楚 鵬，孫致學

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266555）

方4斷塊位于高郵凹陷南斷階黃玨南地區(qū)，為典型的多斷層復雜小斷塊低滲儲層，構造比較復雜，而且儲層物性差，非均質性強，地層能量補給不足，已采取的其他增產措施見效甚微，且經濟性差。因此，針對該類儲層，開展了注CO2室內物理實驗，并通過相態(tài)分析，正交化設計，最終得出優(yōu)化方案。

1 CO2提高采收率機理室內實驗研究

通過室內實驗，確定目標油藏油井目前流體PVT性質（體積系數(shù)、地層原油密度、地層原油粘度、溶解氣油比、飽和壓力、收縮率等高壓物性參數(shù)）；測定注CO2后油井流體物性參數(shù)的變化，并以此分析CO2提高采收率的機理［1－3］。

1.1 實驗流程［4－5］

1.1.1 實驗配制天然氣和地層油

首先根據(jù)氣體分析結果中的天然氣組成配制氣樣，之后測定常溫配樣壓力（2.3 MPa）下的壓縮因子；然后根據(jù)生產氣油比及所需油樣和氣樣的體積計算20℃大氣壓力下配樣所需氣樣體積；在大氣壓力20℃下，按照原始溶解氣油比配制地層油樣；最后將配置好的天然氣和地層原油轉入PVT筒中，加壓加熱至地層條件。

1.1.2 測定未溶CO2地層油的高壓物性參數(shù)

在地層溫度下依次測定P－V關系，泡點壓力，粘度，泡點壓力下的體積系數(shù)，溶解氣油比；高于泡點壓力下的體積系數(shù)；低于泡點壓力下的體積系數(shù)及溶解氣油比。

1.1.3 測定溶有CO2的油藏流體的PVT性質

將地層油樣轉入PVT筒，并轉入一定體積的CO2，使其全部溶于油中，將CO2氣樣容器壓力升至原油的壓力，根據(jù)所需的氣油比，轉入一定體積的CO2；升壓至泡點壓力以上，降壓測P－V關系，判斷加入CO2后的泡點壓力，壓縮系數(shù)，然后使PVT筒壓力保持在泡點壓力，記錄原油的體積，從而計算加入CO2后的體積系數(shù)、密度等參數(shù)。

1.2 數(shù)據(jù)分析及增油機理［6－9］

1.2.1 CO2溶于原油使其體積膨脹

由S156井注CO2室內物理實驗分析結果可以看出（圖1），地層原油中溶解CO2后，體積系數(shù)增加，原油膨脹，并且溶解CO2越多，體積膨脹越大，彈性能量增加越多。原油體積膨脹不但增加了地層的彈性能量，而且也極大降低了原油流動過程中的毛管阻力和滲流阻力，有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，從而增加油藏可動油量，進而增加產量。

1.2.2 CO2溶于原油使其黏度降低

CO2溶于原油中，可大幅度降低原油黏度，并且溶解CO2越多，降黏效果越好。從圖2可以看出：地層原油黏度隨CO2注人量的增加大幅下降，降黏幅度最高可達28.09%。在CO2吞吐過程中，黏度降低后的原油更易于流向井筒，從而達到了油井增產的目的。

圖1 S156井區(qū)原油體積系數(shù)與CO2溶解汽油比的關系

圖2 黏度與CO2溶解氣油比的關系

1.2.3 CO2對原油的萃取作用

如圖3所示，從S156井流體注CO2的實驗結果來看，隨CO2溶解氣油比的增加，地面脫氣油密度增加，這是由于地層原油中的輕組分進入注入氣中，同時注人的CO2部分進入地層原油中。由于輕質烴與CO2之間有很好的互溶性，當壓力超過一定值時，CO2能使原油中的輕質組分萃取和氣化。此現(xiàn)象說明注入的CO2氣體對地層原油中的輕組分有一定的抽提作用，兩者存在相間傳質。

圖3 S156井區(qū)地面脫氣油密度與CO2溶解氣油比的關系

1.2.4 CO2溶解氣驅

由油藏驅替機理可知，注入油層的CO2，隨著壓力的增加，溶解于原油中，以壓能的形式儲存能量。油井開井生產后，隨著壓力的降低，CO2從原油中析出，溶解氣的脫出與膨脹帶動原油的流動，從而起到溶解氣驅的作用，使采收率提高。此外部分CO2成為束縛氣，也有利于采收率的提高。

2 方4斷塊注CO2參數(shù)優(yōu)化

2.1 方4斷塊基本情況

方4斷塊區(qū)域構造位置處于蘇北盆地高郵凹陷南斷階的中部，北鄰黃玨油田，隸屬于江蘇油田。方4斷塊埋藏深度1835～2157 m，千米井深日產油量為1.46 m3，地面原油密度平均為0.8334 g／cm3，黏度平均為4.49 mPa·s，為典型的中淺層、低豐度小型層狀構造油藏。

從構造特征上看，方4斷塊為一由多條斷層復雜化的斷鼻構造，其內部發(fā)育7條斷層，將方4斷塊進一步分為7個含油單元。本次CO2吞吐方案優(yōu)化采用7個小斷塊中的3單元來構建地質模型。該單元為一個近似東西向的菱形斷背斜斷塊，因此，選擇在長軸方向布置一口水平井，并在水平井段均勻布置三條橫向裂縫。

2.2 方4斷塊注CO2吞吐注采參數(shù)優(yōu)化分析

CO2吞吐效果受儲層條件、布井方式、剩余油飽和度及注氣參數(shù)等諸多因素的交互影響，傳統(tǒng)分析方法只能定性分析單因素對某種開發(fā)指標的影響程度。為同時考慮多種因素的共同影響，優(yōu)選多參數(shù)下的最后方案，本文采用正交實驗法定量分析多因素對油氣田開發(fā)效果的影響。

根據(jù)理論研究和礦場實踐，確定注入速度、注入量和燜井時間為影響方4斷塊油田采收率主要正交試驗因素，注入天數(shù)可由注入量和注入速度算出，為非獨立變量。通過油藏工程論證給出試驗因素的取值范圍，即相應水平，如表1。

表1 正交方案設計因素及水平表

根據(jù)因素個數(shù)及相應水平取值，選用L25（53）正交表，即3因素5水平方案表進行正交實驗方案設計，如表2所示，分別共得到25套組合方案，即只需9次實驗即可大體反應53次實驗的結果。

2.3 多因素影響敏感性分析

根據(jù)表1，在數(shù)值模擬中設置不同的模擬參數(shù)對25套方案進行模擬計算，并以累產油量作為評價指標代入正交實驗表格進行結果分析。

表2 蘇49－01正交試驗采收率結果分析

根據(jù)正交設計的特性，對 A1、A2、A3、A4、A5來說，三組試驗的試驗條件是完全一樣的（綜合可比性），可進行直接比較。因此，根據(jù)kA1、kA2、kA3、kA4、kA5的大小可以判斷 A1、A2、A3、A4、A5對試驗指標的影響大小。由于kA1＞kA5＞kA4＞kA3＞kA2，所以可斷定A1為注入速度的最優(yōu)水平，即注入速度等于1×104m3／d時為最優(yōu)水平，同理可以計算其他因素的最優(yōu)水平。

為反映各因素對實驗結果即累產油量的影響程度，采用極差法分析正交實驗結果。極差分析就是在考慮A因素時，認為其它因素對結果的影響是均衡的，從而認為A因素各水平的差異是由于A因素本身引起的，由此對于A因素的不同水平的統(tǒng)計指標的變化差值即可反映A因素對實驗結果的影響權重。

根據(jù)極差大小，可以判斷因素的主次影響順序。極差越大，表示該因素的水平變化對實驗指標的影響越大，因素越重要。由以上分析可見，RB＞RC＞RA，因此因素影響主次順序為B－C－A，即注入量影響最大，為主要因素，燜井時間其次，注入速度影響最小。

根據(jù)計算，該斷塊CO2吞吐的最優(yōu)方案為：注入量為0.3倍的孔隙體積，燜井時間為20天，注入速度為1×104m3／d。

3 結論

（1）由方4斷塊3單元的CO2方案分析可以看出，在影響CO2吞吐效果的六個因素中，注入速度和燜井時間都存在最優(yōu)值，注入速度的最優(yōu)值為1×104m3／d，燜井時間的最優(yōu)值為20天。

（2）燜井時間，最優(yōu)值為20天左右，這與文獻調研結果和礦場試驗相符，太短的燜井時間不利于發(fā)揮CO2的溶解氣驅作用，過長的燜井時間則對增產效果影響不大，且影響油井生產。

（3）實驗結果表明，低滲透油藏采用CO2水氣交替驅能提高驅油效率，平均可提高13.3%。為了獲得較高的驅油效率并且降低生產費用，水氣交替驅注入孔隙體積倍數(shù)應為0.3左右。

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