程杰成，劉春林，汪艷勇，白文廣，牟廣山

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163453)

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特低滲透油藏二氧化碳近混相驅(qū)試驗(yàn)研究

程杰成，劉春林，汪艷勇，白文廣，牟廣山

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163453)

針對(duì)特低滲透油藏CO2驅(qū)混相難的問(wèn)題，運(yùn)用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、油藏工程和數(shù)值模擬方法，研究了特低滲透油藏實(shí)現(xiàn)CO2近混相驅(qū)的方法，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，總結(jié)了CO2近混相驅(qū)的生產(chǎn)特征。研究結(jié)果表明：通過(guò)優(yōu)化油藏工程方案設(shè)計(jì)，特低滲透扶楊油層能夠?qū)崿F(xiàn)CO2近混相驅(qū)，目標(biāo)區(qū)塊的注入能力強(qiáng)、產(chǎn)量高，開(kāi)發(fā)效果也明顯好于同類油層水驅(qū)區(qū)塊；儲(chǔ)層流動(dòng)單元是影響油井受效程度的主要因素，裂縫和儲(chǔ)層物性好的高滲條帶是CO2黏性指進(jìn)的重要因素。研究結(jié)果對(duì)特低滲透油田開(kāi)展CO2驅(qū)有借鑒意義。

CO2驅(qū)油；近混相氣驅(qū)；特低滲透油藏；扶楊油層

0 引 言

大慶外圍扶楊油層屬于特低滲透油層，其水驅(qū)開(kāi)發(fā)具有注水效率低、產(chǎn)量遞減率高、水驅(qū)采收率低等特點(diǎn)，必須探索有效的開(kāi)發(fā)方式[1-2]。CO2驅(qū)包括混相驅(qū)和非混相驅(qū)2種驅(qū)油方式，混相驅(qū)采收率比非混相驅(qū)高3～5個(gè)百分點(diǎn)，但中國(guó)大多數(shù)油藏都難以達(dá)到混相[3-6]。1995年，Shyeh-Yung J J提出近混相氣驅(qū)的概念，它是指注入氣體與原油接近混相狀態(tài)。近混相驅(qū)可大幅降低地層原油密度、黏度和油氣界面張力，進(jìn)而提高原油采收率，國(guó)內(nèi)外關(guān)于其驅(qū)油機(jī)理已開(kāi)展了研究，但是對(duì)于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)研究未見(jiàn)報(bào)道[7-9]。Y101區(qū)塊扶楊油層的空氣滲透率為1.06×10-3μm2，原始地層壓力為22.1 MPa，實(shí)驗(yàn)測(cè)得其地層原油與CO2的最小混相壓力為32.2 MPa，地層條件下難以達(dá)到CO2混相驅(qū)。因此，以Y101區(qū)塊為例，尋求該類油藏實(shí)現(xiàn)CO2近混相驅(qū)油藏工程方案設(shè)計(jì)方法，總結(jié)CO2近混相驅(qū)的生產(chǎn)特征，對(duì)同類特低滲透油田CO2驅(qū)應(yīng)用具有指導(dǎo)意義。

1 近混相驅(qū)井網(wǎng)部署研究

根據(jù)CO2驅(qū)的開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，制訂了井網(wǎng)部署的設(shè)計(jì)原則：采取線性注氣井網(wǎng)，井排方向與最大水平主應(yīng)力方向一致，井排距與砂體發(fā)育寬度合理匹配，設(shè)計(jì)井距為250～300 m。設(shè)計(jì)了矩形五點(diǎn)、反九點(diǎn)2種井網(wǎng)，包括6套布井方案。數(shù)值模擬計(jì)算開(kāi)發(fā)指標(biāo)結(jié)果表明：矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的開(kāi)發(fā)效果比反九點(diǎn)井網(wǎng)好，其油井產(chǎn)量和地層壓力較高。表1為不同井網(wǎng)預(yù)測(cè)開(kāi)發(fā)指標(biāo)，開(kāi)發(fā)初期2種井網(wǎng)的油井產(chǎn)量差別不大，開(kāi)發(fā)3 a矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的平均單井日產(chǎn)油為2.8 t/d，比反九點(diǎn)井網(wǎng)高0.6 t/d；開(kāi)發(fā)10 a矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的平均地層壓力為26 MPa，比反九點(diǎn)井網(wǎng)高4 MPa。

分析原因?yàn)椋壕匦挝妩c(diǎn)井網(wǎng)的氣驅(qū)過(guò)程中多向連通比例比反九點(diǎn)井網(wǎng)高19個(gè)百分點(diǎn)，而且矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的注采井距均勻，注采井距較大，因此，平面矛盾相對(duì)較小。最終優(yōu)選方案為：矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)，井排方向?yàn)镹E77°，井距為300 m，排距為250 m，7注17采。

表1 Y101區(qū)塊不同井網(wǎng)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)開(kāi)發(fā)指標(biāo)

2 近混相驅(qū)注采參數(shù)研究

運(yùn)用油藏工程和數(shù)值模擬方法，研究了合理的注采參數(shù)。超前注氣能夠抬升地層壓力，提高地層混相效果，采取超前注180 d關(guān)30 d，之后注90 d關(guān)30 d周期注氣，以避免過(guò)早氣竄；根據(jù)油層破裂壓力的要求，井口注入壓力小于25.5 MPa；初期平均單井日注氣量為10～25 t/d，注氣強(qiáng)度為1.5～3.0 t/(d·m)，最大單井日注氣量為20～40 t/d。合理流壓有利于保持地層壓力，試驗(yàn)區(qū)原油飽和壓力為4.7 MPa，因此，控制流壓不低于5.0 MPa；根據(jù)受效情況采取分類管理的周期采油制度，以延緩氣竄速度。

3 近混相驅(qū)試驗(yàn)效果

2007年12月和2008年7月分2批共投注7口注氣井，超前注氣180 d后油井分批投產(chǎn)。截至2013年12月，累計(jì)注入液態(tài)CO2共11.06×104t(0.130倍烴類孔隙體積)，累計(jì)產(chǎn)油量為5.62×104t，采油速度為0.73%，采出程度為4.70%，氣油比為95 m3/t，CO2埋存率為97%，累計(jì)埋存CO2量為10.72×104t。

CO2驅(qū)注入能力較強(qiáng)。油層一直保持較強(qiáng)的吸氣能力，投產(chǎn)初期單位厚度視吸氣指數(shù)為0.13 m3/(d·MPa·m)，與同類油層水驅(qū)區(qū)塊基本一致，開(kāi)發(fā)第3 a穩(wěn)定在0.11 m3/(d·MPa·m)，是同期同類油層水驅(qū)區(qū)塊的2倍，開(kāi)發(fā)第6 a是同期同類油層水驅(qū)區(qū)塊的5倍。

CO2驅(qū)產(chǎn)量較高，采油速度較高，地層壓力高。油井不經(jīng)壓裂改造投產(chǎn)，投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油達(dá)2.9 t/d，與同類油層水驅(qū)壓裂投產(chǎn)油井的產(chǎn)量基本一致，開(kāi)發(fā)第6 a單井日產(chǎn)油為1.8 t/d以上，是同期同類油層水驅(qū)區(qū)塊產(chǎn)量的3倍。采油速度連續(xù)4 a保持在1.00%的較高水平，開(kāi)發(fā)第6 a仍高達(dá)0.73%，而同類油層水驅(qū)區(qū)塊開(kāi)發(fā)第3 a采油速度就降至0.50%。油井投產(chǎn)初期的地層壓力為21.7 MPa，第2 a以后的地層壓力保持在27.0 MPa以上，比區(qū)塊原始地層壓力高5.0 MPa。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)試驗(yàn)區(qū)最終采收率為21%，比同類油層水驅(qū)區(qū)塊高9個(gè)百分點(diǎn)。

4 試驗(yàn)取得認(rèn)識(shí)

4.1 生產(chǎn)特征

4.1.1 注入剖面變化規(guī)律

CO2驅(qū)注入端存在層間差異，隨著驅(qū)替時(shí)間延長(zhǎng)，層間差異逐漸擴(kuò)大，流體沿高滲透條帶突進(jìn)。注入0.050倍烴類孔隙體積時(shí)，楊Ⅰ6、楊Ⅱ41和楊Ⅱ42三個(gè)層位的相對(duì)吸氣量分別為33%、42%、25%，楊Ⅱ41層發(fā)育厚度大、物性好，其相對(duì)吸氣量也最大，表明吸氣量受油層發(fā)育控制。注入0.130倍烴類孔隙體積時(shí)，測(cè)得楊Ⅰ6、楊Ⅱ41、楊Ⅱ42油層相對(duì)吸氣量分別為31%、65%、4%，表明隨累計(jì)注入量增加，層間差異也逐漸變大。

4.1.2 油井受效規(guī)律

流動(dòng)單元是影響油井受效程度的主要因素?？紤]孔隙度、滲透率、有效厚度和地層系數(shù)4個(gè)參數(shù)，將試驗(yàn)區(qū)扶楊油層分為4類流動(dòng)單元，一類流動(dòng)單元的油層最好，四類流動(dòng)單元的油層最差。油井根據(jù)受效情況和流動(dòng)單元?jiǎng)澐譃?類。一類井：受效較好，主要處于一類流動(dòng)單元，初期單井日產(chǎn)油大于3 t/d，產(chǎn)量一直在較高水平下保持穩(wěn)產(chǎn)或呈上升趨勢(shì)，生產(chǎn)3 a后因見(jiàn)氣影響產(chǎn)量下降，共6口井；二類井：受效中等，主要處于二類流動(dòng)單元，初期單井日產(chǎn)油為1～3 t/d，產(chǎn)量保持穩(wěn)定，共7口井；三類井：受效較差，主要處于三、四類流動(dòng)單元，初期單井日產(chǎn)油小于1 t/d，共4口井。

4.1.3 油井見(jiàn)氣規(guī)律

油井CO2濃度和產(chǎn)氣量監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，裂縫和油層物性好的高滲條帶是CO2黏性指進(jìn)的重要因素[10-11]，油井見(jiàn)氣類型可以分為裂縫型、基質(zhì)高滲通道型和基質(zhì)低滲區(qū)域型。

(1) 裂縫型見(jiàn)氣井優(yōu)先見(jiàn)氣，其位于注氣井排方向，投產(chǎn)后迅速見(jiàn)氣，見(jiàn)氣后CO2含量和氣油比急劇上升，產(chǎn)油量大幅下降，僅Y96-C16井符合該特征，投產(chǎn)2個(gè)月CO2含量達(dá)到70%以上，氣油比最高達(dá)到794 m3/t，日產(chǎn)油量由2.8 t/d降至0.5 t/d，實(shí)施泡沫調(diào)剖后氣油比有所下降，后期采取自噴采油，2014年1月轉(zhuǎn)為注氣井。

(2) 基質(zhì)高滲通道型見(jiàn)氣井稍晚見(jiàn)氣，其位于一類流動(dòng)單元的高滲通道上，投產(chǎn)4～14個(gè)月后見(jiàn)氣，見(jiàn)氣后CO2含量逐漸升至70%～80%，之后趨于穩(wěn)定，產(chǎn)油量有穩(wěn)定或上升階段，CO2前緣突破到井口平均需9個(gè)月，氣油比小于200 m3/t，包括Y95-C16等6口井。

(3) 基質(zhì)低滲區(qū)域型見(jiàn)氣井最后見(jiàn)氣，其見(jiàn)氣時(shí)間大于14個(gè)月，見(jiàn)氣后CO2含量上升緩慢，產(chǎn)油量無(wú)明顯變化，氣油比小于100 m3/t，包括Y97-C13等10口井。

4.1.4 原油物性變化規(guī)律

CO2對(duì)原油有較好的萃取作用，注氣后產(chǎn)出原油中的輕質(zhì)組分含量增加，原油黏度下降。在投產(chǎn)初期和注入0.100倍烴類孔隙體積時(shí)，進(jìn)行了高壓物性取樣分析。結(jié)果表明，采出端的地層原油中C3—C10輕質(zhì)組分的含量由29.1%升至34.8%，黏度由3.6 mPa·s降至1.9 mPa·s，最小混相壓力由32.2 MPa降至28.6 MPa。井口采出原油中C18以下的組分含量投產(chǎn)初期為20.0%，注入0.075倍烴類孔隙體積時(shí)增加到62.0%，之后趨于穩(wěn)定。

4.2 試驗(yàn)區(qū)為近混相驅(qū)

測(cè)得注氣井油層中部平均流壓為38.0 MPa，平均地層壓力為34.7 MPa，均高于最小混相壓力，采油井的平均地層壓力為27.0 MPa，低于最小混相壓力，因此，在注入井周圍能形成混相，試驗(yàn)區(qū)為近混相驅(qū)。由于CO2對(duì)原油的萃取作用，從注入端至采出端的原油最小混相壓力逐漸降低。注入端至采出端可分為混相、半混相和非混相3種驅(qū)替狀態(tài)，定義p1為測(cè)得的原始最小混相壓力(32.2 MPa)，p2為數(shù)值模擬計(jì)算的目前最小混相壓力(注入端為35.0 MPa，采出端為29.0 MPa)，地層壓力大于p1、p2的區(qū)域?yàn)榛煜鄥^(qū)，地層壓力介于p1、p2之間的區(qū)域?yàn)榘牖煜鄥^(qū)，地層壓力小于p1、p2的區(qū)域?yàn)榉腔煜鄥^(qū)。圖1為數(shù)值模擬計(jì)算的地層壓力分布圖，圖中注氣井周圍圈內(nèi)為混相區(qū)，Y101試驗(yàn)區(qū)混相區(qū)域占1/4，半混相區(qū)域占1/8，非混相區(qū)域占5/8，混相半徑最遠(yuǎn)可達(dá)169 m。

圖1 試驗(yàn)區(qū)地層壓力分布 (圈內(nèi)為混相區(qū))

4.3 經(jīng)濟(jì)效益分析

截至2015年12月底，試驗(yàn)區(qū)累計(jì)投入費(fèi)用2.60×108元，其中投資費(fèi)用占36.3%，氣源費(fèi)用占33.7%，其他成本費(fèi)用占30.0%。累計(jì)生產(chǎn)原油7.13×104t，累計(jì)收入2.83×108元，累計(jì)投入產(chǎn)出比為1.00∶1.08。在油價(jià)3 400 元/t條件下，按目前投資及操作成本，開(kāi)發(fā)15 a稅后內(nèi)部收益率為3.49%，若不考慮氣源成本，稅后內(nèi)部收益率可達(dá)11.42%。內(nèi)部收益率為8.00%時(shí)，臨界氣源價(jià)格為159 元/t，目前氣源價(jià)格為379 元/t。氣源成本影響了試驗(yàn)經(jīng)濟(jì)效益，若能進(jìn)一步降低氣源價(jià)格，同時(shí)國(guó)家給予減排補(bǔ)貼，CO2驅(qū)有望實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。

5 結(jié) 論

(1) 在油藏工程方案設(shè)計(jì)上，采用矩形五點(diǎn)井網(wǎng)，可保持較高的地層壓力，注氣井采取超前注氣、周期注氣的方式，油井采取流壓控制、周期采油的方式，有利于實(shí)現(xiàn)近混相驅(qū)，并控制氣竄速度。

(2) 對(duì)于特低滲透扶楊油層，在注采井都不壓裂投產(chǎn)的情況下，通過(guò)超前注CO2能夠有效開(kāi)發(fā)。CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)注入能力強(qiáng)，油層動(dòng)用程度較高，油井產(chǎn)量水平高，采油速度高，地層壓力高，開(kāi)發(fā)效果明顯好于同類水驅(qū)區(qū)塊。

(3) CO2驅(qū)存在層間差異，流體沿著高滲透條帶突進(jìn)；儲(chǔ)層流動(dòng)單元是影響油井受效程度的主要因素，流動(dòng)單元好的區(qū)域受效程度較高；裂縫和高滲條帶是CO2黏性指進(jìn)的重要因素，裂縫方向的油井優(yōu)先見(jiàn)氣，高滲通道的油井稍晚見(jiàn)氣。

(4) 對(duì)于最小混相壓力較高的特低滲透油藏，在最小混相壓力高于原始地層壓力10 MPa的情況下，通過(guò)優(yōu)化油藏工程方案設(shè)計(jì)與開(kāi)發(fā)調(diào)整，能夠?qū)崿F(xiàn)近混相驅(qū)，近混相驅(qū)存在混相、半混相及非混相3種驅(qū)替狀態(tài)。

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編輯 劉 巍

20160518；改回日期：20160922

中國(guó)石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng) “大慶油田原油4000萬(wàn)噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)研究——?dú)怛?qū)提高采收率技術(shù)” (2011E-1216)

程杰成(1962-)，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，1983年畢業(yè)于黑龍江大學(xué)化學(xué)專業(yè)，2000年畢業(yè)于大連理工大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)工作。

汪艷勇(1986-)，男，工程師，2007年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.014

TE357.45

A

1006-6535(2016)06-0064-04