張希勝,楊勝來,張 政,袁鐘濤,張鈺祥,王 萌

(中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249)

冀東油田高12斷塊物性較差，平面上砂體規(guī)模連通性差，單井點(diǎn)采油與其他井不連通，具有小規(guī)模砂體特征，它的范圍以外可能是尖滅，或滲透率變差，或巖性的變化，導(dǎo)致沒有辦法聯(lián)通。而且該區(qū)塊埋藏深，滲透率很低，部分油藏注不進(jìn)水導(dǎo)致水驅(qū)效果差，甚至導(dǎo)致中、弱水淹層難以進(jìn)一步有效動(dòng)用，可知轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的重要性[1]。但是油藏溫度和壓力較高，地下原油黏度小等油藏條件符合烴類驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)[2-4]。自2010年，G12斷塊進(jìn)行了注CO2吞吐礦場尺度試驗(yàn)，并且取得了良好的增油提采效果[5-6]。隨著吞吐輪次的增加，一方面，單輪次吞吐增油量不斷降低，換油率也隨之降低，CO2吞吐成本較高，導(dǎo)致噸油成本增加[7]；另一方面，由于CO2在注入地層的過程中，會(huì)溶解形成碳酸，具有腐蝕性，進(jìn)而對(duì)井筒以及地面管線造成嚴(yán)重的威脅，制約了CO2吞吐在礦場上的推廣應(yīng)用。

為了解決CO2吞吐應(yīng)用中的問題，提出用段塞氣氣吞吐，即CO2與N2結(jié)合注入進(jìn)行單井吞吐，從而提高低滲透油藏的采出程度。經(jīng)調(diào)研結(jié)果表明，CO2氣體注入地層后原油體積會(huì)發(fā)生膨脹，補(bǔ)充地層能量，降低毛管阻力，從而提高流動(dòng)性[8-9]。同時(shí)，還能降黏，降低油水界面張力，有利于殘余油的流動(dòng)[10-11]。N2雖然沒有CO2降黏、膨脹原油作用明顯，但是N2具有補(bǔ)充能量和助排的功能[12]，并且N2來源廣泛，價(jià)格便宜，與CO2形成段塞注入既可減緩CO2對(duì)管線的傷害，又能達(dá)到增產(chǎn)的效果。

近年來，國外學(xué)者提出CO2/N2復(fù)合氣體提高采收率技術(shù)，但并未應(yīng)用于油藏開發(fā)。國內(nèi)學(xué)者大多數(shù)集中于對(duì)CO2、N2單一氣體注入地層提高油藏采收率的研究[13-15]，已有對(duì)CO2/N2復(fù)合氣體提高采收率的研究基于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)尺度[16]，通過相應(yīng)的注氣膨脹實(shí)驗(yàn)和注氣吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)，得出CO2/N2復(fù)合氣體最佳比例。但是用數(shù)值模擬手段對(duì)CO2/N2復(fù)合氣體提高采收率的研究卻鮮有報(bào)道。

由于低滲透油藏普遍存在啟動(dòng)壓力梯度，啟動(dòng)壓力梯度對(duì)油藏開發(fā)的影響不可忽略，要實(shí)現(xiàn)油氣資源的有效動(dòng)用，必須加以考慮[17]。而目前使用數(shù)值模擬方法研究考慮啟動(dòng)壓力梯度的試驗(yàn)中，將啟動(dòng)壓力梯度設(shè)置為定值[18]，而并沒有考慮啟動(dòng)壓力的變化。隨著油藏的開發(fā)進(jìn)行，油藏滲透率發(fā)生變化，啟動(dòng)壓力梯度必然隨之改變，可見前者研究方法具有一定局限性。

現(xiàn)以冀東油田G12斷塊油藏作為研究對(duì)象，首先在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上展開啟動(dòng)壓力梯度研究，取G12斷塊巖樣，利用多級(jí)超高溫驅(qū)替系統(tǒng)得到啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系，以及油水相對(duì)滲透率、油氣相對(duì)滲透率。其次，在數(shù)值模擬軟件tNavigator中考慮由室內(nèi)實(shí)驗(yàn)獲得的啟動(dòng)壓力梯度隨著滲透率變化規(guī)律，建立組分模型，進(jìn)行CO2/N2吞吐參數(shù)(段塞比、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、注入量、燜井時(shí)間、采油速度)優(yōu)化，使得模擬結(jié)果更加準(zhǔn)確。

1 油藏?cái)?shù)值模擬模型的建立

利用petrel地質(zhì)建模軟件，建立了高12斷塊精細(xì)實(shí)際地質(zhì)模型，采用角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)劃分網(wǎng)格，共劃分了64×27×642=1 109 376個(gè)網(wǎng)格,其中i方向網(wǎng)格數(shù)為64，j方向網(wǎng)格數(shù)為27，k方向網(wǎng)格數(shù)為642，有效網(wǎng)格數(shù)為136 884，三維地質(zhì)模型如圖1所示。通過建立好的精細(xì)三維地質(zhì)模型，進(jìn)行吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究。

圖1 高12斷塊三維地質(zhì)模型Fig.1 Three-dimensional geological model of Gao 12 fault block

CO2/N2吞吐涉及油氣水三相，采用tNavigator組分模型進(jìn)行模擬。模型的油藏壓力設(shè)置為39.95 MPa，達(dá)不到該區(qū)塊混相壓力70 MPa，采用單井定產(chǎn)方式進(jìn)行生產(chǎn)，先優(yōu)化出衰竭階段的單井產(chǎn)量，再進(jìn)行吞吐相關(guān)參數(shù)的優(yōu)化。在實(shí)驗(yàn)室條件下進(jìn)行閃蒸實(shí)驗(yàn)、膨脹實(shí)驗(yàn)、恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)，利用tNavigator軟件PVT Designer模塊對(duì)組分進(jìn)行合并和劈分。根據(jù)物性測試結(jié)果，將G12斷塊油藏的油藏流體擬合為6個(gè)組分：CO2、N2、C1-6、C7-22、C23-35、C36+，經(jīng)過回歸分析后的擬組分結(jié)果如表1所示。

表1 原油擬組分及其熱力學(xué)參數(shù)Table 1 Pseudo-components of crude oil and itsthermodynamic parameters

2 啟動(dòng)壓力梯度測試實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

為了獲得該區(qū)塊的啟動(dòng)壓力梯度變化規(guī)律，研究設(shè)計(jì)了一種壓差-流量法與平衡法結(jié)合的啟動(dòng)壓力梯度測量方法，并通過高精度的壓力監(jiān)測表降低了實(shí)驗(yàn)誤差。為避免圍壓帶來的影響，實(shí)驗(yàn)在凈圍壓條件下進(jìn)行。

2.2 實(shí)驗(yàn)裝置

主體實(shí)驗(yàn)裝置為SYS-III多級(jí)超高溫驅(qū)替系統(tǒng)，附屬設(shè)備包括：美國產(chǎn)ISCO-260D高精度驅(qū)替泵，耐高溫巖心夾持器，氣體流量計(jì)，空氣壓縮機(jī)，氣體加壓泵等。實(shí)驗(yàn)流程圖如圖2所示。

圖2 啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)裝置Fig.2 Start the pressure gradient experimental device

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)將巖心在108 ℃烘干48 h以上，而后分別測定巖心長度、直徑、孔隙度及滲透率等數(shù)據(jù)。

(2)將巖心以上述測滲透率相同方向裝填入巖心夾持器。

(3)接通流程，首先校正儀器，對(duì)儀器初始值調(diào)零，而后同時(shí)升高圍壓和回壓，升壓過程要以2 MPa為步長，以30 min為間隔，逐級(jí)增壓至上覆壓力和地層壓力值，恒定不變，并升溫至實(shí)驗(yàn)溫度。

(4)中間容器中充滿氣體，將巖心夾持器出口管段的出口置于流量收集裝置液面下(將出口管段中可能存在的液體排空)，流量收集裝置中裝滿清水。

(5)通過注入泵以0.01 mL/min的流量為中間容器加壓，觀察收集管中液面下的出氣管口，觀察到第一個(gè)氣泡冒出后立即停泵，并關(guān)閉三軸巖心夾持器進(jìn)口閥門，靜置。

(6)觀察數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集到的壓差傳感器數(shù)據(jù)值，直至該值穩(wěn)定，此穩(wěn)定的數(shù)據(jù)即為啟動(dòng)壓力。

2.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

為了后期便于開展數(shù)值模擬研究，利用實(shí)驗(yàn)測得數(shù)據(jù)，繪制啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線如圖3所示，得出高12斷塊油藏啟動(dòng)壓力梯度的特點(diǎn)，啟動(dòng)壓力梯度與滲透率呈冪函數(shù)關(guān)系，啟動(dòng)壓力梯度隨著滲透率的增大而減小。由曲線擬合可得到啟動(dòng)壓力梯度經(jīng)驗(yàn)公式，并且擬合程度較高。

圖3 多相流體啟動(dòng)壓力梯度與滲透率關(guān)系Fig.3 Relationship between starting pressure gradient and permeability of multiphase fluid

應(yīng)用tNavigator數(shù)值模擬軟件中SOLUTION部分添加啟動(dòng)壓力梯度關(guān)鍵字ARITHMETIC，分別設(shè)置地質(zhì)模型i、j、k3個(gè)方向的啟動(dòng)壓力值，進(jìn)行考慮啟動(dòng)壓力梯度的數(shù)值模擬研究，如表2所示。

表2 啟動(dòng)壓力模擬方法Table 2 Start-up pressure simulation method

3 衰竭階段的單井產(chǎn)量

對(duì)于低滲透油藏而言，研究區(qū)塊儲(chǔ)層物性較差，連通性較差，注氣比較困難，對(duì)單井進(jìn)行壓裂改造就顯得非常重要，壓裂改造技術(shù)也常用于低滲透油藏開發(fā)中。當(dāng)油藏的儲(chǔ)層物性參數(shù)一定時(shí)，合理生產(chǎn)制度影響油藏的有效開發(fā)。為了優(yōu)化油井衰竭階段的合理單井產(chǎn)量，設(shè)置半縫長為150 m，單井產(chǎn)量分別為10、15、20、25、30 m3/d，模擬生產(chǎn)2 a，模擬結(jié)果如圖4、圖5所示。

圖4 累積產(chǎn)油量變化曲線Fig.4 Cumulative oil production curve

圖5 地層壓力變化曲線Fig.5 Formation pressure change curve

由數(shù)值模擬結(jié)果可知，衰竭開發(fā)階段的累積產(chǎn)油量隨著單井產(chǎn)量的增加而增加，當(dāng)單井產(chǎn)量超過15 m3/d后，單井產(chǎn)量對(duì)最終采油總量影響不大。但由圖5可知，單井產(chǎn)量越大，地層壓力下降的越明顯，導(dǎo)致地層壓力下降過快，不利用后續(xù)補(bǔ)充能量開發(fā)，因此優(yōu)選衰竭階段單井產(chǎn)量為15 m3/d。

4 吞吐參數(shù)優(yōu)化

4.1 段塞比優(yōu)化

注CO2吞吐能獲得較好的開發(fā)效果，但腐蝕以及經(jīng)濟(jì)成本問題不可忽略，N2作為增能氣體，來源廣泛，性能可靠。將二者結(jié)合起來形成CO2/N2氣氣段塞，注入地層并進(jìn)行吞吐。為了對(duì)比不同段塞比的增油效果，分別設(shè)計(jì)了5種段塞比(CO2∶N2)：1∶0(純CO2)、7∶3、6∶4、5∶5、4∶6、3∶7、0∶1(純N2)，注入速度均為2 000 m3/d，注入天數(shù)為10 d，燜井時(shí)間為10 d，累計(jì)生產(chǎn)2 a。優(yōu)化的對(duì)比指標(biāo)為累積增油量和換油率。累積增油量為生產(chǎn)2 a時(shí)的采油總量扣除彈性開采階段的基礎(chǔ)采油總量，換油率為注氣吞吐后的累積增油量與注氣量的比值。計(jì)算結(jié)果如圖6所示。

圖6 段塞比對(duì)吞吐效果的影響Fig.6 The effect of slug ratio on throughput

從圖6可以看出：隨著段塞比的減小，累積增油量和換油率減小。說明段塞比的大小影響吞吐開發(fā)效果，氣氣段塞中CO2比例越高，其增油效果越好，純CO2作用效果最好，純N2作用效果最差。其原因主要為：①復(fù)合氣體中CO2比例的越高，其溶解膨脹的效應(yīng)越明顯；②N2比例增加，雖然其補(bǔ)充地層能量的能力增強(qiáng)，卻無法彌補(bǔ)其對(duì)溶解降黏造成的損失，導(dǎo)致整體增油效果變差[16]。結(jié)合現(xiàn)場，二氧化碳對(duì)套管的腐蝕，適當(dāng)補(bǔ)充N2作為增能氣體對(duì)開發(fā)更有利。因此，優(yōu)選段塞比為7∶3。

4.2 轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)優(yōu)化

吞吐參數(shù)(段塞比、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、注入量、燜井時(shí)間、采油速度)的取值直接影響到G12斷塊油藏的開發(fā)以及最終的吞吐開發(fā)效果。因此，確定最優(yōu)的吞吐參數(shù)，對(duì)提高油田的采出程度顯得非常重要。

CO2注入地層后，其強(qiáng)大的溶解能力能降低原油黏度，改善流度比，地層能量得到補(bǔ)充。轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)決定了轉(zhuǎn)注CO2時(shí)的地層壓力水平，影響著CO2在原油中的擴(kuò)散溶解能力。轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)決定著原油中相對(duì)較輕組分的比例，進(jìn)而影響著蒸發(fā)萃取效果。轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)的優(yōu)化，即優(yōu)選出衰竭階段最佳的產(chǎn)量下降時(shí)機(jī)進(jìn)行注氣。設(shè)置衰竭階段的單井產(chǎn)量為15 m3/d，注入速度均為2 000 m3/d，注入天數(shù)為10 d，燜井時(shí)間為10 d，累計(jì)生產(chǎn)2 a。當(dāng)衰竭階段的日產(chǎn)油速度分別下降到3、4、5、6 m3/d時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)注，觀察不同方案下的采油總量曲線，模擬結(jié)果如圖7所示。

從圖7可以看出：注CO2吞吐開發(fā)效果與轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)有關(guān)，開發(fā)方案中開始轉(zhuǎn)注時(shí)的日產(chǎn)油速度越小，說明彈性開采時(shí)間越長，CO2吞吐效果越好，累積產(chǎn)油量越高，且在日產(chǎn)油降為4 m3/d進(jìn)行吞吐,開發(fā)效果最好。當(dāng)日產(chǎn)油降為3 m3/d時(shí)進(jìn)行吞吐，累積產(chǎn)油量與4 m3/d時(shí)出現(xiàn)明顯的下降。是由于日產(chǎn)油降為3 m3/d時(shí)進(jìn)行吞吐，彈性開采周期較長，彈性能量消耗較大，在相同的注氣量下，吞吐補(bǔ)充的能量難以進(jìn)入儲(chǔ)層內(nèi)部。因此，優(yōu)選轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)為衰竭階段的日產(chǎn)油速度降為4 m3/d時(shí)。

圖7 累積產(chǎn)油量變化曲線Fig.7 Cumulative oil production change curve

4.3 注入量優(yōu)化

注入量是影響注氣吞吐效果的主要因素之一。由于注入量由注入時(shí)間和注入速度控制，通過改變注入速度的方式來研究注入量的敏感性。設(shè)置注入時(shí)間為10 d，燜井時(shí)間為10 d，段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入速度分別為2 000、4 000、6 000、8 000、10 000 m3/d，累積增油量和換油率根據(jù)累計(jì)生產(chǎn)2 a時(shí)進(jìn)行計(jì)算。計(jì)算結(jié)果如圖8所示。

從圖8可以看出：段塞注入量對(duì)吞吐增油量有較大影響，隨著段塞注入量的增加，累積增油量不斷增加，換油率不斷降低，說明段塞利用率不斷降低。當(dāng)注入量超過60 000 m3時(shí)，累積增油量增幅變緩，換油率的減小幅度也變小。原因是隨著段塞注入量的增加，地層原油溶解的CO2越多，降黏作用更明顯，原油流動(dòng)能力得到改善。當(dāng)段塞注入量超過一定量時(shí)，此時(shí)CO2氣驅(qū)作用大于溶解作用，段塞波及范圍有限，原油含油飽和度降低，因此增油量增幅變緩，優(yōu)選注入量為60 000 m3。

圖8 注入量對(duì)吞吐效果的影響Fig.8 The effect of injection volume on throughput

4.4 燜井時(shí)間優(yōu)化

燜井時(shí)間影響著注入氣體在地層中的溶解作用，所以燜井時(shí)間對(duì)吞吐效果影響較大。設(shè)置段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入量為60 000 m3，注入時(shí)間為10 d，燜井時(shí)間分別為7、10、15、20、25 d。觀察累積增油量和換油率的變化情況，計(jì)算結(jié)果如圖9所示。

從圖9可以看出：隨著燜井時(shí)間的增加，段塞吞吐的累積增油量和換油率均呈現(xiàn)出先增加后降低的變化規(guī)律，并且當(dāng)燜井時(shí)間為15 d時(shí)，吞吐開發(fā)效果最好。這是因?yàn)闋F井時(shí)間越長，段塞氣體中CO2與地層原油充分接觸，作用效果越好，但是燜井時(shí)間過長，溶解的氣體會(huì)逐漸擴(kuò)散，從而影響能量儲(chǔ)集，優(yōu)選燜井時(shí)間為15 d。

圖9 燜井時(shí)間對(duì)吞吐效果的影響Fig.9 The effect of simmering time on throughput

4.5 采油速度優(yōu)化

為了探究采油速度對(duì)吞吐效果的影響，在段塞比(CO2/N2)為7∶3，注入量為60 000 m3，注入時(shí)間為10 d，燜井時(shí)間為15 d的情況下，采油速度分別為10、15、20、25、30 m3/d。觀察累積增油量和換油率的變化情況，計(jì)算結(jié)果如圖10所示。

圖10 采油速度對(duì)吞吐效果的影響Fig.10 The effect of oil production rate on throughput

從圖10可以看出：隨著采油速度的增加，累積增油量和換油率的趨勢(shì)均表現(xiàn)為先增加后平穩(wěn)，并且在采油速度為25 m3/d時(shí)達(dá)到峰值[19]。因此，在吞吐階段應(yīng)適當(dāng)提高采油速度，充分發(fā)揮產(chǎn)能。

5 結(jié)論

(1)在冀東油田注氣吞吐數(shù)值模擬中，在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上展開啟動(dòng)壓力梯度研究，得到啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系，并首次將啟動(dòng)壓力梯度公式引入數(shù)值模擬軟件中，克服了定啟動(dòng)壓力梯度模擬的弊端，使模擬結(jié)果更加可靠。

(2)基于CO2吞吐在工程應(yīng)用中出現(xiàn)的問題，進(jìn)行了復(fù)合氣體CO2/N2吞吐設(shè)計(jì)，以減緩CO2注入地層引起的腐蝕問題，提高氣驅(qū)效果以及經(jīng)濟(jì)效益。并且首次基于數(shù)值模擬尺度對(duì)CO2/N2復(fù)合氣體吞吐提高采收率進(jìn)行研究，彌補(bǔ)了CO2/N2段塞氣氣吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的單一性。

(4)數(shù)值模擬結(jié)果表明：針對(duì)G12斷塊，優(yōu)選衰竭階段單井產(chǎn)量為15 m3/d；CO2/N2段塞比為7∶3；轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)為衰竭階段的日產(chǎn)油速度降為4 m3/d時(shí)；注入量為60 000 m3；燜井時(shí)間為15 d；注氣階段采油速度為25 m3/d。