底流壓為7 MPa，水氣交替段塞比為2∶1，注氣周期為6個月.

表3 CO2WAG非混相驅(qū)注氣試驗評分標(biāo)準

表4 CO2WAG非混相驅(qū)注氣試驗結(jié)果分析

在對牛圈湖試驗區(qū)塊CO2WAG非混相驅(qū)進行注氣參數(shù)優(yōu)化后，運用同樣方法進行CO2連續(xù)注氣非混相驅(qū)注氣參數(shù)優(yōu)化設(shè)計.選取注氣時間、注氣速度、關(guān)井氣油比和井底流壓4個影響因素[9]，并對每個因素選取4個水平，按L16(45) 進行正交試驗方案設(shè)計.本次試驗依然采用綜合評分的方法，評分公式和試驗評價指標(biāo)與CO2WAG非混相驅(qū)相同.根據(jù)實驗所得綜合評分，得到牛圈湖典型區(qū)塊CO2連續(xù)注氣非混相驅(qū)的最優(yōu)參數(shù)為注氣年限為20年，注氣速度為15 000 m3/d，總注氣量為131.4萬噸，關(guān)井氣油比為2 000 m3/m3，井底流壓為7 MPa.

3 牛圈湖試驗區(qū)塊提高采收率潛力評價

應(yīng)用試驗優(yōu)化的注氣參數(shù)進行試驗區(qū)塊提高采收率方案設(shè)計，應(yīng)用油藏數(shù)值模擬方法，對方案動態(tài)指標(biāo)進行預(yù)測，對該區(qū)塊提高采收率潛力進行評價.牛圈湖試驗區(qū)塊開發(fā)方式為早期注水開發(fā)，因此在此基礎(chǔ)上提出3種提高采收率的技術(shù)方案.

方案一：注水開發(fā).油井以原來的工作制度定產(chǎn)量生產(chǎn)，注水井以原來的工作制度定注入量注水，使地層壓力保持在一定水平，注水年限為25年.

方案二：水驅(qū)后CO2連續(xù)注氣開發(fā).生產(chǎn)井以定壓生產(chǎn)，井底流壓保持在飽和壓力以上為7 MPa, 注氣速度為15 000 m3/d，總注入量為131.4萬噸，關(guān)井氣油比為2 000 m3/m3，生產(chǎn)年限為20年.

方案三：水驅(qū)后 CO2水氣交替注氣開發(fā).生產(chǎn)井以定壓生產(chǎn)，井底流壓保持在飽和壓力以上為7 MPa，注氣速度為20 000 m3/d，注水速度為20 m3/d.總注氣量為72.1萬噸，總注水量為73萬噸.關(guān)井氣油比為1 500，水氣交替段塞比為2∶1，注氣周期為6個月，生產(chǎn)年限為25年.

以上3種技術(shù)方案分別代表了3種不同的開發(fā)方式在最優(yōu)注入工藝情況下的開發(fā)方案，不同開發(fā)方案的預(yù)測結(jié)果見圖2～圖4和表5.

圖2 不同開發(fā)方案采出程度變化柱狀圖

圖3 不同開發(fā)方案地層壓力變化曲線圖

圖4 不同開發(fā)方案氣油比變化曲線圖

注氣累增液量累增油量累增氣量綜合含水累注水量累注氣量埋存量地層壓力氣油比采出程度換油率CO2滯留率埋存系數(shù)方式萬方萬方億方%萬噸萬噸萬噸MPa%%t/tt/tt/t水驅(qū)183.637.20.0891152.3//102619.4///CO2驅(qū)60.554.34.410.6/129.445.724144727.036.60.40.23WAG驅(qū)114.862.62.953.272.370.315.61584130.677.50.20.08

由以上3種開發(fā)方案的預(yù)測結(jié)果可以看出，CO2驅(qū)和CO2WAG驅(qū)替方式的采出程度以及地層壓力保持水平均比水驅(qū)效果要好.CO2WAG驅(qū)的采出程度、換油率和氣油比等指標(biāo)均比CO2驅(qū)效果好，但CO2滯留率以及埋存系數(shù)較CO2驅(qū)偏低，這主要是因為CO2驅(qū)中CO2注入量比CO2WAG驅(qū)的總注入量要大很多，因此埋存量也比較大.綜合考慮以上指標(biāo)，采用WAG方式注CO2開發(fā)效果好.CO2水氣交替開發(fā)25年后，綜合含水為53.3%.此時由于生產(chǎn)井氣油比較大，有一半的生產(chǎn)井關(guān)井，累積增油量增加緩慢，可停止注氣，轉(zhuǎn)注水開發(fā).進行二次水驅(qū)[10]開發(fā)，可以有效的驅(qū)替殘余油，并且能夠?qū)r石孔隙中的氣體驅(qū)替出來，為原油提供流動通道，提高原油采收率.

4 結(jié)論

(1)根據(jù)吐哈油田油藏地質(zhì)開發(fā)特征，建立試驗區(qū)塊實際油藏的組分數(shù)值模型.采用多指標(biāo)正交試驗設(shè)計方法，進行CO2非混相驅(qū)注氣參數(shù)優(yōu)化，得到CO2連續(xù)注氣和WAG驅(qū)的注氣優(yōu)化參數(shù).關(guān)井氣油比為CO2連續(xù)注氣驅(qū)主要影響因素，而CO2WAG驅(qū)的主要影響因素為水氣交替段塞比、注氣周期和生產(chǎn)井井底流壓.

(2)對比水驅(qū)，CO2連續(xù)注氣驅(qū)和CO2WAG驅(qū)3種不同開發(fā)方式，CO2WAG驅(qū)采出程度比水驅(qū)要高11.2%，比CO2連續(xù)注氣驅(qū)高3.6%.因此采用WAG方式注CO2開發(fā)，可以達到很好的驅(qū)油效果.

(3)進行CO2WAG驅(qū)方案指標(biāo)預(yù)測發(fā)現(xiàn)，開發(fā)25年后生產(chǎn)井由于氣油比上升而關(guān)井?dāng)?shù)量大幅增加.此時可停止注氣轉(zhuǎn)注水開發(fā)，進行二次水驅(qū)開發(fā)，可有效驅(qū)替原油，提高原油采收率.

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