趙 洋，劉 凱，王維波，姚振杰

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710061)

低滲透油氣開發(fā)是我國油田開發(fā)主要對象，低滲透油藏儲量占全國已探明地質儲量的2/3，但在目前的經濟技術條件下，其動用程度較低[1-3]。該類油藏通常具有“三低”特點，即低豐度、低壓、低產，同時該類油藏儲層物性差，油層孔隙度低，流體滲透能力較差，非均質性強，其有效開發(fā)難度較大[4-6]。低滲透油藏開發(fā)特征主要表現為油井自然產能低，投產后產量遞減快，低產井多；油層受巖性控制，水動力聯(lián)系差，自然能量補給不足，一次采收率很低；采油速度低，依靠天然能量開采，采油速度在1%以下，注水開發(fā)，采油速度在1%左右。國內外低滲透油藏開發(fā)目前已取得經濟效益的主要有注水保持地層能量、壓力改造油層以及注氣等方法[7-9]。

低滲透油藏在注水開發(fā)過程中常表現出注水壓力高、油井產量遞減快、地層壓力保持困難等問題[10]。由于低滲透油藏水驅采收率較低，注氣成為低滲透油田開發(fā)探索的方向。與其他氣體(天然氣、煙道氣、氮氣)相比，相同條件下，CO2具有注入能力強、膨脹系數大、最小混相壓力低，驅油成本低，可回收利用，與原油混溶性好等優(yōu)點，可在油田注水開發(fā)基礎上提高采收率(EOR)為5%～10%，提高采收率潛力巨大[11-13]。從國內外研究來看，CO2具有極強的滲透性，容易進入微小孔隙，處于超臨界狀態(tài)時，CO2密度接近液體，黏度接近氣體，擴散系數為液體的100倍，具有較大的溶解力，CO2與流體之間發(fā)生擴散、傳質作用，消除界面張力，減少毛管力對油氣的圈閉。利用其降黏、膨脹、溶解氣驅等機理驅替原油進而提高原油采收率[14-15]。礦場實踐表明，與水驅相比，注CO2驅油適用性較好，CO2吸氣指數可提高5倍、啟動壓力降低50%，大幅提高了注入能力，有效解決了低滲透油藏水驅開發(fā)存在的“注不進、采不出、采油速度低、采收率低”等難題[16-18]。目前國內外CO2驅油技術已日漸成熟，該技術領域相關研究越來越多[19]。逐步形成了CO2驅精細地質描述技術、CO2驅油藏篩選評價方法、油藏注采優(yōu)化設計技術、有效井網模式優(yōu)化技術、全過程實時跟蹤及調整技術等CO2驅油藏工程技術[20]。氣驅過程復雜性使人們對其生產動態(tài)的認識一直處于經驗階段，具有明確物理意義的CO2驅采收率預測油藏工程方法尚未見報道，而采收率作為衡量油田開發(fā)水平高低的一個指標，極為重要[21]。目前氣驅開采收率預測主要靠室內實驗和數值模擬等手段，但是這些方法都耗時耗力。工程上常利用水驅特征曲線方法預測CO2驅動態(tài)指標，但水驅和CO2驅在驅油機理、開發(fā)動態(tài)特征等方面存在明顯差異，導致預測結果不準確[22]。作為油田多種計劃和方案的龍頭，油藏開發(fā)方案的得失對油田經濟影響很大。針對這些問題，本文根據油藏工程基本原理建立氣驅采收率計算方法，建立氣驅提高采收率增幅圖版，形成了低滲透油藏注CO2驅提高采收率指標預測方法。

1 提高采收率油藏工程方法

為增加注氣方案可靠性，從油藏工程基本理論出發(fā)，根據波及系數以及驅油效率關系，同時根據采油速度、遞減率關系推導出氣驅產量變化規(guī)律；提出氣驅增產比及其工程計算方法。

1.1 氣驅增產比

基于王高峰等人提出的氣驅增產比，其計算方法如下[23]：

(1)

而注CO2驅提高采收率為油藏采收率與水驅采收率之差:

ΔRg=(Fgw-1)(Reu-Re0)

(2)

式中，Fgw為低滲透油藏氣驅增產比；Qog為某時間氣驅產量水平；Qow為同期的水驅產量水平；R1為氣水初始驅油效率之比；R2為轉氣驅時可采儲量采出程度；EDgi為油藏未動用時驅油效率；EDwi為水的初始驅油效率；Re0為轉驅時采出程度；Reu為經驗水驅采收率；ΔRg為氣驅采收率增幅。

1.2 氣驅提高采收率幅度

根據全國儲委油氣專委，氣驅提高采收率幅度:

(3)

將式(3)代入式(2)得：

(4)

式中，K為平均滲透率;μ0為地層原油黏度。

根據式(4)繪制氣驅提高采收率增幅圖版。某區(qū)塊水驅采收率20%，轉驅時采出程度7.0%，剩余采出程度13%。若實施非混相驅且氣驅增產倍數1.3，則CO2驅提高采收率4.8%；若實施混相氣驅增產倍數1.7，則CO2驅提高采收率9.1%。這些結果比較符合中國低滲透油藏注氣提高采收率的實際情況。

低滲透油藏氣驅提高采收率增幅查詢圖版如圖1、表1所示。

圖1 低滲透油藏氣驅提高采收率增幅查詢圖版Fig.1 EOR increase query chart for gas flooding in low permeability reservoir

從圖1和表1中可以看出，以CO2提高采收率12%為目標，氣驅增產倍數為1.5時，很難實現12%的提高采收率目標；氣驅增產倍數為1.7時，轉驅時的剩余采出程度需要高于16%，才能實現12%的提高采收率目標；氣驅增產倍數為1.9時，轉驅時的剩余采出程度需要高于13%才能實現12%的提高采收率目標。

2 現場應用

選取吳起白豹吳26-75區(qū)塊進行注CO2礦場應用。

2.1 研究區(qū)概況

白豹油區(qū)吳26-75井區(qū)地處吳起油田袁坨子油區(qū)。主要含油層位為三疊系延長組長91油層，平均埋藏深度2 200～2 350 m，平均孔隙度8%，平均滲透率0.367×10-3μm2。該井區(qū)延長組長9儲集層巖性為層狀砂巖，油藏成因主要受砂體展布和巖性因素控制。

2.2 儲量計算

容積法的計算公式為：

N=100×A×φ×H×Soi×ρo/Boi

(5)

式中，A為油藏含油面積；ρo為原油密度；φ為孔隙度；Boi為原始地層體積系數；Soi為原始地層油平均油飽和度；H為地層平均有效厚度；N為地質儲量。

吳26-75井區(qū)長9為構造—巖性油藏，考慮油層邊界條件，分區(qū)塊分層系圈定含油面積。有效厚度以等值線為間隔，根據巖芯物性分析資料及測井解釋結論，對各砂體單元分別求取孔隙度，以此作為儲量計算孔隙度的依據。其他儲量計算參數依據資料取值，長9地面原油密度取0.841 g/cm3；地層原油體積系數取值1.122。將上述參數代入公式計算，儲量計算結果見表2。

表2 吳26-75井區(qū)儲量計算Tab.2 Wu 26-75 well reserves calculation

吳起白豹吳26-75區(qū)塊CO2驅氣和水初始驅油效率比R1=1.313，轉氣驅時可采儲量采出程度R2=0.202，氣驅增產比Fgw=1.39，根據式(4)計算吳起白豹吳26-75區(qū)塊CO2驅油20年可提高采收率8.12%。

3 數值模擬研究

3.1 構造模型

該區(qū)由于構造特征簡單，沒有斷層，構造模型主要依靠井點資料和電測解釋成果，此次所建構造模型采用了10 m×10 m×1 m的網格。吳26-75井區(qū)三維構造模型如圖2所示，與地質分析后編制的油層組頂部構造圖對比可以看出，建立的構造模型能夠反映區(qū)塊構造特征。

圖2 吳26-75井區(qū)三維層面構造模型Fig.2 Wu 26-75 well three-dimensional plane structure model

吳26-75井區(qū)三維構造模型，地層由上到下，其構造特點具有較好的繼承性，表現為東高、西低的寬緩斜坡狀構造特征。構造的高、低幅度差為±60 m。地層整體呈南北走向，地層坡度相對平緩。

3.2 沉積相模型

采用硬信息(矢量化砂體平面圖和砂地比)作為約束條件，對吳26-75井區(qū)三角洲前緣儲層地質模式(定性模式和定量模式)進行約束，建立泥巖、砂巖2種巖相的模型(圖3)。沉積相模型包為河道砂，主河道由北向南延伸，逐漸分叉并互相匯聚。長91期整體沉積作用增強，河道砂體規(guī)模較大。

3.3 屬性模型的建立

根據變差函數的基本原理，計算實驗變差函數，并加以擬合，確定各小層每一種微相的結構分析參數。在相控孔隙度變差函數分析的基礎上，根據數字化孔隙度數據，建立了研究區(qū)塊孔隙度模型。由于孔隙度和滲透率具有一定的相關性，因此滲透率的長軸方位與孔隙度以及微相的展布方向是一致的，各小層均如此。另外，由于滲透率的影響因素比較多，其變化劇烈程度比孔隙度大，因此相同微相、相同層位的孔隙度的變程要略大于滲透率的變程，即孔隙度的空間連續(xù)性要好一些。吳26-75井區(qū)三維孔隙度模型、滲透率模型如圖4所示。

圖3 吳26-75井區(qū)三維巖相模型Fig.3 Wu 26-75 well three-dimensional lithofacies model

圖4 吳26-75井區(qū)三維孔隙度模型、滲透率模型Fig.4 Wu 26-75 well three-dimensional porosity model and permeability model

由圖4可知，位于主砂體帶的孔隙度最好，向邊部孔隙度變差。從滲透率模型可以看出，位于主砂體帶的滲透率最好，向邊部滲透率變差。

3.4 油水分布模型的建立

根據含水飽和度變差函數分析，建立了開發(fā)區(qū)塊含水飽和度模型，如圖5所示。該油藏受構造和巖性控制，屬于巖性油藏。針對油水分異差的問題，飽和度建模中，引入垂向分布趨勢，模型在忠實于井點數據的同時并受趨勢的約束。

3.5 油藏及流體相態(tài)擬合

為改善對氣藏流體性質的預測精度，在不影響模擬結果的前提下，按組分性質相近的原則，將井流物組分進行了7個擬組分劃分，PVT擬合曲線如圖6所示。利用PVTI軟件，通過調整每個組分的十幾個組分臨界狀態(tài)參數，對恒組分膨脹實驗數據進行反復試算，擬合不同壓力下相對體積、液體密度以及液體黏度，擬合精度控制在5%以內，精度較高，可以滿足后續(xù)組分模擬的要求。

圖5 吳26-75井區(qū)三維含水飽和度模型Fig.5 Wu 26-75 well three-dimensional water saturation model

圖6 PVT擬合曲線Fig.6 PVT fitting curve

在流體相態(tài)擬合的基礎上，能準確描述油藏流體性質的各組分臨界狀態(tài)特征參數(表3、圖7)。

表3 組分臨界狀態(tài)特征參數Tab.3 Component critical state characteristic parameters

圖7 原油體系相圖Fig.7 Phase diagram of crude oil system

3.6 儲量擬合

對于常規(guī)油藏，在采用定油量生產制度后，一般情況下不需調整多少參數采油量都能得到較快擬合。但對于目標長9油藏這種低孔低滲且只有實施大型壓裂措施后才能見經濟產能的油田，則必須對地質模型作較大的調整后，產量才能得到較好的擬合。在地質建模和流體相態(tài)擬合的基礎上，建立全區(qū)模型，并對整個油藏儲量進行擬合(表4)，比對實際各小層地質情況以及地質建模，最終得到了較高的儲量擬合結果。

表4 全區(qū)儲量擬合Tab.4 Reserves fitting table of the whole region

3.7 生產歷史擬合

為保證擬合效率，提高模型計算速度，采用黑油模型進行水驅開發(fā)歷史擬合。在區(qū)塊整體模型的基礎上，完成了區(qū)塊生產歷史擬合(圖8)。從擬合結果看，區(qū)塊整體擬合效果較好，液、油、含水擬合趨勢符合比較好。單井擬合部分大產量主力井擬合效果較好，一些產量較差，措施多的單井，擬合效果稍差?？傮w上看，生產歷史擬合生產趨勢基本與實際一致，擬合精度能夠滿足后續(xù)方案要求。

歷史擬合模型采用定液生產，區(qū)塊產液基本穩(wěn)定，誤差3.4%，區(qū)塊產油誤差1.89%，由于區(qū)塊實際含水受個別單井影響，跳躍性大，區(qū)塊含水擬合稍差，但整體趨勢仍較符合，單井擬合產油誤差小于10%的井20口，擬合符合率約70%。模型能真實反映油藏開發(fā)歷史，可滿足后續(xù)方案預測需要。

3.8 吳26-75井區(qū)CO2驅油開發(fā)預測

吳26-75井區(qū)目前平均地層壓力13.7 MPa，本次模擬設置有2個井組井口CO2注氣速度20、30、40 t/d。并設置注入井井底注入壓力不超過35 MPa，生產井井底流壓不低于混相壓力18.52 MPa。通過數值模擬軟件計算，預測區(qū)塊CO2注氣速度20、30、40 t/d的情況下，20年可累計增油20.56 萬、22.48 萬、24.13 萬m3，可分別提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。區(qū)塊20年CO2驅生產預測如圖9所示，區(qū)塊20年CO2驅生產預測見表5。

圖8 區(qū)塊生產歷史擬合Fig.8 Block production history fitting

圖9 區(qū)塊20年CO2驅生產預測Fig.9 Forecast of CO2 flooding production in 20 years

表5 區(qū)塊20年CO2驅生產預測Tab.5 20 years CO2 flooding production forecast table of block

4 結論

(1)根據氣驅增產比計算方法，得到了氣驅采收率預測方法。利用油藏工程方法預測吳起白豹吳26-75區(qū)塊CO2驅油20年可提高采收率8.12%。

(2)選取吳起白豹研究區(qū)塊進行CO2驅油藏數值模擬研究，設置CO2注氣速度20、30、40 t/d，預測區(qū)塊可分別提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。

(3)油藏工程方法和數值模擬方法預測結果誤差較小，從而驗證該油藏工程方法可用于CO2驅油提高采收率預測。