王　艷，李偉峰，賈自力，石　彬

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000)

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喬家洼油田長6油藏注CO2驅(qū)開發(fā)實踐與效果分析

王艷1，李偉峰2，賈自力1，石彬1

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000)

摘要：喬家洼油田長6油藏為典型的低孔、特低滲油藏，自然能量開采的產(chǎn)量低、采收率低、遞減快。為提高特低滲油藏產(chǎn)量及采收率，試驗了注CO2驅(qū)的開發(fā)方式。根據(jù)油田開采方式及實際生產(chǎn)參數(shù)，利用數(shù)值模擬分析了研究區(qū)注CO2驅(qū)的適應(yīng)性，證實該區(qū)適合CO2驅(qū)開采，并通過模擬優(yōu)選了喬家洼油田CO2的注氣量、注氣壓力、注氣速度、注氣方式等參數(shù)。選定該區(qū)最佳注氣速度為20t/d，注氣壓力為16MPa，注氣方式為水氣交替注入。最后分析了注CO2驅(qū)的開發(fā)效果，結(jié)果表明，特低滲油藏一般在注入CO2后7個月左右采油井見效，注氣區(qū)單井產(chǎn)量提高、含水上升率減緩、遞減率降低，增產(chǎn)效果明顯，注CO2驅(qū)是提高特低滲油藏采收率的有效手段。

關(guān)鍵詞：CO2驅(qū)油；非均質(zhì)；遞減；采收率

喬家洼油田位于鄂爾多斯盆地北部的靖邊縣境內(nèi)(圖1)，區(qū)域構(gòu)造為東高西低的單斜，局部發(fā)育鼻狀隆起，形成油氣聚集有利區(qū)。區(qū)內(nèi)主力含油層系長6油層組為三角洲平原亞相沉積，發(fā)育分流河道、泛濫平原、天然堤等微相。砂體在縱向、平面上分布穩(wěn)定；層間、層內(nèi)非均質(zhì)性較強，隔夾層較發(fā)育。儲層巖性以灰色—灰白色長石細砂巖為主，孔隙類型主要為原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔，微裂縫發(fā)育。儲層平均孔隙度為11.2%，平均滲透率為0.75mD，屬典型的低孔、特低滲儲層。

喬家洼油田長6油藏勘探開發(fā)始于2005年，2007年規(guī)模建產(chǎn)，共有85口井，其中投產(chǎn)54口，平均單井日產(chǎn)油1.02t。截至2012年9月注氣前，油田主要為自然能量開采，經(jīng)過5年左右的自然遞減，目前平均單井日產(chǎn)油0.17t，單井產(chǎn)量低；累計產(chǎn)液36.49×104m3，累計產(chǎn)油12.64×104t，采出程度為1.35%，采出程度低，地層能量虧空嚴重。

當(dāng)今大部分低滲油藏采用注水開發(fā)來補充地層能量，但在注水中又普遍存在注水壓力高、注水成本高、滲透率降低、單井產(chǎn)量低、含水上升快、水淹水竄、缺水嚴重、配注量不足、注入水水質(zhì)不達標等一系列問題。因此喬家洼油田開展了注CO2補充地層能量的試驗。

CO2在原油和水中溶解度很高，在一定壓力下將CO2注入原油和地層水中，使原油體積膨脹、黏度降低； CO2在原油中的溶解度大于地層水中溶解度，可改變油水界面張力，有利于驅(qū)油。采用注CO2驅(qū)油可解決低滲油藏開發(fā)困難的問題，同時為CO2氣體提供一種有效埋存方式[1-4]。

1 注CO2適應(yīng)性評價

根據(jù)喬家洼油田開發(fā)方式，采用CMG模擬軟件中的GEM組分模型進行注CO2的數(shù)值模擬研究。模型設(shè)置反七點井網(wǎng)，注氣井和采油井均為直井。采油井位于正六邊形6個端點，注氣井位于正六邊形的中心。注氣井最高注氣壓力不超過油藏壓力的1.8倍，采油井的井底流壓取3MPa。

(1)模型井距為300m，將表1中二級指標的各單因素作為模型設(shè)計參數(shù)進行敏感性分析，確定各單因素對采收率的影響程度。

(2)根據(jù)因素敏感性分析結(jié)果，綜合考慮采收率變化趨勢等多種因素，將所有影響CO2驅(qū)開發(fā)效果的指標劃分為：地質(zhì)因素、流體性質(zhì)及開發(fā)因素3類[5-7]。根據(jù)重要性進行排序，建立評價指標體系，指標層次結(jié)構(gòu)見表1。

表1　喬家洼油田CO2驅(qū)油藏指標層次結(jié)構(gòu)與權(quán)重值表

(3)運用層次分析法原理，計算得出各級指標的權(quán)重(表1)。目前油藏參數(shù)中較完善的指標有油層有效厚度、油層深度壓力、油藏平均滲透率、溫度、流體黏度及流體密度，本研究將表1中二級指標權(quán)重按比例分配給表2中6項指標，6項指標權(quán)重值見表2。

表2　喬家洼油田CO2驅(qū)油藏指標權(quán)重值表

(1)

利用式(1)計算該區(qū)評價結(jié)果為0.698。根據(jù)各油田生產(chǎn)經(jīng)驗，低滲油藏評價值在0.53以上適合采用CO2驅(qū)開采，所以該區(qū)也合適采用CO2驅(qū)開采。

2 長6油藏注CO2驅(qū)參數(shù)

2.1 注氣壓力和注氣速度

模擬10t/d和5t/d注氣速度下的累計采收率和地層壓力變化(圖2)，發(fā)現(xiàn)注氣速度越快，混相效應(yīng)[9-10]越明顯，累計采收率越高，地層壓力保持水平也越高。

喬家洼油田經(jīng)過多年自然能量開采，地層能量虧空較嚴重，結(jié)合油田生產(chǎn)實際情況，參考注水配注原則，選擇注氣速度為20t/d。

參考注氣井地層破裂壓力，在不超過地層破裂壓力、以較高排量注入的原則下，設(shè)計注氣壓力小于20MPa(要求注氣泵施工能力不低于25MPa)，根據(jù)現(xiàn)場條件，研究區(qū)先期試驗選取壓力為16MPa，后期實時調(diào)整。

2.2 注氣方式

模擬了連續(xù)氣驅(qū)和水氣交替注入(WAG)的采出程度和含水率(圖3)，連續(xù)氣驅(qū)最終采出程度為33.73%；WAG最終采出程度為44.70%，比連續(xù)氣驅(qū)高了10.97%。對于非均質(zhì)儲層，由于高滲通道的存在，注入氣很容易沿高滲層突進，且儲層非均質(zhì)性越強，氣體竄逸現(xiàn)象越嚴重[11-12]。水氣段塞的交替注入能夠調(diào)整注入流體剖面，使得注入流體更多地啟動低滲層，從而改善非均質(zhì)儲層的驅(qū)油效果。

從含水率曲線可以看出，無論是連續(xù)氣驅(qū)還是水氣交替注入，均能有效降低含水率。當(dāng)CO2氣體竄逸后，連續(xù)氣驅(qū)含水率可降至零；水氣交替注入含水率曲線，大致在50%～90%范圍內(nèi)波動，含水率最低可降至53.33%。

3 CO2驅(qū)開發(fā)效果分析

3.1 CO2注氣情況

喬家洼油田從2012年9月開始注CO2，目前共有5口注氣井，一線受益采油井為18口，截至2015年8月，累計注入 CO2氣51301.8t(表3)。平均單井注氣速度為21.7t/d，注氣強度達2.8～3t/(d·m)，同類油藏平均注水強度為1.42t/(d·m)，說明CO2氣體的注入性更好。

表3　喬家洼油田靖45543井區(qū)CO2注氣數(shù)據(jù)表

3.2 產(chǎn)量與含水率

注CO2后平均單井日產(chǎn)液由0.44t上升到0.79t，平均單井日產(chǎn)油由0.17t上升到0.29t，綜合含水率控制在65%以內(nèi)，累計增油1806.2t?？傮w表現(xiàn)為兩升一穩(wěn)特征(圖4)，即日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量上升，綜合含水率相對穩(wěn)定。

3.3 見效及見氣特征

45543-05注氣井于2013年3月轉(zhuǎn)注，一線受益井45586于2013年10月日產(chǎn)油明顯上升，監(jiān)測采油井含氣量為20%，初步見效，見效期為7個月。通過監(jiān)測注氣井對應(yīng)受益采油井CO2含量及單井產(chǎn)量變化發(fā)現(xiàn)，見氣井(監(jiān)測到CO2含量的油井)主要位于注氣井的北偏東45°～65°，與研究區(qū)的主應(yīng)力方向一致。

3.4 遞減變緩，含水穩(wěn)定

對5口注氣井周邊18口受益井統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，注CO2以來受益采油井已相繼見效，產(chǎn)量明顯回升，綜合含水率穩(wěn)定，遞減得到有效控制。注氣區(qū)單井產(chǎn)量月遞減率為5.7%，非注氣區(qū)單井產(chǎn)量月遞減率為12.3%。截止到2015年5月，注氣區(qū)單井平均月產(chǎn)量為非注氣區(qū)的2.21倍(圖5)，階段累計增油1782.59t，采收率提高0.74個百分點。

4 結(jié)論

(1)注CO2驅(qū)數(shù)值模擬結(jié)果顯示，喬家洼油田綜合評價值為0.698，適合采用CO2驅(qū)開采。

(2)低滲油藏一般注入CO2后7個月左右采油井見效，產(chǎn)量上升或保持穩(wěn)定，含水率穩(wěn)定，遞減變緩。

(3)注CO2以來，喬家洼油田階段累計增油1782.59t，采收率提高0.74個百分點。

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The Development Practice and Effect Analysis for CO2Injection in Chang 6 Reservoir of Qiaojiawa Oilfield

Wang Yan1，Li Weifeng2，Jia Zili1，Shi bin1

(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co.,Ltd.,Xi′an，Shaanxi 710075,China；2.ResearchCenterofExplorationandDevelopment,YanchangOilfiledCo.,Ltd.,Yanan,Shaanxi716000，China)

Abstract:The chang 6 reservoir of Qiaojiawa oil-field belongs to typical low porosity, low permeability reservoir, featured with low output by natural energy, low recovery ratio, and fast reduction of yield. To raise the production and recovery ratio, the test of CO2 flooding has been conducted. According to the developing mode and actual production parameters in the oilfield, the adaptability of CO2 flooding has been analyzed by numerical modeling, optimized parameters as injection volume of CO2, injection pressure, injection rate and injection modes in Qiaojiawa oilfield, which verified the CO2 flooding is fit for the development in this area. Finally, it is considered that best injection rate is 20t/d，injection pressure should be 16MPa，with the water and CO2 injecting alternatively. The development effect of CO2 flooding showed that yield raised in low permeability reservoir after injecting CO2 for seven months, lowered the rate both water cut rise and yield decrease, with obvious effect of raising production. So, CO2 flooding has been considered as an effective means to improve the recovery ratio in extra low permeability reservoir.

Key words:CO2 flooding；heterogeneity；decreasing；recovery ratio

第一作者簡介：王艷(1982年生)，女，碩士，工程師，從事油田開發(fā)工作。郵箱：272763681@qq.com。

中圖分類號：TE348

文獻標識碼：A