陳曉明, 廖新維*, 趙曉亮, 崔　燦, 葉　恒, 王　牧

(1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點實驗室， 北京　102249； 2.中石油長慶油田分公司， 陜西 西安　710018)

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黑59區(qū)塊回注氣驅(qū)CO2濃度優(yōu)選

陳曉明1, 廖新維1*, 趙曉亮1, 崔燦1, 葉恒1, 王牧2

(1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程教育部重點實驗室， 北京102249； 2.中石油長慶油田分公司， 陜西 西安710018)

摘要：國內(nèi)部分油田進入了三次采油期.采用CO2驅(qū)油提高采收率,具有低碳環(huán)保、經(jīng)濟高效等優(yōu)勢，已經(jīng)得到了推廣應(yīng)用.回注氣驅(qū)油技術(shù)作為CO2驅(qū)替技術(shù)的一個延伸，其組分的確定對礦場提高采收率具有十分重要的意義.本文針對松遼盆地的油藏特征，進行了細(xì)管實驗分析和數(shù)值模擬研究，分析了回注氣組成對最小混相壓力的影響以及不同CO2純度下的驅(qū)油效率特征.同時，應(yīng)用油藏工程方法，確定了回注氣提高采收率的工程技術(shù)指標(biāo)，為礦場回注氣的高效開發(fā)提供技術(shù)參考.實驗分析和數(shù)值模擬結(jié)果均表明，黑59區(qū)塊回注氣CO2濃度比例不低于93%時，驅(qū)油效果最佳.

關(guān)鍵詞：CO2驅(qū)； 回注氣； 最小混相壓力； 驅(qū)油效率； 油藏數(shù)值模擬

0引言

在CO2驅(qū)油提高采收率的開發(fā)過程中，會產(chǎn)出大量的石油伴生氣，其成分主要是CO2以及溶解在原油中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等混合氣體.油田對產(chǎn)出的伴生氣采取的處理方式一般為排放于空中,或者將伴生氣燒掉，這不僅浪費資源、污染環(huán)境，還給油區(qū)帶來了安全隱患.回收利用伴生氣,給我們提出了一個研究方向,同時也為充分、高效、合理地利用伴生氣資源提供了一個機遇.

在回收利用伴生氣的方法中，采取將伴生氣作為驅(qū)油劑回注入油氣藏的方法[1-6]，是一種行之有效的伴生氣處理利用方法.它既可以在很大程度上提高油藏采收率，同時還可以減少資源浪費和環(huán)境污染.注氣提高采收率的主要機理是注入氣與原油發(fā)生強烈的物理化學(xué)作用，實現(xiàn)混相與近混相或非混相驅(qū)，使得油氣界面張力下降，同時改變油氣的物理化學(xué)性質(zhì)，以提高原油采收率[7-9].

研究表明，伴生氣及其它雜質(zhì)氣體的存在，對CO2驅(qū)提高采收率有著不同程度的影響[10-12].為制定合理有效的注氣方案，展開對回注氣中CO2濃度的研究十分必要.在不影響采收率的前提下，確定回注氣中CO2的臨界含量，可為現(xiàn)場回注氣提高采收率方案的制定提供技術(shù)支撐[13-15].

1區(qū)塊概況

1.1目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)和流體特征

黑59區(qū)塊位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中南部，具有優(yōu)越的油氣生成﹑運移﹑聚集﹑成藏的條件.其目的層埋深2 450 m；地層厚度介于21～59 m；儲層孔隙度為8%～15%，滲透率為0.24～9.85×10-3μm2，屬于低孔低滲儲層，平均含油飽和度為44.63%，含油級別低；地層壓力為23.7 MPa；地層溫度為98.9 ℃.

油藏驅(qū)動類型主要為溶解氣驅(qū)和彈性驅(qū).為保持地層壓力，保持油井的長期高產(chǎn)，提高油藏開發(fā)效果，黑59區(qū)塊采用先期注CO2、后期轉(zhuǎn)注水的方式生產(chǎn).

1.2研究區(qū)域的選取

綜合考慮黑59區(qū)塊地質(zhì)特征與油田生產(chǎn)實際

情況，選取區(qū)塊北部5個井組.具體井組井位分布情況見圖1所示.試驗井組包含采油井16口，注入井5口;研究井組為反七點井網(wǎng)，井距約440 m.

圖1　研究區(qū)域井組井位示意圖

2細(xì)管實驗法測定回注氣驅(qū)油最小混相壓力

實驗采用CFS-200巖心多功能驅(qū)替系統(tǒng)，其流程如圖2所示.假設(shè)產(chǎn)出氣由CO2和烴類所組成，以H59-6-18井為例，確定烴的組成.把烴的組成看為一個整體，與不同比例CO2相配，混合配制成不同CO2濃度的產(chǎn)出氣.

用該產(chǎn)出氣驅(qū)替H59含氣原油.地層壓力為23.7 MPa，地層溫度為98 ℃.地層原油物性為：密度(0.769 g/cm3)；粘度(1.97 mPaS)；體積系數(shù)(1.160 7 m3/m3)；氣油比(34.05 m3/m3).

圖2　細(xì)管實驗流程圖

該部分實驗數(shù)目為21個，見表1所示.

表1　實驗設(shè)計方案

對于表1的解釋為：

(1)100%+0%：純二氧化碳驅(qū)替地層原油.實驗溫度：98 ℃;實驗壓力：12 MPa、15 MPa、19 MPa、24 MPa、29 MPa、40 MPa.

(2)85%+15%：二氧化碳(85%)+產(chǎn)出氣(15%)驅(qū)替地層原油.實驗溫度：98 ℃;實驗壓力：15 MPa、19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa.

(3)80%+20%： 二氧化碳(80%)+產(chǎn)出氣(20%)驅(qū)替地層原油.實驗溫度：98 ℃;實驗壓力：19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa.

(4)70%+30%： 二氧化碳(70%)+產(chǎn)出氣(30%)驅(qū)替地層原油.實驗溫度：98 ℃;實驗壓力：19 MPa、24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa、45 MPa.

(5)50%+50%： 二氧化碳(50%)+產(chǎn)出氣(50%)驅(qū)替地層原油.實驗溫度：98 ℃;實驗壓力：24 MPa、29 MPa、34 MPa、40 MPa.

以純CO2氣驅(qū)黑59區(qū)塊油品最小混相壓力測定實驗為例說明：實驗所用原油為地面配制的含氣油.天然氣和原油分別取自該區(qū)塊的聯(lián)合站，在地層溫度下按生產(chǎn)氣油比配制成含氣原油.測定各壓力下細(xì)管的注入倍數(shù)與驅(qū)油效率的關(guān)系.注入氣體在不同的驅(qū)替壓力下驅(qū)替到1.20倍孔隙體積時，其驅(qū)油效率和驅(qū)替類型均有區(qū)別.

在同一圖上繪出這些細(xì)管驅(qū)替實驗驅(qū)油效率和壓力的關(guān)系，可以獲得最小混相壓力，結(jié)果如圖3所示.同理，不同CO2濃度下進行的回注氣驅(qū)油最小混相壓力(MMP)測試實驗結(jié)果如表2所示.

圖3　最小混相壓力確定(純CO2)

CO2濃度/%烴類氣體濃度/%最小混相壓力/MPa100022.8901023.6851524.7802029.2703038.8604041.9505053.3

根據(jù)細(xì)管實驗的最終結(jié)果，可以繪制出最小混相壓力隨產(chǎn)出氣含量的變化趨勢,如圖4所示.以最小混相壓力小于、等于原始壓力23.7 MPa為條件，可以界定臨界產(chǎn)出氣含量為10.0%.因此，CO2氣含量需大于90.0%.

圖4　烴類氣體濃度與最小混相壓力關(guān)系

3數(shù)值模擬方法優(yōu)選回注氣驅(qū)油最小混相壓力

本次預(yù)測使用的數(shù)值模型由初始45層模型粗化而來，縱向自上而下共14層，模型粗化后的模型示意如圖5所示.儲量吻合情況很好，誤差在4%以內(nèi)，符合粗化的精度要求.在粗化后模型的基礎(chǔ)上，通過設(shè)計不同方案進行預(yù)測，具體如表3所示.

圖5　黑59區(qū)塊粗化后的模型示意圖

內(nèi)容方案目標(biāo)不同的注入氣組分①90%CO2+10%產(chǎn)出氣②93%CO2+7%產(chǎn)出氣③95%CO2+5%產(chǎn)出氣④80%CO2+20%產(chǎn)出氣確定不同回注氣組成對最小混相壓力、地層壓力及采收率的影響

油藏數(shù)值模型的生產(chǎn)控制條件如下：

(1)生產(chǎn)井采用定油生產(chǎn).

(2)6口注氣井，2口注水井(注水速度35 t/d)，注入壓力上限值為38 MPa，井底流壓下限為8 MPa.

(3)經(jīng)濟界限值取為單井含水率98%，氣油比界限值為1 200 sm3/sm3，若超過界限值油井將進行關(guān)井處理.

(4)油井按定油生產(chǎn)，注入CO2濃度分別為80%、90%、93%、95%，注氣速度為35 t/d，預(yù)測時間為15年.

分別對四種設(shè)計方案進行模擬預(yù)測，將預(yù)測壓力與原油采出程度隨CO2濃度變化的結(jié)果，分別繪圖,如圖6～7所示.

圖6　不同CO2濃度下壓力水平對比(15年)

圖7　不同CO2濃度下的采出程度對比(15年)

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，從地層壓力的變化曲線可知，不同注入氣組分下的壓力變化是相近的.但由于MMP差異較大，會導(dǎo)致80% CO2濃度的注入氣混相驅(qū)替的時間更短.這是導(dǎo)致其采出程度、換油率與更高濃度注入氣相比要低很多的主要原因.

但當(dāng)產(chǎn)出氣濃度小于10%時，93%與95%的回注氣的采收率相差不大.這主要是因為兩者的混相壓力非常接近，并且注氣時其地層壓力的補充速度很快(實驗結(jié)果：90%—23.6 MPa，純CO2—22.8 MPa).

因此，可以選擇回注氣的合理注入濃度為：93% CO2+7%產(chǎn)出氣.此時，油藏條件下原油混相所需的壓力較低，采出程度及換油率均比較理想.如果進一步提高回注氣中CO2濃度，則對采收率的提高幅度很小，且因提純注入氣成本較高，故經(jīng)濟效益不明顯.

4黑59區(qū)塊回注氣驅(qū)采收率預(yù)測

根據(jù)回注氣合理注入濃度對該區(qū)塊進行驅(qū)油效果預(yù)測，其采收率的變化趨勢如圖8所示.可以看出，組成為93% CO2+7%產(chǎn)出氣的回注氣，使采收率在原純CO2驅(qū)替的基礎(chǔ)上得到進一步地提高，其最終采收率接近30%.

圖9展示了不同階段CO2的濃度分布.當(dāng)回注氣驅(qū)結(jié)束后，CO2分布均勻，說明回注氣與原油達到了均勻混相，混相效果較好.

圖8　黑59區(qū)塊采收率預(yù)測

(a)初期　　(b)CO2驅(qū)結(jié)束　(c)回注氣驅(qū)結(jié)束圖9　不同階段CO2濃度分布圖

5結(jié)論

(1)純CO2氣體與原油最容易達到混相狀態(tài)，產(chǎn)出氣的存在會使注入氣與原油的最小混相壓力升高，且隨著產(chǎn)出氣含量的增加，原油采出程度會降低.

(2)與提純注入氣相比，回注氣在保持地層壓力實現(xiàn)混相驅(qū)替的同時，大大節(jié)約了成本，提升了經(jīng)濟效益.

(3)針對黑59區(qū)塊，在實驗與數(shù)值模擬研究基礎(chǔ)上，確定了保持混相的條件：回注氣中CO2濃度比例不低于93%.即注氣濃度界限可以為:大于93%的CO2+小于7%的產(chǎn)出氣.

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Optimization of the CO2concentration for gas

reinjection flooding in HEI-59 oil-field

CHEN Xiao-ming1, LIAO Xin-wei1*, ZHAO Xiao-liang1,

CUI Can1, YE Heng1, WANG Mu2

(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China; 2.PetroChina Changqing Oilfield Branch Company, Xi′an 710018, China)

Abstract:Some of domestic oil fields are in the tertiary EOR phase.Carbon dioxide drive is an environmental friendly,low carbon emission and high economic efficiency EOR method.The technique of gas reinjection,as extension of Carbon dioxide drive tech,the determination of the components is of great significance to the field oil recovery′s improvement.According to Song Liao Basin′s reservoir characteristics,methods of experimental analysis and theoretical studies were combined.Phase behavior of reinjection gas was studied.Reinjection gas composition′s impact on the minimum miscibility pressure (MMP) was analyzed.Oil displacement efficiency characteristics under different CO2purity were researched.Technical indicators of gas injection EOR were determined through combination of reservoir engineering and numerical simulation methods.The result shows that when the concentration ratio of CO2in reinjection gas is greater than 93%,HEI-59 reaches an optimal displacement characteristics.

Key words:CO2flooding; gas reinjection; MMP; sweep efficiency; numerical reservoir simulation

中圖分類號：TE357

文獻標(biāo)志碼：A

文章編號：1000-5811(2015)01-0103-05

通訊作者:廖新維(1967-)，男，福建大田人，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向：油氣藏滲流理論與應(yīng)用、提高采收率技術(shù)與應(yīng)用,xinwei@cup.edu.cn

作者簡介:陳曉明(1990-)，男，山東曹縣人，在讀碩士研究生，研究方向：油氣藏滲透流理論

基金項目：國家重大科技專項項目(2011ZX05016，2011ZX05009)； 教育部高等學(xué)校博士學(xué)科點專項科研基金項目(新教師類)(20120007120007)