王 昊

（中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

CO2驅擴大波及體積技術研究

王 昊

（中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

本文針對吉林油田某CO2試驗區(qū)油井見效特征，采用室內試驗與數值模擬技術對水氣交替、流壓控制等技術進行組合優(yōu)化，擴大了CO2波及體積，促進了油井均勻混相見效，經現場驗證，效果良好。

特低滲透油藏；CO2驅；波及效率

特低滲透油藏儲層物性差，注水開發(fā)難度大，CO2（二氧化碳）驅能夠進一步提高油藏采收率，但受儲層非均質性及CO2與原油間的高流度比影響，CO2在驅替過程中波及效率比較低，油井見效差異比較大。CO2的波及效率是影響CO2驅開發(fā)效果的重要因素之一，在非均質性比較強的油藏實施CO2驅時，迫切需求擴大CO2波及體積技術。

1 試驗區(qū)概況

試驗區(qū)位于大情字井油田向斜構造東翼的斜坡上，試驗區(qū)主要沉積微相類型為河口壩主體和河口壩側緣沉積，儲層平均孔隙度1 3%，平均滲透率4.5mD，區(qū)塊原始地層壓力23.6MPa（高于混相壓力22.1 MPa），201 2年7月試驗區(qū)開展了CO2驅試驗，其中，注入井1 0口、油井23口，注入烴類孔隙體積0.1 HPV后，試驗區(qū)陸續(xù)出現了3類動態(tài)特征油井：第一類為氣竄井，動態(tài)表現為日產氣大于1 000m3，CO2含量＞70%，產液量大幅下降；第二類為混相見效井，動態(tài)表現為產油量上升、含水下降，日產氣400～600m3，CO2含量1 0%～50%；第三類為見效不明顯井，動態(tài)表現為產液量、產油量平穩(wěn)，未見產氣量，油井見效特征表明，高產氣井與見效不明顯井對試驗區(qū)的產量影響較大。

綜合分析認為，由于CO2與原油間的高流度比導致CO2沿高滲透條帶串流，形成氣竄通道，使CO2與原油不能實現多次接觸混相，而儲層物性差的區(qū)域CO2波及較少，油井很難見效。因此，需要合理調控、擴大CO2波及體積，實現試驗區(qū)整體混相驅替。

2 擴大波及體積技術

2.1 水氣交替技術

水氣交替注入是用水控制驅替流度并穩(wěn)定前緣、提高驅油效率的核技術。但能使油藏采收率提高幅度最大的水氣交替注入比例，需要進行詳細研究。根據試驗區(qū)的儲層特點，分別采用室內試驗和數值模擬技術對水氣段塞比進行了優(yōu)化設計。

2.1.1 室內實驗

將天然巖心篩選、排列，連接成1m長的巖心，并將巖心模型飽和地層油。按一定流量將氣體注入巖心中，然后按相同流量注入水，分別展開水氣比為1：1、1：2、2：1驅油以及水驅油、CO2氣驅油5個室內物模實驗。在巖心出口設置回壓24MPa（地層壓力），記錄不同實驗采收率與注入體積之間的變化情況（圖1）。

圖1 不同注氣段塞采出程度對比圖

從實驗結果可以看出，注0.3HCPV體積之后，水氣交替與單純的氣驅和水驅相比，提高采出程度的幅度增大，說明水氣交替有擴大CO2波及體積、提高采收率的作用。其中，水氣比為1：2的段塞驅油效果最好，最終采收率為60.45%；水氣比為1：1的段塞驅油效果較好，最終采收率為58.50%；水氣比為2：1的段塞驅油效果居中，最終采收率為54.24%；CO2氣驅油的效果較差，最終采收率為45.22%；水驅油的效果最差，最終采收率為39.56%。

2.1.2 數值模擬研究

為了優(yōu)化水氣段塞比，根據試驗區(qū)儲層發(fā)育狀況，建立了實際地質模型，采用數值模擬技術對水氣段塞比進行優(yōu)化。設計注氣速度為25t/d、注水為30t/d，累計注入體積為0.55HCPV（超過注入量轉水驅），設計了1 0個不同的WAG水氣段塞比（1：1、1：2、1：3、2：1、2：2、3：3、6：6、1 2：1 2）進行了數值模擬。計算結果表明，氣體比例過高（水氣比1：3）會造成氣體的過早突破，壓力后期采收率上升平緩，大的段塞采收率整體都不高，不利于長期開采（3：3、6：6、1 2：1 2）；水氣比1：1時油藏提高采收率的幅度最大，氣體上升的速度也比較小。

通過室內試驗和數值模擬技術的綜合研究結果可以看出，水氣比為1：1或1：2時相對比較合理，考慮到CO2利用效率問題，使用水氣比為1：1的WAG交替段塞驅替。

2.2 流壓控制技術

CO2驅油過程中，達到混相驅壓力之后，井底流壓的控制顯得尤為重要：如果井底流壓控制過高，有利于原油與CO2的溶解與混相但影響產能；反之會影響井筒附近的CO2溶解，導致混相范圍變小，高滲條帶易氣竄而低滲區(qū)CO2波及較少。為了盡可能擴大混相范圍，需要對不同見效特征油井流壓進行優(yōu)化。

利用數模技術，在對試驗區(qū)生產動態(tài)進行歷史擬合的基礎上，設計了1 2個方案：注入方式為水氣交替，注入速度25t/ d，對高產氣井、混相井、見效不明顯井分別進行10MPa、1 2MPa、1 5MPa、20MPa的流壓控制模擬（圖2、圖3）。

圖2 高產氣井不同流壓控制氣油比圖

圖3 高產氣井不同流壓控制壓力圖

從實驗結果來看：生產的地層壓力和流壓成正比關系，流壓越低地層壓力保持水平越低，流壓控制在10～12MPa時生產過程中地層壓力下降至接近最小混相壓力，流壓控制在15～20MPa在注氣階段地層壓力可保持在最小混相壓力之上；氣油比方面，采油前期和后期流壓控制較高時氣油比水平較低，采油中期流壓控制相對較低、氣油比較低。

綜合考慮這兩個方面指標，高產氣井流壓控制在15～20MPa最優(yōu)。同樣可分析得出，混相見效井和見效不明顯井流壓控制在12～15MPa和10～12MPa時最優(yōu)。

根據3類見效井的最優(yōu)流壓控制量進行不同組合，設計了8個方案篩選出最佳組合為高產氣井、混相見效井和見效不明顯井控制流壓分別為20MPa、15MPa和12MPa。數模累產油圖也顯示了組合最優(yōu)方案累產油量明顯高于單一類型不同流壓控制的累產油量（圖4），即高產氣井選擇相對較高的流壓對其控制、見效不明顯井則采取相對較低的流壓，而通過對不同見效井進行合理的流壓控制，擴大CO2波及體積，可有效促進平面均勻驅替。

圖4 不同流壓控制方案累產油對比曲線

3 應用效果

根據方案模擬結果，對試驗區(qū)高產氣井、混相見效井和見效不明顯井控制流壓分別為20MPa、15MPa和12MPa，對注入井實施水氣段塞比為1：1的水氣交替注入。通過調控，注入CO2總量達到0.18HCPV后，試驗區(qū)整體產量逐漸上升，其中典型高產氣井3-5井日產油由0.4t上升到2.5t（圖5），典型見效不明顯井7-3井日產油由0.4t上

圖5 H3-5井采油曲線圖

圖6 H7-3井日采油曲線圖

4 結論

（1）室內實驗和數值模擬研究表明，水氣交替能夠擴大CO2的波及體積，提高油藏的采收率，但不同水氣段塞比提高采收率的幅度不同，根據試驗區(qū)儲層的發(fā)育特點，當水氣交替段塞比在1：1時，能較好地擴大CO2波及體積，提高油藏采收率。

（2）對不同見效特征的油井制定不同的對策：高產氣井要抑制氣體在該方向的串流，減弱氣竄通道形成的可能；混相見效井要保持其混相狀態(tài)，擴大混相范圍；見效不明顯井要促進流體在該方向的滲流，增加CO2與原油的接觸頻率，促進其混相見效。

（3）水氣交替與流壓控制配合使用，能夠起到進一步擴大CO2波及體積，促進油井均勻混相見效的目的，經現場實踐，該技術組合具備推廣潛力。

[1]王友啟，周梅，聶俊.提高采收率技術的應用狀況及發(fā)展趨勢[J].斷塊油氣田，2010，17（5）：628-631.

[2]魏兆勝，劉運成，于孝玉，張金亮.吉林大情字井油田復雜巖性油藏評價與預測[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011.

[3]李延軍.海拉爾油田注空氣和CO2驅試驗效果及應用潛力[J].大慶石油地質與開發(fā)，2013，32（5）：132-136.

[4]高云叢，趙密福，王建波，等.特低滲油藏CO2非混相驅生產特征與氣竄規(guī)律[J].石油勘探與開發(fā)，2014，41（1）：79-85.

?松遼盆地CO2驅油與埋存技術示范工程（2011ZX05054）