李承龍，張 宇

(1.大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.大慶師范學(xué)院計(jì)算機(jī)科學(xué)與信息技術(shù)學(xué)院，黑龍江 大慶 163712)

大慶油田N區(qū)塊注采井54口，其中，注入井18口，采出井36口。截止到2018年12月，全區(qū)日產(chǎn)液量1 085.91 t，日產(chǎn)油量8.25 t，采出程度17.28%。油藏孔隙度14.2%，滲透率4.2×10-3μm2，有效厚度10.8 m，初始地層壓力18.8 MPa。N區(qū)塊于2006年進(jìn)行水驅(qū)開采，目前，存在注入壓力高、儲(chǔ)層動(dòng)用程度低、低產(chǎn)低效長(zhǎng)關(guān)井比例大、水驅(qū)開發(fā)難度大等問題。所以，亟需采用一種切實(shí)可行的方法進(jìn)一步提高原油采收率。CO2驅(qū)能夠在水驅(qū)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，達(dá)到提高采收率的目的[1-3]，可作為一種水驅(qū)后進(jìn)一步提高原油采收率的有效方法[4]。

本文以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，數(shù)值模擬技術(shù)為手段，結(jié)合N區(qū)塊實(shí)際情況，針對(duì)水驅(qū)后油藏進(jìn)一步的挖潛開展綜合性研究[5-7]。首先通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)開展巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分別模擬水驅(qū)、水驅(qū)后連續(xù)注氣和水驅(qū)后氣水交替注入驅(qū)油過程[8-11]，通過對(duì)比，分析三種驅(qū)替方案的開發(fā)效果，確定水驅(qū)后最優(yōu)驅(qū)替方式，在此基礎(chǔ)上，利用CMG軟件對(duì)注入?yún)?shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，最終確定最優(yōu)注入方案[12-14]。

1 氣水交替注入驅(qū)油機(jī)理

由于孔隙、喉道大小不一，部分孔隙、喉道注入水無法波及。當(dāng)注入CO2后，CO2溶于原油，降低了原油黏度，進(jìn)一步提高波及系數(shù)，同時(shí)使原油體積膨脹，增加了地層彈性能量，將原油驅(qū)替到油井中，部分剩余油脫離地層水的束縛，變成可動(dòng)油，增加了原油相滲，并且，CO2可以進(jìn)入到未波及的孔隙和喉道，氣體與原油混相后流入大孔道，注入水將大孔道的油驅(qū)替出來，擴(kuò)大了波及體積，提高了采收率[15-16]。

2 水驅(qū)后驅(qū)替方式優(yōu)選

利用人造巖心開展室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，模擬至含水率達(dá)98%為止，模擬結(jié)果見表1。模擬結(jié)果表明：方案2與方案3驅(qū)油效果明顯優(yōu)于方案1，說明水驅(qū)后進(jìn)行CO2驅(qū)可以有效提高原油采收率；方案2連續(xù)注氣階段采收率為13.2%，方案3氣水交替注入階段采收率達(dá)18.6%，方案3的階段驅(qū)油效果較好，說明氣水交替注入方式能夠進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率。因此，確定氣水交替注入方式為水驅(qū)后最佳驅(qū)替方式。

表1 不同驅(qū)替方式下的采收率

3 數(shù)值模擬模型的建立

對(duì)N區(qū)塊進(jìn)行數(shù)值模擬研究。首先用Petrel軟件建立構(gòu)造與屬性模型，平面網(wǎng)格數(shù)為108×61，縱向上共26個(gè)小層(見圖1、圖2)。使用CMG軟件對(duì)試驗(yàn)區(qū)N區(qū)塊的儲(chǔ)量以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合，擬合時(shí)間為2006—2018年。實(shí)際儲(chǔ)量為396.35×104t，計(jì)算儲(chǔ)量為402.8×104t，相對(duì)誤差1.6%，全區(qū)累產(chǎn)油68.49×104t，計(jì)算累計(jì)產(chǎn)油量為69.60×104t，相對(duì)誤差1.6%。全區(qū)其他指標(biāo)擬合精度在95%以上，單井?dāng)M合精度90%以上。

圖1 N井區(qū)井位

圖2 N井區(qū)滲透率模型

4 模型注入?yún)?shù)優(yōu)選研究

在水驅(qū)后最優(yōu)驅(qū)替方式基礎(chǔ)上(水驅(qū)+氣水交替驅(qū)+后續(xù)水驅(qū))，利用CMG數(shù)值模擬軟件，采用單因素分析法，分別對(duì)CO2注入速度、注水速度、周期、氣水比和交替注入輪次等因素進(jìn)行優(yōu)化。轉(zhuǎn)氣水交替注入時(shí)機(jī)為含水率達(dá)98%，模擬結(jié)束時(shí)機(jī)為后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)98%。

4.1 CO2注入速度優(yōu)化

CO2的注入速度不能過大，也不能過小。速度過大會(huì)引起CO2突進(jìn)，在水平和縱向上波及效果變差，采收率降低，速度過小導(dǎo)致地層壓力不穩(wěn)定，無法滿足措施要求，達(dá)不到提升采收率的目的，所以要合理優(yōu)化注入速度。

按照注入速度不同，設(shè)計(jì)CO2與水交替注入方案(見表2)，利用CMG軟件模擬不同方案驅(qū)油過程(首段塞注入CO2)。

數(shù)值模擬結(jié)果(見圖3)表明：隨著CO2注入速度的提高，階段采收率逐漸增加，換油率逐漸下降。當(dāng)CO2注入速度小于8 000 m3/d時(shí)，階段采收率明顯增加，換油率急劇減??；當(dāng)CO2注入的速度大于8 000 m3/d時(shí)，階段采收率增幅變緩并趨于穩(wěn)定，換油率基本不變。因此，確定CO2的最優(yōu)注入速度為8 000 m3/d。

表2 氣水交替注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)

圖3 不同CO2注入速度下模擬結(jié)果

4.2 注水速度優(yōu)化

在氣水交替注入過程中，水注入速度不能過大也不能過小，過大易引起突進(jìn)，油井見水過早，影響產(chǎn)量；水注入速度過小導(dǎo)致地層能量不穩(wěn)定，無法達(dá)到措施要求，降低采收率。以CO2注入速度8 000 m3/d為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)6個(gè)注水速度，由模擬結(jié)果(見圖4)可看出，隨著注水速度的提高，階段采收率和換油率均先增后降。當(dāng)注水速度為20 m3/d時(shí)，階段采收率和換油率最大，驅(qū)油效果最好，所以最優(yōu)注水速度為20 m3/d。

圖4 不同水注入速度下模擬結(jié)果

4.3 周期優(yōu)化

周期是指在氣水循環(huán)注入過程中，完成一次注氣、注水所需要的時(shí)間。注入周期過短影響注采平衡以及氣體與原油成混相，注入周期過長(zhǎng)，相當(dāng)于單相驅(qū)替，且易出現(xiàn)氣竄，影響開發(fā)效果。在CO2和水注入速度確定的情況下，設(shè)計(jì)5個(gè)氣水交替注入周期。不同周期的驅(qū)油效果見表3，從表中可以看出，隨著注入周期的增加，采出程度逐漸下降，說明注入周期越短越好，但隨著注入周期的增加，采出程度下降的幅度減小，說明注入周期對(duì)采出程度的影響減弱。注入周期為2個(gè)月時(shí)采出程度最高，周期為3個(gè)月的采出程度略低?？紤]到實(shí)際礦場(chǎng)操作的方便性，優(yōu)選注入周期為3個(gè)月。

表3 不同周期下模擬結(jié)果

4.4 氣水比優(yōu)化

針對(duì)N井區(qū)設(shè)計(jì)3個(gè)不同的氣水比(1∶1、1∶2和2∶1)方案，通過對(duì)比分析不同氣水比條件下的驅(qū)油效果，確定最優(yōu)氣水比。氣水比優(yōu)化方案結(jié)果見表4。由模擬結(jié)果可以看出，氣水比對(duì)驅(qū)油效果影響較大，方案1和方案3階段采收率較高，分別達(dá)到14.30%和14.37%，方案2采收率最低；方案1與方案3相比，階段采收率相近，但方案1的換油率為1.20 t/104m3，明顯高于方案3的0.90 t/104m3。因此，通過對(duì)比分析各方案的驅(qū)油效果，確定最佳氣水比為1∶1。

表4 不同氣水比的模擬效果

4.5 交替注入輪次優(yōu)化

交替注入輪次是指氣水交替注入次數(shù)對(duì)開發(fā)效果影響較大，氣水交替注入期間，CO2可以進(jìn)入到小孔道以及未波及的區(qū)域，與原油混相后流入大孔道，從而擴(kuò)大了波及體積，提高采收率。圖5為不同輪次下階段采收率結(jié)果曲線，從圖中可知，隨著交替注入輪次的增加，階段采收率逐漸變大，換油率逐漸下降，當(dāng)交替注入輪次超過9次后，采收率增幅明顯減緩，換油率趨于穩(wěn)定，所以最優(yōu)交替注入輪次為9次。

綜上所述，確定了大慶油田N區(qū)塊水驅(qū)后最優(yōu)注入方案：氣水交替注入方式，注入?yún)?shù)見表5。經(jīng)計(jì)算，氣水交替注入時(shí)間為27個(gè)月。

圖5 不同輪次模擬結(jié)果

表5 最優(yōu)組合參數(shù)

5 結(jié)果預(yù)測(cè)

基于已確定的最優(yōu)注入方案，對(duì)N區(qū)塊進(jìn)行預(yù)測(cè)，共設(shè)計(jì)兩種方案。

方案1：水驅(qū)后繼續(xù)注水至含水率達(dá)98%為止。

方案2：最優(yōu)注入方案，當(dāng)交替注入結(jié)束后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，至含水率98%為止。

經(jīng)過預(yù)測(cè)(見表6)得出，在水驅(qū)的基礎(chǔ)上，方案2采收率提高13.53%；氣水交替注入階段，提高采收率13.11%，驅(qū)油效果較好。說明水驅(qū)后采用氣水交替驅(qū)注入方式能夠有效擴(kuò)大波及體積，進(jìn)一步提高N井區(qū)原油采收率，可作為一種水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的有效方法。

表6 不同方案的模擬結(jié)果

6 結(jié)論

(1)通過室內(nèi)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)?zāi)M水驅(qū)、水驅(qū)后連續(xù)注氣以及氣水交替注入方式的驅(qū)油過程，通過對(duì)比分析不同驅(qū)替方式的驅(qū)油效果，得出氣水交替注入方式可作為水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的有效方法。

(2)通過數(shù)值模擬方法，對(duì)注入?yún)?shù)進(jìn)行單因素分析，確定最優(yōu)注入?yún)?shù)：CO2注入速度8 000 m3/d，注水速度20 m3/d，周期3個(gè)月，氣水比1∶1，注入輪次9次。

(3)經(jīng)預(yù)測(cè)，最優(yōu)注入方案在水驅(qū)的基礎(chǔ)上可提高采收率13.53%；氣水交替注入階段，提高采收率13.11%，驅(qū)油效果較好。

(4)本文以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，以數(shù)值模擬技術(shù)為手段，研究成果可為特低滲透油藏水驅(qū)后的進(jìn)一步挖潛提供理論基礎(chǔ)。