文 星， 劉月田， 田樹寶， 劉彥鋒， 劉 波

(中國石油大學 (北京) 石油工程教育部重點實驗室， 北京 102249)

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特低滲透油藏CO2驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化設計

文 星， 劉月田*， 田樹寶， 劉彥鋒， 劉 波

(中國石油大學 (北京) 石油工程教育部重點實驗室， 北京 102249)

以大慶油田外圍某特低滲透油藏為研究對象,根據(jù)實際油藏的地質(zhì)特征及注水開發(fā)難以實現(xiàn)的情況，利用數(shù)值模擬方法對CO2驅(qū)開發(fā)方式進行了研究.研究表明，周期注氣為CO2驅(qū)的合理注入方式.采用正交試驗設計方法，以累計產(chǎn)油量和換油率為評價指標，得到了影響開發(fā)效果的主要注采參數(shù)依次為注氣速度、注氣周期、生產(chǎn)壓力和采油方式等；確定了最優(yōu)注采參數(shù)組合方案：注氣速度為500 m3/d、注氣周期為注2個月關1個月、生產(chǎn)壓力為4 MPa、采油方式為連續(xù)采油.這為現(xiàn)場CO2驅(qū)開發(fā)方案的制定提供了理論指導和技術(shù)支持.

特低滲透油藏； CO2驅(qū)； 周期注氣； 正交設計； 注采參數(shù)優(yōu)化

0 引言

我國低滲透油藏資源十分豐富，現(xiàn)已探明的低滲透油藏原油儲量為63.2億噸，但目前其動用率不足50%[1,2].特低滲透油田儲層物性致密,衰竭、注水開發(fā)效果差,而黏度低、密度小且易流動的CO2在特低滲透油藏開發(fā)中具有獨特的優(yōu)勢[3].

CO2驅(qū)油能夠大幅度提高原油采收率.多年的生產(chǎn)實踐表明,CO2驅(qū)可以提高采收率15%～25%[4].此前關于CO2驅(qū)油的研究大部分集中于低滲透未開發(fā)油藏，多采用水氣交替注入方式，交替注入小段塞CO2和水綜合了注水和注氣的優(yōu)點，是目前現(xiàn)場最主要的開發(fā)方式[5-9].

但是，對于特低滲透油藏而言,由于油藏滲透率極低,實施水氣交替注入會面臨水、CO2均難以有效注入的問題[10].因此,本文提出了采用周期注氣的注入方式.以大慶油田外圍某特低滲透油藏為研究對象，應用數(shù)值模擬軟件組分模擬器，結(jié)合正交試驗設計方法，優(yōu)化CO2驅(qū)周期注氣的注采參數(shù)，確定了最優(yōu)的注采參數(shù)組合方案.

1 油藏地質(zhì)及開發(fā)概況

P油藏扶余油層中部埋深1 670 m、原始地層壓力18.2 MPa、油層平均厚度1.87 m、平均滲透率1.03×10-3μm2、平均孔隙度8%，屬于具有正常壓力系統(tǒng)的低孔特低滲透油藏.其飽和壓力5.34 MPa、原油密度0.863 g/cm3、地層原油粘度3.62 mPa·s、原油體積系數(shù)1.12、束縛水飽和度44.5%.

該油藏含油面積0.96 km2,動用地質(zhì)儲量64×104t,均采用1注4采的300 m×200 m矩形井網(wǎng)，有12口注水井和22口采油井.由于該特低滲透油藏很難有效注水，注水井全部關閉.

2 數(shù)值模擬模型的建立

根據(jù)油藏地質(zhì)特征，建立能夠代表油藏滲流特征的典型模型.該模型采用300 m×200 m矩形井網(wǎng)，以一個單砂層為注采單元，厚度為1.87 m，網(wǎng)格劃分采用平面31×21×10的塊狀網(wǎng)格系統(tǒng).

應用ECLIPSE模擬軟件的PVTi模塊，將P油藏流體的28個組分按照組分性質(zhì)相近原則，重組為6個擬組分：C1+N2、C2～C7、C8～C12、C13～C18、C19～C21及C22+,各組分的摩爾分數(shù)如表1所示.

通過對擬組分進行注CO2膨脹實驗(SWELL)的擬合，確定了符合實際流體性質(zhì)的組分模型PVT參數(shù).模擬得到CO2最小混相壓力為28.6 MPa，而地層壓力為18.2 MPa,因此只能進行CO2非混相驅(qū).注CO2膨脹實驗擬合結(jié)果如圖1所示.該模型選用實際油藏的基本物性參數(shù)，經(jīng)過歷史擬合，與實際生產(chǎn)符合程度較高，能夠真實地反映地層特征.

表1 P油藏流體各組分摩爾分數(shù)

(a)飽和壓力擬合

(b)原油膨脹系數(shù)擬合

3 CO2驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

3.1 優(yōu)選合理的注氣方式

注CO2驅(qū)油已成為提高油藏開發(fā)效果的一種有效方法,特別是對于注水難以建立起有效驅(qū)動體系的特低滲透油藏.眾所周知,在注氣開發(fā)油藏中,防止氣竄是非常必要的,而注入方式的改變則能夠有效防止氣竄.在注CO2驅(qū)油時,CO2注入儲層的方式主要包括連續(xù)注氣、周期注氣(SAG)、水氣交替注入(WAG)、CO2吞吐、重力穩(wěn)定驅(qū)替等.

根據(jù)實際油藏的地質(zhì)特征及注水開發(fā)難以實現(xiàn)的特點，選取了連續(xù)注氣和周期注氣進行對比研究：周期注氣的注氣速度為500 m3/d，注一個月停一個月；連續(xù)注氣的注氣速度為250 m3/d，其它參數(shù)不變.兩種方案各自生產(chǎn)10年的生產(chǎn)指標如表2所示.

從表2可以看出，在相同注氣量的前提下，周期注氣的累計產(chǎn)油量和換油率均大于連續(xù)注氣.連續(xù)注氣可能導致生產(chǎn)井過早氣竄，大部分剩余油難以動用，換油率低；周期注氣在關井浸泡時，由于CO2的擴散和溶解作用，原油體積增大，粘度降低，能夠提高波及系數(shù)(如圖2所示).周期注氣改善了特低滲透油藏的開發(fā)效果[10].因此,該油藏CO2驅(qū)的注氣方式優(yōu)選為周期注氣.

表2 不同注氣方式的生產(chǎn)指標

(a)連續(xù)注氣含油飽和度分布

(b)周期注氣含油飽和度分布

3.2 正交試驗參數(shù)確定與方案設計

由于地層中CO2的粘度和密度遠低于原油和水，注入的CO2容易發(fā)生粘性指進和重力超覆現(xiàn)象，造成氣竄，使得CO2波及系數(shù)減小，驅(qū)油效果變差[11].周期注入CO2可以有效改善流度比，延緩CO2突破時間，減緩氣竄的發(fā)生，擴大波及面積，提高驅(qū)油效果.注入?yún)?shù)和生產(chǎn)參數(shù)均會影響周期注氣開發(fā)效果．注氣速度過大，會導致生產(chǎn)氣油比不易控制，過早出現(xiàn)CO2突破; 注氣速度過小，地層壓力會迅速降低，驅(qū)油效果不明顯.注氣周期不同，總注氣量和浸泡時間會隨之變化，對驅(qū)油效果產(chǎn)生影響.采油方式和生產(chǎn)壓力的變化有助于控制氣竄，提高原油采收率.

為了合理評價CO2驅(qū)油效果，引入累計產(chǎn)油量和換油率作為評價指標.累計產(chǎn)油量是指水驅(qū)結(jié)束后轉(zhuǎn)為CO2驅(qū)生產(chǎn)十年采出的原油量；換油率是指注入每噸CO2生產(chǎn)出的原油.

基于以上對影響CO2驅(qū)周期注入開采效果的主要因素的分析,并結(jié)合國內(nèi)外注采參數(shù)研究現(xiàn)狀和現(xiàn)場采油工藝技術(shù)[12,13],確定優(yōu)化參數(shù)分別為注氣速度、注氣周期、采油方式和生產(chǎn)壓力.每個參數(shù)設計4個水平值(如表3所示).根據(jù)正交試驗設計原理[14-16]，設計出4因素4水平值的優(yōu)化方案.應用ECLIPSE組分模擬器E300對上述正交設計方案進行模擬計算,得到了各個方案的累計產(chǎn)油量和換油率，如表4所示.

3.3 正交試驗結(jié)果分析

3.3.1 注采參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)表4結(jié)果,分別以各參數(shù)的4個水平值為橫坐標,以油藏累計產(chǎn)油量和換油率為縱坐標,做單因素雙指標評價參數(shù)交會圖，如圖3所示.

表3 注采參數(shù)及水平值

表4 周期注氣注采參數(shù)方案設計及模擬計算結(jié)果

續(xù)表1

方案注氣速度/(m3/d)注氣周期采油方式生產(chǎn)壓力/MPa累計產(chǎn)油量/t換油率/(t/t)F13700注1個月關2個月間歇采油4573.680.336F14700注1個月關1個月異步注采21082.620.413F15700注2個月關1個月同步注采8892.260.262F16700注3個月關1個月連續(xù)采油61105.580.292

(1)隨著注氣速度的增大，累計產(chǎn)油量幾乎呈線性增加，但注氣速度超過500 m3/d后，增加的趨勢變緩.提高注氣速度有利于地層能量的補充，能夠驅(qū)替出更多的原油，但過高的注氣速度會造成CO2過早氣竄，導致CO2換油率急劇降低.因此，最佳注氣速度為500 m3/d.

(2)隨著注關比的增大，累計產(chǎn)油量和換油率均出現(xiàn)先增加后降低的趨勢，可確定最優(yōu)注氣周期為注2個月關1個月.

(a)注氣速度評價曲線

(b)注氣周期評價曲線

(c)采油方式評價曲線

(d)生產(chǎn)壓力評價曲線

(3)采油方式的變化對CO2的波及程度和驅(qū)油效率有一定的影響.綜合分析認為，采用連續(xù)采油的方式更合理.

(4)當生產(chǎn)壓力為4 MPa時，累計產(chǎn)油量和換油率均達到最大值，開發(fā)效果最理想.故建議生產(chǎn)井井底流壓為4 MPa.

綜上所述，在給定參數(shù)水平中，周期注氣最優(yōu)注采參數(shù)組合方案為：注氣速度為500 m3/d、注氣周期為注2個月關1個月、采油方式為連續(xù)采油、生產(chǎn)壓力為4 MPa.針對該方案進行模擬計算，得到累計產(chǎn)油量和換油率分別為1 417.86 t和0.62 t/t，其采出程度比水驅(qū)開發(fā)提高了15.65%.

3.3.2 直觀分析法

利用正交試驗所得數(shù)據(jù), 分別計算各注采參數(shù)不同水平的綜合指標均值及各指標均值極差,對試驗結(jié)果進行極差分析,如表5所示.根據(jù)表5的極差值大小,可評價各注采參數(shù)影響評價參數(shù)的主次順序.各參數(shù)對累計產(chǎn)油量和換油率的影響由大至小的順序均為：注氣速度>注氣周期>生產(chǎn)壓力>采油方式.CO2注入速度對開發(fā)效果的影響最大，其次是注氣周期，其它2個因素的影響不明顯.

3.3.3 方差分析法

方差分析是利用數(shù)理統(tǒng)計中F檢驗法[17]判斷各因素對試驗指標影響的顯著程度和可信程度.利用F分布表確定F的臨界值,通過比較各因素F值與臨界F值大小關系,判定各因素對評價指標的影響是否顯著:大于臨界值時影響顯著,小于臨界值時影響不顯著,進而確定影響評價指標的主次順序,最終優(yōu)選出最佳方案[18].

利用方差分析法對正交數(shù)值試驗結(jié)果進行檢驗,其中臨界值F0.05(3，3)=9.28，方差分析結(jié)果如表6所示.表6再次驗證: CO2注入速度和注氣周期對累計產(chǎn)油量和換油率的影響最為顯著.

表5 周期注氣注采參數(shù)計算結(jié)果直觀分析

表6 周期注氣注采參數(shù)計算結(jié)果方差分析

4 結(jié)論與建議

(1)針對特低滲透油藏的地質(zhì)特征及注水開發(fā)困難的特點，采用CO2驅(qū)開發(fā)方式可有效提高油田采收率.

(2)數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，周期注氣的累計產(chǎn)油量和換油率均大于連續(xù)注氣.因此，特低滲透油藏CO2驅(qū)注氣方式優(yōu)選為周期注氣.

(3)確定P油藏CO2周期注氣最優(yōu)注采參數(shù)組合方案為：注氣速度為500 m3/d、注氣周期為注2個月關1個月、采油方式為連續(xù)采油、生產(chǎn)壓力為4 MPa.

(4)正交試驗直觀分析法和方差分析法均可驗證注采參數(shù)對開發(fā)效果的影響由大至小的順序為：注氣速度>注氣周期>生產(chǎn)壓力>采油方式.故建議在制定CO2驅(qū)開發(fā)方案時，應優(yōu)先考慮注氣速度和注氣周期.

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Injection-production parameters optimization of CO2flooding in extra-low permeability reservoir

WEN Xing， LIU Yue-tian*， TIAN Shu-bao， LIU Yan-feng， LIU Bo

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China)

According to the geological characteristics of the reservoir and the actual problems of water injection,CO2flooding has been studied for a special peripheral extra-low permeability reservoir of Daqing Oilfield by using numerical simulation methods.Research shows that cyclic gas injection is the reasonable gas injection manner of CO2flooding.On the basis of the principle of orthogonal experimental design,the importance order of the influence of injection-production parameters on oil increment and oil drainage rate is as follows:injection rate,the injection cycle,production pressure and oil extraction manner;meanwhile the best combination of injection-production parameters has been optimized:gas injection rate of 500 m3/d,opening two months off a month,production pressure of 4 MPa,continuous oil extraction,thus providing theoretical instruction and technical support for mine program development of CO2flooding.

extra-low permeability reservoir; CO2flooding; cyclic gas injection; orthogonal design; injection-production parameters optimization

2014-12-30

國家自然科學基金項目(51374222)； 國家重大科技專項項目(2011ZX05009-004-001)

文 星(1989-)，男，湖北天門人，在讀碩士研究生，研究方向：油藏數(shù)值模擬通訊作者:劉月田(1965-)，男，河北無極人,教授，博士生導師，研究方向：油藏滲流力學、油氣田開發(fā)，lyt51@163.com

1000-5811(2015)03-0116-05

TE348

A