鄭文寬，楊 勇，呂廣忠，李友全，張傳寶

(1.中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015； 2.山東省非常規(guī)油氣勘探開發(fā)重點實驗室，山東 東營 257015)

引 言

地層條件下，CO2處于超臨界狀態(tài)，具有高密度、低黏度、與原油混溶性強、抽提作用強、易于液化的特點[1-4]，是一種優(yōu)越的驅(qū)油劑，能夠顯著提高油藏中注入流體波及區(qū)域的驅(qū)油效率[5]。但另一方面，由于CO2流度遠大于原油流度，以及儲層固有的非均質(zhì)性，導致氣驅(qū)過程中CO2往往優(yōu)先沿滲透率優(yōu)勢通道流動，氣竄現(xiàn)象嚴重。波及系數(shù)低直接限制了CO2驅(qū)采收率的進一步提高[6-8]。如何控制注氣過程中不利的流度比以及提高氣體的宏觀波及規(guī)律，是進一步提高CO2驅(qū)采收率的關(guān)鍵，也是下一步的主要研究方向[9-13]。

現(xiàn)階段CO2驅(qū)擴大波及、抑制氣竄的主要措施有氣水交替、CO2增稠、泡沫調(diào)驅(qū)技術(shù)等[14-16]，然而這些技術(shù)在特低滲透油藏中的適應性均欠佳，主要體現(xiàn)在油藏滲透率低，注入能力差，驅(qū)替劑難以注入。因此，亟需尋求新的注采模式來改善特低滲透油藏CO2驅(qū)開發(fā)效果。勝利油田借鑒水驅(qū)開發(fā)經(jīng)驗，提出了利用注采耦合技術(shù)來改善CO2驅(qū)波及效果。注采耦合是一種注采井交替注采的開發(fā)模式，通過注采交替引起的壓力場交替變化與液流轉(zhuǎn)向來提高水驅(qū)波及體積，能夠較好地抑制水竄，改善油藏高含水期的水驅(qū)效果[18-19]。雖然此前人們已經(jīng)針對水驅(qū)注采耦合技術(shù)做了諸多研究工作，但該項技術(shù)在氣驅(qū)中的研究和應用仍較少，作用機理及效果評價也尚不明確。

本文采用物理模擬與數(shù)值模擬相結(jié)合的研究方法，通過微觀可視化實驗，明確CO2驅(qū)注采耦合中油氣兩相的運移規(guī)律，以及油氣界面、前緣演化、剩余油分布等；利用數(shù)值模擬方法，研究不同條件下注采耦合的擴大波及及提高采收率規(guī)律，建立CO2驅(qū)注采耦合技術(shù)界限，以達到指導現(xiàn)場生產(chǎn)，擴大波及，抑制氣竄的效果。

1 微觀可視化實驗

1.1 實驗條件與流程

通過微觀可視化實驗模擬CO2驅(qū)注采耦合若干個連續(xù)的耦合周期，觀察注采耦合過程中的油氣兩相運移規(guī)律，以及油氣界面、前緣演化、剩余油分布等。

實驗使用的滲流介質(zhì)為玻璃刻蝕模型；使用煤油作為模擬油，煤油在50℃下的最小混相壓力約為8.5 MPa，為增加辨識度，在油相中添加油溶藍；注入CO2氣樣純度為99.995%。具體實驗步驟如下：

(1)將微觀刻蝕模型裝入微觀模型夾持器中，加圍壓，對模型抽真空飽和油；

(2)關(guān)閉模型出口，打開入口，注入CO2；

(3)關(guān)閉模型入口，燜井憋壓10 min；

(4)打開模型出口，采出流體；

(5)步驟(2)—(4)為一個耦合周期，重復上述流程，每組實驗包括5個耦合周期。

實驗全程由高速攝像機記錄實驗過程，并通過圖像分析識別不同階段的油氣分布面積。

1.2 CO2驅(qū)注采耦合實驗分析

CO2驅(qū)注采耦合實驗不同階段的油氣分布如圖1所示。其中圖1(a)為注氣提壓階段，圖1(b)為燜井憋壓階段，圖1(c)為開采泄壓階段，圖1(d)為多個耦合周期后的流體分布。圖中亮白色區(qū)域為基質(zhì)顆粒，藍色區(qū)域為油相，灰色區(qū)域為氣相，綠色圓點為注入井位置，紅色圓點為采出井位置。在實驗過程中，藍色油相區(qū)域顏色由深變淺，最后變成灰色，代表油相逐漸被CO2氣相驅(qū)出。

由圖1可以看出，在注氣提壓階段，隨著模型壓力持續(xù)升高，注入的CO2主要沿大孔道緩慢擠入，集中于注入井附近，波及范圍較小，且擴散速度慢；燜井憋壓階段，模型壓力趨于平衡，CO2組分逐漸由氣相溶解擴散進油相，具體表現(xiàn)在油氣兩相界面即氣相前緣出現(xiàn)緩慢后撤，油相區(qū)域顏色逐漸變淡，說明此時CO2組分波及擴大，但是氣相區(qū)域變小；開采泄壓階段，流體在壓差的作用下由高壓區(qū)(全區(qū))向低壓區(qū)(采出井)流動，同時壓力降低引起的流體膨脹，主要是CO2膨脹，加快了采出速度，此階段CO2組分及氣相波及區(qū)域均快速擴大。

將實驗壓力提高至最小混相壓力以上，模擬混相驅(qū)注采耦合開發(fā)過程，不同實驗階段的油氣分布如圖2所示。

對比圖2混相驅(qū)注采耦合和圖1非混相驅(qū)注采耦合不同階段的油氣分布，可以看出，混相驅(qū)注采耦合由于壓力保持水平更高，增強了CO2在油相中的溶解擴散能力，因此在燜井憋壓階段，油相顏色變淡區(qū)域即CO2組分波及區(qū)域范圍更廣，而氣相區(qū)域幾乎全部消失；開采階段，較高的壓力保持水平使得流體膨脹所釋放的彈性能量更大，促使CO2運移到更廣的區(qū)域，帶出更多的油，同時也加快了流體采出速度。 通過圖像分析技術(shù)識別不同階段的油氣分布，5個耦合周期后，混相驅(qū)注采耦合CO2波及系數(shù)達到了80%，明顯高于非混相驅(qū)注采耦合的CO2波及系數(shù)70%。不同階段的CO2波及情況如圖3所示。

圖1 非混相驅(qū)注采耦合實驗不同階段油氣分布Fig.1 Oil and gas distribution in different stages of (immiscible CO2 flooding) injection-production coupling

圖2 混相驅(qū)注采耦合實驗不同階段油氣分布Fig.2 Oil and gas distribution in different stages of (miscible CO2 flooding) injection-production coupling

圖3 注采耦合不同階段的CO2波及變化規(guī)律Fig.3 Variation of CO2 sweep coefficient in different stages of injection-production coupling

相對于連續(xù)氣驅(qū)，注采耦合避免了注采井間流線直接溝通，消除了注采井間的高壓差條帶，使得注采井控制區(qū)域壓力均勻上升，CO2均勻擴散，邊角區(qū)的油更容易得到動用。

2 CO2驅(qū)注采耦合技術(shù)界限

勝利油田樊142塊平均滲透率1.89×10-3μm2，樊142-7-斜4井組為CO2驅(qū)試驗井組，包括1口注氣井與6口采油井，如圖4所示。由于該油藏儲層滲透率過低，無法采用氣水交替方式生產(chǎn)，為提高油層壓力達到混相，并擴大CO2波及體積，擬采取注采耦合方式開發(fā)。

圖4 樊142塊井網(wǎng)設(shè)計Fig.4 Well pattern design of FAN-142 block

使用Petrel軟件建立地質(zhì)模型，導入Eclipse軟件中，模擬不同條件下的CO2驅(qū)注采耦合開發(fā)過程。對比采用的注采耦合基礎(chǔ)方案為初期耦合、壓力保持水平為1倍最小混相壓力、等時注采(注采時間1∶1)、 耦合周期12個月。因考慮到此次樊142-7-斜4井組現(xiàn)場試驗要求，該部分模擬不設(shè)置燜井階段，采用控制變量方式對注采耦合技術(shù)界限進行分析。

2.1 耦合時機

根據(jù)注采耦合方式介入時機不同可分為初期耦合、見氣后耦合、氣竄后耦合等。不同耦合時機的開發(fā)情況對比如表1所示?？梢钥闯鲈皆鐚嵤┳⒉神詈希珻O2波及系數(shù)與最終采出程度越高，初期耦合相對于連續(xù)氣驅(qū)，氣相波及系數(shù)提高了5%，CO2組分波及系數(shù)提高了8.9%，采出程度提高3.4%。而由于CO2驅(qū)注采耦合擴大波及的主要機理是溶解擴散與彈性膨脹，并沒有對氣竄通道進行封堵，因此在見氣后或氣竄后轉(zhuǎn)注采耦合則較難見效。優(yōu)選初期耦合作為最佳耦合時機。

表1 不同耦合時機開發(fā)效果對比Tab.1 Comparison of development effects at different coupling times

2.2 壓力保持水平

不同壓力保持水平下的注采耦合與連續(xù)氣驅(qū)開發(fā)效果對比如圖5所示。由于CO2擴散系數(shù)與壓縮性均隨壓力升高而增大，因此相對于連續(xù)氣驅(qū)，CO2驅(qū)注采耦合開發(fā)效果受壓力保持水平影響更大，其平均壓力保持水平也應高于連續(xù)氣驅(qū)。研究區(qū)塊的最小混相壓力為31 MPa，建議注采耦合的壓力保持水平不低于37.2 MPa，即不低于1.2倍的最小混相壓力。

圖5 不同壓力保持水平的開發(fā)效果對比Fig.5 Comparison of development effects at different pressure levels

2.3 注采耦合時長

根據(jù)注采耦合時長不同可分為等時注采、長注短采、短注長采。不同注采耦合時長采用相同的注采比，且一個周期內(nèi)總注氣量一致。其中等時注采每個耦合周期注6個月，采6個月；長注短采每個耦合周期注8個月，采4個月；短注長采每個耦合周期注4個月，采8個月。模擬開發(fā)結(jié)果對比如圖6所示。由圖6可知，短注長采效果最佳，短注長采由于需要在最短的時間內(nèi)注入等量CO2，一方面需要維持最高的壓力保持水平，一方面也增加了CO2在儲層中的平均接觸時間，溶解擴散作用更充分，因此提高采收率的效果最好。

圖6 不同注采耦合時長開發(fā)效果對比Fig.6 Comparison of development effects of different injection-production coupling duration

2.4 耦合周期

不同耦合周期的模擬開發(fā)結(jié)果對比如圖7所示。由圖7可知，不同耦合周期對采出程度影響較小，短周期開發(fā)效果略好于長周期開發(fā)，但是短周期注采耦合的工程實施成本也更高。綜合考慮采收率及成本因素，耦合周期6～12個月為最佳。

圖7 不同注采耦合周期開發(fā)效果對比Fig.7 Comparison of development effects of different injection-production coupling cycles

根據(jù)對耦合時機、壓力保持水平、注采耦合時長、耦合周期的優(yōu)化結(jié)果，選取初期耦合、短注長采模式，壓力保持水平為1.2倍的最小混相壓力，耦合周期為6～12個月。相對于常規(guī)連續(xù)氣驅(qū)，CO2驅(qū)注采耦合可顯著降低氣油比上升速度。延緩該區(qū)塊氣竄時間14個月，并提高采收率約6.3%。注采耦合與連續(xù)氣驅(qū)的剩余油分布及CO2組分分布如圖8所示。

圖8 注采耦合(左)與連續(xù)氣驅(qū)(右)剩余油分布Fig.8 Remaining oil distributions after injection-production coupling development and continuous gas flooding

3 結(jié) 論

(1)CO2驅(qū)注采耦合提高采收率的主要機理是溶解擴散與彈性膨脹，其避免了注采井間流線直接溝通，消除了注采井間的高壓差條帶，使得注采井控制區(qū)域壓力均勻上升，CO2均勻擴散，邊角區(qū)的油更容易得到動用。

(2)注氣提壓階段，CO2不斷溶解，氣相前緣后撤，氣相波及體積逐漸變小，組分波及體積緩慢擴大；泄壓開采階段，溶解于油相中的CO2快速逸出，同時氣相因壓力降低發(fā)生彈性膨脹，氣相及組分波及體積均加速擴大。

(3)初期耦合、短注長采提高采收率效果最明顯，氣竄后轉(zhuǎn)注采耦合則較難見效；相對于連續(xù)氣驅(qū)，CO2驅(qū)注采耦合開發(fā)效果受壓力保持水平影響更大，其平均壓力保持水平也應高于連續(xù)氣驅(qū)，建議不低于1.2倍的最小混相壓力。

(4)相對于連續(xù)氣驅(qū)，CO2驅(qū)注采耦合可顯著降低氣油比上升速度，延緩樊142-7-斜4井組氣竄時間14個月，并提高采收率約6.3%。