喬長發(fā)（中油遼河油田公司歡喜嶺采油廠，遼寧　盤錦　124114）

低滲油藏C02驅油優(yōu)化注采參數(shù)研究

喬長發(fā)（中油遼河油田公司歡喜嶺采油廠，遼寧盤錦124114）

遼河油田杜家臺油層為低滲透儲層，非均質性嚴重，開發(fā)時間長，含水率高，注水困難，為了改善杜家臺油層開發(fā)效果，擬進行CO2驅開發(fā)。本文通過開展精細層組劃分，優(yōu)選連通程度較高的小層實施CO2驅油；多種注采井網指標預測對比，優(yōu)選出合理的注采井網；并開展了注氣速度優(yōu)化和確定合理氣-水比，指導CO2驅現(xiàn)場實施。本項目研究結果能有效改善杜家臺油藏開發(fā)效果，對現(xiàn)場實施具有較強的指導意義。

注采井網；注氣速度；氣-水比

1　概況

針對歡北杜家臺油層開發(fā)時間長，轉注水開發(fā)后，油井開井率低，注水見效不明顯的的現(xiàn)狀。在歡北杜家臺油藏四級斷塊齊2-8-10塊根據(jù)剩余油分布特征及油層連通情況，優(yōu)選剩余油富集、連通情況好的油層建立先導試驗井組，開展先導試驗設計。前期研究表明，在齊2-8-011井附近，剩余油富集且連通性較好，因此，選擇該部位進行先導試驗。

2　注氣層位優(yōu)選

在齊2-8-011井組開展油層連通性研究，研究結果表明，在該井組的5個小層中連通性較好，從各油層的連通情況看，連通程度較高，達到90%。因此，注入層位選擇1-5層。特別指出的是，由于第5小層東部靠近邊水，因此，生產井射孔要有效進行避水設計，生產層位為1-4小層。

3　注采井網井距優(yōu)化

根據(jù)目前區(qū)塊實際情況，采用大規(guī)模新井已經不現(xiàn)實，因此，盡量利用老井，個別補充新井進行有效開發(fā)。項目分析了試驗區(qū)塊的地質及生產特征，確定了采用三種方式對杜家臺進行注CO2開發(fā)。

方案1：利用反9點井網進行CO2驅，注氣井為齊2-8-011。優(yōu)選日注入氣量，得到最優(yōu)注入CO2。方案預測年限為10年。

方案2：利用反5點井網進行CO2驅，為注氣量為5×104m3/d時的情況下，進行水氣交替注入，模擬不同注入氣水比時的采出情況。

方案3：對比反5點井網與反9點井網下注氣5×104m3/d和注入氣水比為1：3時的生產情況。

預測結果表明，兩種注氣方式下，反9點井網的累計采出油量均高于反5點井網，階段采出程度高，所以選擇反九點井網。

4　注氣速度優(yōu)化

動態(tài)分析預測杜家臺目前壓力18.67MPa，在下面注氣量計算中油層地層壓力均以19 MPa為起點算起。

注氣是采氣的反過程，在壓力變化不大時認為氣相有效滲透率不變，注氣量公式與采氣量公式系數(shù)相同

由上式計算在不同地層壓力下1MPa壓差的注氣量。隨地層壓力的升高單位壓差注氣量增大，但變化幅度不大。

在油藏注采平衡的條件下油藏所需要的注氣量與采油速度、地質儲量、地層壓力、原油體積系數(shù)、注入氣的壓縮系數(shù)等因素有關。

注氣量計算過程如下：

（1）計算天然氣膨脹系數(shù)

天然氣注入到地下體積被壓縮，注入量計算中需要知道多少地面標態(tài)條件下的天然氣注入到地下是1m3，即天然氣的膨脹系數(shù)。

（2）計算100×104m3原油儲量在1%采油速度時的注氣量。在此基礎之上可以計算給定的油藏儲量在任意采油速度下的注氣量。

（3）計算100×104m3原油儲量在1%采油速度下氣油比增加100時的注氣量。在此基礎之上可以計算給定的油藏儲量在任意采油速度、任意氣油比增量條件下的注氣量。

原油儲量100×104m3在1%采油速度時年采油量是1×104m3，平衡注采一年的注氣量為

式中：

Bo—原油體積系數(shù)，m3/m3；

qY—年注氣量，104m3。

原油體積系數(shù)使用PVT實驗數(shù)據(jù)插值計算。

把上面公式聯(lián)合得到產1×104m3原油需要的注氣量公式

該式計算可知：隨著壓力的升高，采1×104m3原油所需要注氣量增加，采油量1×104m3需要的注氣量與地層壓力呈近似直線關系，關系方程為

地層壓力在19～24MPa之間，如果地層壓力升高1MPa，采出1%的原油需要增加的注氣量約為14×104m3。

該注氣量為不同采收率情況下的油藏虧空量，即為該條件下的儲氣量。計算在不同采油速度、不同地層壓力下，所需要年注氣量的公式如下

式中：N—儲量，104m3；V—采油速度，%。

通過以上公式計算得：在目前地層壓力下（19MPa），日注氣量4.56～5.5×104m3可以保持5%左右采油速度的需要，因此確定油藏的日注氣量為5×104m3。該注氣量維持5%的采油速度的地層壓力恢復上限為24 MPa。

5　確定合理氣-水注入比

注氣量為5×104m3/d時的情況下，進行水氣交替注入，模擬不同注入氣水比時的采出情況。此方案模擬氣水比分別為1、1：2、1：3、1：4，預測年限為10年。由預測結果可以看出，當氣水比增加，累采油量先增加后減少，當氣水比高于1：3時，累采油量增加不明顯。當注入氣水比為1：3時，采出程度提高最多，為5.07%。

6　結語

（1）注采參數(shù)優(yōu)化對CO2驅提高油藏采收率意義重大，通過注采參數(shù)優(yōu)化能最大限度提高油藏采收率，取得最優(yōu)的經濟效益。

（2）模擬預測表明，歡北杜家臺油層通過CO2氣-水交替注入，提高油藏采收率5.07個百分點，能有效改善油藏開發(fā)效果。